Идет загрузка документа (1546 kByte)
Главный правовой
портал Украины
Главный правовой
портал Украины
Остаться Попробовать

Об утверждении Кодекса газотранспортной системы

Национальная комиссия; осуществляющая государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг
Постановление, Кодекс от 30.09.2015 № 2493

НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ, ЩО ЗДІЙСНЮЄ ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ У СФЕРАХ ЕНЕРГЕТИКИ ТА КОМУНАЛЬНИХ ПОСЛУГ

ПОСТАНОВА

30.09.2015

м. Київ

N 2493

Зареєстровано в Міністерстві юстиції України
06 листопада 2015 р. за N 1378/27823

Про затвердження Кодексу газотранспортної системи

Із змінами і доповненнями, внесеними
постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 10 березня 2016 року N 304
,
від 26 січня 2017 року N 84
,
від 28 квітня 2017 року N 615
(зміни, внесені
абзацом двадцять третім підпункту 1 пункту 7 розділу II змін, затверджених
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та
 комунальних послуг, від 28 квітня 2017 року N 615, набирають чинності з
1 липня 2017 року),
від 27 грудня 2017 року N 1437
(зміни, внесені пунктом 5 Змін до Кодексу газотранспортної системи, затверджених постановою Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27 грудня 2017 року N 1437,
 набирають чинності з
25 лютого 2018 року;
зміни, внесені
підпунктом 4 пункту 4 Змін до Кодексу газотранспортної системи, затверджених постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27 грудня 2017 року N 1437, набирають чинності з 15 червня 2018 року;
зміни, внесені постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних
послуг, від 27 грудня 2017 року N 1437, крім змін, передбачених
підпунктом 4 пункту 4 та пунктом 5, набирають чинності з 1 серпня 2018 року),
від 25 вересня 2018 року N 1079
,
від 30 жовтня 2018 року N 1282
,
від 12 квітня 2019 року N 558
,
від 22 квітня 2019 року N 580
,
від 28 травня 2019 року N 844
,
від 11 лютого 2020 року N 370
,
від 17 березня 2020 року N 621
,
від 10 червня 2020 року N 1080
,
від 30 червня 2020 року N 1235
,
від 26 серпня 2020 року N 1611
(зміни, внесені
підпунктом 2 пункту 1 Змін, затверджених постановою Національної комісії,
 що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 26 серпня 2020 року N 1611, набирають чинності з 1 жовтня 2020 року)
,
від 23 вересня 2020 року N 1752
,
від 30 вересня 2020 року N 1779
,
від 13 листопада 2020 року N 2086
,
від 27 листопада 2020 року N 2202

1 січня 2021 року до цієї постанови будуть внесені зміни, передбачені підпунктом 1 пункту 1 Змін, затверджених постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 26 серпня 2020 року N 1611)

1 січня 2021 року до цієї постанови будуть внесені зміни, передбачені підпунктом 1 пункту 1 постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2020 року N 1779)

Відповідно до статей 4 та 33 Закону України "Про ринок природного газу", Положення про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженого Указом Президента України від 10 вересня 2014 року N 715, Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,

ПОСТАНОВЛЯЄ:

1. Затвердити Кодекс газотранспортної системи, що додається.

2. Оператору газотранспортної системи забезпечити:

подання на розгляд Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, змін до Кодексу газотранспортної системи у частині визначення порядку проведення аукціонів розподілу потужності у двомісячний строк з дня набрання чинності цією постановою;

розміщення на власному веб-сайті в мережі Інтернет чинної редакції Кодексу газотранспортної системи та Типового договору транспортування природного газу протягом десятиденного строку з дня набрання чинності цією постановою;

звернення до Центрального видавничого бюро ENTSOG для отримання Оператором газотранспортної системи EIC-коду (Energy Identification Code) як місцевого видавничого бюро для забезпечення видачі EIC-кодів суб'єктам газового ринку України протягом десятиденного строку з дня набрання чинності цією постановою;

присвоєння підключеним до газотранспортної системи споживачам та операторам газосховищ і установки LNG їх персональних EIC-кодів як суб'єктів ринку природного газу та забезпечення можливості отримання іншими суб'єктами ринку природного газу (крім споживачів, які підключені до газорозподільних систем) їх персональних EIC-кодів протягом десятиденного строку з дня отримання власного EIC-коду як місцевого видавничого бюро;

відповідно до вимог глави 1 розділу III Кодексу газотранспортної системи забезпечити на кожній газорозподільній станції, що на законних підставах перебуває в його власності чи користуванні, організацію та облаштування місць контрольного відбору проб природного газу протягом двох років з дати набрання чинності цією постановою або у цей самий період встановити автоматичний потоковий прилад (зокрема, автоматичні хроматограф та вологомір), який на безперервній основі буде забезпечувати контроль компонентного складу, теплоти згоряння та температури точки роси за вологою природного газу з можливістю дистанційного їх контролю та передачі даних відповідним суміжним суб'єктам ринку природного газу.

3. Ця постанова набирає чинності з дня її офіційного опублікування.

(пункт 3 із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615)

4. Департаменту із регулювання відносин у нафтогазовій сфері в установленому порядку забезпечити подання цієї постанови на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України.

 

Голова Комісії

Д. Вовк

ПОГОДЖЕНО:

 

Голова Державної
регуляторної служби України

К. М. Ляпіна

Голова Антимонопольного
комітету України

Ю. Терентьєв

 

КОДЕКС ГАЗОТРАНСПОРТНОЇ СИСТЕМИ

I. ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ

1. Загальні засади, терміни та скорочення

1. Цей Кодекс розроблено відповідно до Законів України "Про ринок природного газу", "Про метрологію та метрологічну діяльність", "Про трубопровідний транспорт", "Про нафту і газ", "Про природні монополії" та інших нормативно-правових актів.

2. Цей Кодекс є регламентом функціонування газотранспортної системи України та визначає правові, технічні, організаційні та економічні засади функціонування газотранспортної системи України.

3. Дія цього Кодексу поширюється на всіх суб'єктів ринку природного газу України: операторів суміжних систем, газовидобувні підприємства, замовників, споживачів та постачальників природного газу незалежно від підпорядкування та форми власності, а також операторів торгових платформ.

(пункт 3 глави 1 розділу І із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

4. Доступ суб'єктів ринку природного газу до газотранспортної системи здійснюється на принципах:

рівного права доступу та приєднання для всіх суб'єктів ринку природного газу;

збереження цілісності, безпечної та стабільної роботи газотранспортної системи;

надання оператором газотранспортної системи послуг доступу та приєднання виключно на договірних засадах;

надання оператором газотранспортної системи послуг належної якості;

своєчасної та повної оплати послуг, наданих оператором газотранспортної системи;

сприяння підвищенню ліквідності ринку природного газу, зокрема розвитку оптового ринку короткострокових продуктів;

(пункт 4 глави 1 розділу І доповнено абзацом сьомим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

відповідальності всіх суб'єктів ринку природного газу за дотримання правил балансування, встановлених цим Кодексом, зокрема в частині сплати та одержання плати за добовий небаланс та плати за нейтральність балансування, для забезпечення найбільш ефективної торгівлі природним газом.

(пункт 4 глави 1 розділу І доповнено абзацом восьмим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

5. Терміни, що використовуються в цьому Кодексі, мають такі значення:

адміністратор аукціонної платформи - підприємство, яке здійснює управління аукціонною платформою та організовує і забезпечує проведення на ній аукціонів розподілу потужностей у фізичних точках входу або виходу на міждержавних з'єднаннях;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом другим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 10.03.2016 р. N 304
,
 у зв'язку з цим абзаци другий - п'ятдесят восьмий
 вважати відповідно абзацами третім - п'ятдесят дев'ятим
)

алокаційний алгоритм - механізм розподілення між постачальниками обсягів постачання природного газу на одну точку комерційного обліку споживача, якій присвоєно окремий EIC-код, в одному розрахунковому періоді;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом третім згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 12.04.2019 р. N 558,
у зв'язку з цим абзаци третій - дев'яносто восьмий
 вважати відповідно абзацами четвертим - дев'яносто дев'ятим)

абзац третій пункту 5 глави 1 розділу І виключено

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом третім згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне  регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615,
у зв'язку з цим абзаци третій - сімдесят третій вважати
 відповідно абзацами четвертим - сімдесят четвертим
,
абзац третій пункту 5 глави 1 розділу І виключено згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437,
у зв'язку з цим абзаци четвертий - сімдесят сьомий
 вважати відповідно абзацами третім - сімдесят шостим)

алокація - обсяг природного газу, віднесений оператором газотранспортної системи в точках входу/виходу до/з газотранспортної системи по замовниках послуг транспортування (у тому числі в розрізі їх контрагентів (споживачів)) з метою визначення за певний період обсягів небалансу таких замовників;

(абзац четвертий пункту 5 глави 1 розділу І у редакції
 постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615
,
із змінами, внесеними згідно з постановою Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

аукціонна надбавка - різниця між ціною в останньому раунді аукціону і стартовою ціною за одиницю потужності;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом п'ятим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 10.03.2016 р. N 304)

аукціонна платформа - інформаційна система в мережі Інтернет, що включає апаратне та програмне забезпечення і використовується для проведення аукціонів відповідно до вимог розділу XIX цього Кодексу;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом шостим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 10.03.2016 р. N 304)

аукціонна премія - грошові кошти, розмір яких визначається як добуток обсягу потужності (до якої за результатами аукціону надано доступ) на кількість газових діб у періоді користування цією потужністю та аукціонної надбавки;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом сьомим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 10.03.2016 р. N 304
,
абзац сьомий пункту 5 глави 1 розділу І у редакції
 постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30.06.2020 р. N 1235)

абзац восьмий пункту 5 глави 1 розділу І виключено

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом восьмим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 10.03.2016 р. N 304
,
абзац восьмий пункту 5 глави 1 розділу І виключено згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30.06.2020 р. N 1235)

абзац дев'ятий пункту 5 глави 1 розділу І виключено

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом дев'ятим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 10.03.2016 р. N 304
,
 у зв'язку з цим абзаци
п'ятий - шістдесятий
 вважати відповідно абзацами десятим - шістдесят п'ятим,
абзац дев'ятий пункту 5 глави 1 розділу І виключено згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30.06.2020 р. N 1235,
у зв'язку з цим абзаци десятий - сто восьмий
 вважати відповідно абзацами восьмим - сто шостим)

базова ціна газу (далі - БЦГ) - ціна природного газу, яка формується протягом розрахункового періоду оператором газотранспортної системи на основі витрат на закупівлю, транспортування та зберігання природного газу та розміщується оператором газотранспортної системи на власному веб-сайті щомісяця у строк до 10-го числа поточного місяця;

(абзац восьмий пункту 5 глави 1 розділу І із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

балансування системи - діяльність, яка здійснюється оператором газотранспортної системи в рамках надання послуг транспортування, що полягає у врівноваженні попиту та пропозиції природного газу у газотранспортній системі, що охоплює фізичне балансування та комерційне балансування;

банківська гарантія - вид забезпечення виконання зобов'язань, відповідно до якого банк-гарант бере на себе грошове зобов'язання перед оператором газотранспортної системи на його першу вимогу сплатити кошти за замовника послуг транспортування в разі невиконання останнім у повному обсязі або частково своїх фінансових зобов'язань перед оператором газотранспортної системи за договором транспортування природного газу. Банківська гарантія є належним фінансовим забезпеченням для цілей цього Кодексу, якщо вона є безвідкличною, непередаваною та безумовною;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом десятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне  регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615,
у зв'язку з цим абзаци
десятий - сімдесят другий
 вважати відповідно абзацами одинадцятим - сімдесят третім)

великий ціновий крок - встановлена оператором газотранспортної системи величина, на розмір якої в процесі проведення аукціону підвищується стартова ціна даного аукціону в кожному наступному раунді торгів аукціону;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом одинадцятим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 10.03.2016 р. N 304
,
 у зв'язку з цим абзаци
одинадцятий - шістдесят третій
 вважати відповідно абзацами дванадцятим - шістдесят шостим)

вища теплота згоряння - кількість теплоти, яку виділяє в результаті повного згоряння в повітрі визначена кількість природного газу, за умови, що реакція відбувається при постійному тиску; крім води, продукти згоряння знаходяться в газовому стані; вода, що виникає в процесі горіння, конденсується; всі продукти згоряння (у газоподібному стані та вода в рідинному стані) доводяться до тієї самої температури, яку мають субстрати;

відбір/споживання/подача, що вимірюється щодобово - обсяг природного газу, облік якого здійснюється комерційним вузлом обліку природного газу в установленому порядку, обладнаним системою дистанційної передачі даних;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом тринадцятим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

відбір/споживання/подача, що не вимірюється щодобово - обсяг природного газу, облік якого здійснюється комерційним вузлом обліку природного газу (у тому числі обладнаним обчислювачем/коректором), який не обладнаний системою дистанційної передачі даних;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом чотирнадцятим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437,
у зв'язку з цим абзаци
тринадцятий - сімдесят п'ятий
 вважати відповідно абзацами п'ятнадцятим - сімдесят сьомим)

абзац сімнадцятий пункту 5 глави 1 розділу І виключено

(згідно з постановою Національної комісії, що здійснює
 державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 11.02.2020 р. N 370,
у зв'язку з цим абзаци вісімнадцятий - дев'яносто дев'ятий
 вважати відповідно абзацами сімнадцятим - дев'яносто восьмим)

вільна потужність - частина технічної потужності газотранспортної системи, право користування якою не надане замовникам послуг транспортування;

(абзац п'ятнадцятий пункту 5 глави 1 розділу І із змінами, внесеними
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

віртуальна точка - точка в газотранспортній системі з невизначеним фізичним розташуванням;

(абзац шістнадцятий пункту 5 глави 1 розділу І із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615)

віртуальна торгова точка (віртуальна точка, на якій відбувається передача природного газу) - точка в газотранспортній системі з невизначеним фізичним розташуванням, у якій замовники послуг транспортування можуть здійснювати передачу природного газу, поданого до газотранспортної системи, на щоденній основі згідно з вимогами цього Кодексу;

(абзац сімнадцятий пункту 5 глави 1 розділу І у редакції
 
постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615
,
від 27.12.2017 р. N 1437)

віртуальна точка на міждержавному з'єднанні - віртуальна точка входу/виходу, яка об'єднує дві чи більше фізичні точки входу/виходу до/з газотранспортної системи на міждержавному з'єднанні з однією сусідньою країною;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом вісімнадцятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне  регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615,
у зв'язку з цим абзаци
вісімнадцятий - сімдесят четвертий
 вважати відповідно абзацами дев'ятнадцятим - сімдесят п'ятим)

газова біржа - товарна біржа (торгова платформа), що створена і здійснює діяльність відповідно до Закону України "Про товарну біржу" та з дотримання вимог, встановлених Законом України "Про ринок природного газу", цим Кодексом;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом дев'ятнадцятим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437,
у зв'язку з цим абзаци
дев'ятнадцятий - сімдесят п'ятий
 вважати відповідно абзацами дев'ятнадцятим - сімдесят сьомим)

газова доба - період часу з 05:00 всесвітньо координованого часу (далі - UTC) (з 07:00 за київським часом) дня до 05:00 UTC (до 07:00 за київським часом) наступного дня для зимового періоду та з 04:00 UTC (з 07:00 за київським часом) дня до 04:00 UTC (до 07:00 за київським часом) наступного дня для літнього періоду;

газова доба (D) - газова доба, в якій здійснюється надання послуг транспортування природного газу;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом двадцять першим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

газова доба (D+1) - газова доба, наступна за газовою добою (D);

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом двадцять другим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

газова доба (D-1) - газова доба, що передує газовій добі (D);

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом двадцять третім
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437,
у зв'язку з цим абзаци
двадцять третій - сімдесят сьомий
 вважати відповідно абзацами двадцять четвертим - вісімдесятим)

газовидобувне підприємство - суб'єкт господарювання, що займається видобутком (виробництвом) природного газу, у тому числі виробник біогазу або інших видів газу з альтернативних джерел;

газовий місяць - період часу, який розпочинається з першої газової доби поточного місяця і триває до початку першої газової доби наступного місяця;

газовий місяць (М) - газовий місяць, в якому здійснюється надання послуг транспортування природного газу;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом двадцять шостим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

газовий місяць (М+1) - газовий місяць, наступний за газовим місяцем (М);

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом двадцять сьомим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

газовий місяць (М-1) - газовий місяць, що передує газовому місяцю (М);

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом двадцять восьмим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437,
у зв'язку з цим абзаци
двадцять шостий - вісімдесятий
 вважати відповідно абзацами двадцять дев'ятим - вісімдесят третім)

газовий рік - період часу, який розпочинається з першої газової доби жовтня поточного календарного року і триває до першої газової доби жовтня наступного календарного року;

газорозподільна зона - територія ліцензованої діяльності оператора газорозподільної системи;

гарантована потужність - потужність газотранспортної системи, яка надається замовнику з гарантією реалізації права її користування протягом періоду надання послуг транспортування природного газу;

диспетчерська служба - підрозділ оператора газотранспортної системи, який здійснює оперативно-диспетчерське керування газотранспортною системою;

договір приєднання - договір між оператором газотранспортної системи та замовником про приєднання об'єктів замовника до газотранспортної системи;

договір транспортування - договір, укладений між оператором газотранспортної системи та замовником послуг транспортування природного газу на основі типового договору транспортування природного газу, затвердженого Регулятором, згідно з яким оператор газотранспортної системи надає замовнику одну чи декілька складових послуг транспортування природного газу на період та умовах, визначених у такому договорі, а замовник послуг транспортування оплачує оператору газотранспортної системи вартість отриманих послуг (послуги);

(абзац тридцять четвертий пункту 5 глави 1 розділу І із змінами, внесеними
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

договірні перевантаження - перевищення попиту на послуги із транспортування природного газу з гарантією реалізації права користування потужністю над обсягом технічної потужності;

додаткова потужність - потужність газотранспортної системи, яка може бути додатково розподілена на гарантованій основі в результаті вжитих заходів із врегулювання договірних перевантажень;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом тридцять шостим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

економічний тест - тест, який застосовується для оцінки економічної доцільності реалізації проектів нової (збільшеної) потужності;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом тридцять сьомим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370,
у зв'язку з цим абзаци
тридцять шостий - дев'яносто шостий
 вважати відповідно абзацами тридцять восьмим - дев'яносто восьмим)

електронний аукціон розподілу потужності (далі - аукціон) - конкурсна процедура, що проводиться на аукціонній платформі, в рамках якої здійснюється правочин щодо розподілення доступу до потужності у фізичних точках входу або виходу на міждержавних з'єднаннях між учасниками аукціону;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом тридцять восьмим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 10.03.2016 р. N 304
,
 у зв'язку з цим абзаци
тридцять восьмий - сімдесят шостий
 вважати відповідно абзацами тридцять дев'ятим - сімдесят сьомим)

замовник послуг зберігання - юридична особа або фізична особа - підприємець, яка на підставі договору з оператором газосховища замовляє надання послуги зі зберігання (закачування, відбору) природного газу;

замовник послуг транспортування - юридична особа або фізична особа - підприємець, яка на підставі договору транспортування, укладеного з оператором газотранспортної системи, замовляє одну чи декілька складових послуг транспортування природного газу;

(абзац сороковий пункту 5 глави 1 розділу І із змінами, внесеними
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

замовник приєднання - юридична особа або фізична особа - підприємець, яка бажає приєднати свої об'єкти до газотранспортної системи;

запас газу в газопроводах - обсяг природного газу, який перебуває в газопроводі;

засоби дистанційної передачі даних - засоби, встановлені (організовані) в установленому порядку на комерційному ВОГ, які забезпечують на безперервній основі можливість дистанційного доступу до зазначених ВОГ з метою зчитування (контролю) та передачі їх даних каналами зв'язку до оператора газотранспортної системи, оператора газорозподільної системи, суміжного газовидобувного підприємства;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом сорок третім
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437,
у зв'язку з цим абзаци
сорок третій - вісімдесят п'ятий
 вважати відповідно абзацами сорок четвертим - вісімдесят шостим)

зовнішнє газопостачання - газові мережі від місця забезпечення потужності до місця приєднання об'єкта або земельної ділянки замовника;

інформаційна платформа - електронна платформа у вигляді веб-додатка в мережі Інтернет, функціонування та керування якою забезпечується оператором газотранспортної системи, яка використовується для забезпечення надання послуг транспортування природного газу відповідно до вимог цього Кодексу;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом сорок п'ятим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437,
у зв'язку з цим абзаци
сорок п'ятий - вісімдесят шостий
 вважати відповідно абзацами сорок шостим - вісімдесят сьомим)

комерційне балансування - діяльність оператора газотранспортної системи, що полягає у визначенні та врегулюванні небалансу, який виникає з різниці між обсягами природного газу, що надійшли через точки входу, і обсягів природного газу, відібраного через точку виходу, у розрізі замовників послуг транспортування, що здійснюється на основі алокації;

(абзац сорок шостий пункту 5 глави 1 розділу І із змінами, внесеними
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

комерційний вузол обліку природного газу (ВОГ) - вузол обліку, що застосовується для проведення комерційних розрахунків при визначенні об'єму (обсягу) транспортування (споживання/постачання) природного газу в точці комерційного обліку;

короткостроковий стандартизований продукт - визначений обсяг природного газу, який продається і придбавається на торговій платформі на умовах передачі протягом газової доби (D) або (D+1) сім днів на тиждень відповідно до правил торгової платформи та положень цього Кодексу;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом сорок восьмим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437,
у зв'язку з цим абзаци
сорок восьмий - вісімдесят сьомий
 вважати відповідно абзацами сорок дев'ятим - вісімдесят восьмим)

малий ціновий крок - встановлена оператором газотранспортної системи величина, що не перевищує великий ціновий крок;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом сорок дев'ятим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 10.03.2016 р. N 304
,
 у зв'язку з цим абзаци
сорок дев'ятий - вісімдесятий
 вважати відповідно абзацами п'ятдесятим - вісімдесят першим)

маршрут визначення фізико-хімічних показників газу (далі - маршрут) - документ, в якому описано та схематично зображено маршрут переміщення газу від точки/точок визначення ФХП газу до точок входу або точок виходу до/з газотранспортної системи з відображенням місць відбору проб ФХП природного газу та/або встановлення автоматичних потокових приладів визначення ФХП газу та вказано номер маршруту;

(пункт 5 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом п'ятдесятим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 26.01.2017 р. N 84,
у зв'язку з цим абзаци
п'ятдесятий -вісімдесят шостий
 вважати відповідно абзацами п'ятдесят першим - вісімдесят сьомим)

механізм альтернативного розподілу потужності - механізм розподілу рівня пропозиції або нової (збільшеної) потужності, розроблений для кожного окремого випадку оператором газотранспортної системи та погоджений Регулятором для розміщення заявок на умовний попит на потужність;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом п'ятдесят першим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370,
у зв'язку з цим абзаци
п'ятдесят перший - дев'яносто восьмий
 вважати відповідно абзацами п'ятдесят другим - дев'яносто дев'ятим)

міждержавне з'єднання - місце з'єднання газотранспортної системи України з газотранспортною системою сусідньої держави;

(абзац п'ятдесят другий пункту 5 глави 1 розділу І у редакції
 постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615)

місце забезпечення (точка забезпечення) потужності - місце (точка) в існуючих газових мережах газотранспортного підприємства, від якого оператор газотранспортної системи забезпечує розвиток газових мереж з метою приєднання об'єктів замовника відповідної потужності;

місце приєднання (точка приєднання) - запроектована або існуюча межа балансової належності об'єктів замовника приєднання;

абзац п'ятдесят четвертий пункту 5 глави 1 розділу І виключено

 (згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
  регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 27.12.2017 р. N 1437,
у зв'язку з цим абзаци п'ятдесят п'ятий - вісімдесят восьмий
 вважати відповідно абзацами п'ятдесят четвертим - вісімдесят сьомим)

небаланс - різниця між обсягами природного газу, поданими замовником послуг транспортування для транспортування на точці входу, та відібраними замовником послуг транспортування з газотранспортної системи на точці виходу, що визначається відповідно до алокації;

(абзац п'ятдесят четвертий пункту 5 глави 1 розділу І із змінами, внесеними
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

несанкціонований відбір природного газу - відбір природного газу за відсутності споживача в Реєстрі споживачів постачальника будь-якого постачальника протягом розрахункового періоду; без укладення відповідного договору з постачальником; шляхом самовільного під'єднання та/або з навмисно пошкодженими приладами обліку природного газу або поза охопленням приладами обліку; шляхом самовільного відновлення споживання природного газу;

(абзац п'ятдесят шостий пункту 5 глави 1 розділу І у редакції
 постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

нижча теплота згоряння - кількість тепла, яку виділяє в результаті повного згоряння в повітрі визначена кількість природного газу за умови, що реакція відбувається при постійному тиску, а всі продукти згоряння знаходяться в газовому стані та доводяться до тієї самої температури, яку мали субстрати;

нова (збільшена) потужність - можливе майбутнє збільшення технічної потужності за допомогою ринкових процедур або створення нової потужності в разі відсутності достатньої існуючої потужності, яка може бути запропонована на основі інвестиції у фізичну інфраструктуру або довгострокової оптимізації використання потужності та згодом розподіленої за умови позитивного результату економічного тесту, у таких випадках:

1) на існуючих точках міждержавного з'єднання;

2) шляхом створення нової точки або точок міждержавного з'єднання;

3) як потужність фізичного реверсного потоку в точці або точках міждержавного з'єднання, яка не була запропонована раніше для процедури розподілу;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом п'ятдесят восьмим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370,
у зв'язку з цим абзаци
п'ятдесят восьмий - дев'яносто дев'ятий
 вважати відповідно абзацами п'ятдесят дев'ятим - сотим)

номінація - попереднє повідомлення, надане замовником послуг транспортування оператору газотранспортної системи, стосовно обсягів природного газу, які будуть подані замовником послуг транспортування протягом доби до газотранспортної системи в точках входу та відібрані з газотранспортної системи в точках виходу;

(абзац п'ятдесят дев'ятий пункту 5 глави 1 розділу І у редакції
 постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

об'єднана потужність - гарантована потужність, що складається з потужності на вході та виході з обох сторін кожної точки міждержавного з'єднання двох суміжних газотранспортних систем;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом шістдесятим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370,
у зв'язку з цим абзаци
шістдесятий - сотий
 вважати відповідно абзацами шістдесят першим - сто першим)

оперативний балансовий рахунок (ОБР) - документ, у якому оператори газотранспортних систем України та сусідньої країни та/або оператор газотранспортної системи України та оператор газосховища зазначають обсяги балансування природного газу за звітний період по кожному пункту приймання-передачі газу;

оператор суміжної системи - оператор газорозподільної системи, оператор газосховища, оператор установки LNG, оператор іншої газотранспортної системи, який співпрацює з оператором газотранспортної системи;

операція з віртуального заміщення природного газу - операція, при якій приймання-передача природного газу здійснюється шляхом документального оформлення зустрічних потоків природного газу: який знаходиться в суміжних газотранспортних системах, перевізниками-операторами газотранспортних систем України та сусідньої країни по кожному пункту приймання-передачі газу окремо, без його переміщення трубопровідним транспортом через митний кордон України; який надходить до газотранспортної системі та/або знаходиться у газосховищах України під митним контролем - перевізником-оператором газотранспортної системи України та оператором газосховища, без його фізичного закачування/відбору в/з газосховища;

оператор торгової платформи - суб'єкт господарювання, який на своїй електронній платформі організував та надав доступ іншим учасникам торгів для розміщення ними пропозицій про купівлю-продаж природного газу (включаючи можливість їх зміни або скасування) та реєстрації укладених угод купівлі-продажу природного газу між учасниками торгів;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом шістдесят четвертим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

передача потужності - відчуження права доступу до потужності одним замовником послуг транспортування та набуття права доступу до цієї потужності іншим замовником послуг транспортування в межах газотранспортної системи;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом шістдесят п'ятим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370,
у зв'язку з цим абзаци
шістдесят п'ятий - сто перший
 вважати відповідно абзацами шістдесят шостим - сто другим)

період балансування - газова доба (D);

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом шістдесят шостим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

підключення до газотранспортної системи - фізичне підключення (врізка) об'єктів замовників до газотранспортної системи;

підтверджена номінація - підтверджений оператором газотранспортної системи обсяг природного газу замовника послуг транспортування, який буде прийнятий від замовника в точках входу до газотранспортної системи та переданий замовнику в точках виходу з газотранспортної системи у відповідний період;

(абзац шістдесят восьмий пункту 5 глави 1 розділу І із змінами, внесеними
 згідно з 
постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 10.03.2016 р. N 304
,
від 27.12.2017 р. N 1437)

плата за добовий небаланс - це сума коштів, яку замовник послуг транспортування сплачує або отримує відповідно до розміру добового небалансу;

плата за нейтральність балансування - плата, яка дорівнює різниці між коштами, які були отримані оператором газотранспортної системи або підлягають виплаті оператору газотранспортної системи, та коштами, які були сплачені оператором газотранспортної системи або підлягають виплаті оператором газотранспортної системи у зв'язку з діями, пов'язаними з балансуванням газотранспортної системи, що має бути стягнута оператором газотранспортної системи із замовника послуг транспортування або виплачена оператором газотранспортної системи замовнику послуг транспортування;

портфоліо балансування - сукупність подач та відборів замовника послуг транспортування природного газу;

послуга балансування - послуга, що надається оператору газотранспортної системи на підставі відповідного договору купівлі-продажу природного газу, необхідного для врегулювання короткострокових коливань попиту та пропозицій на природний газ, що не є короткостроковим стандартизованим продуктом;

(абзац сімдесят перший пункту 5 глави 1 розділу І замінено новими чотирма
абзацами згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437,
у зв'язку з цим абзаци
сімдесятий - дев'яносто третій
 вважати відповідно абзацами сімдесят третім - дев'яносто восьмим)

потужність - максимально допустиме перетікання обсягу природного газу, виражене в одиницях енергії до одиниці часу, що надається замовнику послуг транспортування відповідно до договору транспортування;

потужність приєднання - запланована максимальна можливість подачі або прийому природного газу за одну годину;

"правило меншого" - принцип, який застосовується оператором газотранспортної системи у випадках, якщо обсяг природного газу, зазначений в номінаціях/реномінаціях, у точці входу та точці виходу не співпадає і полягає в підтвердженні найменшого із заявлених обсягів природного газу в номінації/реномінації та інформує про це замовників послуг транспортування;

переривчаста потужність - потужність газотранспортної системи, яка надається замовнику без гарантії реалізації права користування нею, а з можливістю її обмеження (переривання) на умовах, визначених договором транспортування природного газу та цим Кодексом;

проект нової (збільшеної) потужності - проект збільшення обсягу технічної потужності в існуючій точці міждержавного з'єднання або створення нової точки міждержавного з'єднання на основі розподілу потужності у процедурі нової (збільшеної) потужності;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом сімдесят сьомим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

процедура нової (збільшеної) потужності - процес оцінки ринкового попиту на нову (збільшену) потужність, що включає необов'язковий етап, на якому замовники послуг транспортування висловлюють і кількісно визначають свій попит на нову (збільшену) потужність, та обов'язковий етап, на якому оператором газотранспортної системи встановлюється вимога замовникам послуг транспортування зарезервувати визначений обсяг потужності та взяти на себе обов'язок по сплаті за користування такою потужністю;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом сімдесят восьмим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370,
у зв'язку з цим абзаци
сімдесят сьомий - сто другий
 вважати відповідно абзацами сімдесят дев'ятим - сто четвертим)

прямий споживач - споживач, об'єкти якого приєднані безпосередньо до газотранспортної системи;

раунд - період часу, протягом якого замовники послуг транспортування можуть подати, змінити або відкликати ставку учасника аукціону;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом вісімдесятим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 10.03.2016 р. N 304
,
 у зв'язку з цим абзаци
вісімдесятий - дев'яносто другий
 вважати відповідно абзацами вісімдесят першим - дев'яносто третім)

рахунок умовного зберігання (ескроу) - банківський рахунок, режим функціонування якого визначений законодавством, відкритий учаснику торгів (замовнику послуг транспортування або оператору газотранспортної системи) для цілей здійснення розрахунків за природний газ, придбаний ним на торговій платформі;

(пункт 5 глави 1 розділу I  доповнено новим абзацом вісімдесят першим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30.10.2018 р. N 1282,
у зв'язку з цим абзаци
вісімдесят перший - сотий
 вважати відповідно абзацами вісімдесят другим - сто четвертим)

Реєстр споживачів постачальника - перелік споживачів, які в інформаційній платформі закріплені за певним постачальником у розрахунковому періоді;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом вісімдесят другим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437,
у зв'язку з цим абзаци
вісімдесят третій - дев'яносто дев'ятий
 вважати відповідно абзацами вісімдесят четвертим - сто четвертим)

реномінація - заявка на зміну підтвердженої номінації;

(абзац вісімдесят третій пункту 5 глави 1 розділу І у редакції
 
постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 10.03.2016 р. N 304
,
від 27.12.2017 р. N 1437)

рівень пропозиції - сума вільної потужності та відповідного обсягу нової (збільшеної) потужності, запропонованих для кожної річної потужності в точці міждержавного з'єднання;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом вісімдесят четвертим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370,
у зв'язку з цим абзаци
вісімдесят четвертий - сто четвертий
 вважати відповідно абзацами вісімдесят п'ятим - сто п'ятим)

робочі дні - дні з понеділка до п'ятниці, за винятком святкових днів, передбачених законодавством, та робочих днів, перенесених на вихідні дні відповідно до законодавства;

розподіл потужності - частина договору транспортування, яка визначає порядок та умови надання і реалізації права на користування договірною потужністю, яке надається замовнику транспортування у визначеній точці входу або точці виходу;

розподілена (договірна) потужність - частина технічної потужності газотранспортної системи, яка розподілена замовнику послуг транспортування згідно з договорами транспортування;

розрахунковий період - газова доба (D) та/або газовий місяць (М), що складається з газових діб (D), в якій (якому) буде здійснюватися (здійснено) надання послуг транспортування природного газу та відповідно до якої (якого) будуть здійснюватися певні процедури, передбачені цим Кодексом, зокрема балансування обсягів природного газу, поданих та відібраних замовниками послуг транспортування природного газу в точках входу/виходу газотранспортної системи;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом вісімдесят восьмим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437,
у зв'язку з цим абзаци
вісімдесят восьмий - сто перший
 вважати відповідно абзацами вісімдесят дев'ятим - сто другим)

ставка учасника аукціону (далі - ставка) - пропозиція учасника аукціону щодо обсягу потужності, доступ до якої він планує отримати у відповідному раунді аукціону за відповідною ціною;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом вісімдесят дев'ятим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 10.03.2016 р. N 304)

стартова ціна аукціону - ціна, запропонована в першому раунді аукціону, що дорівнює тарифу, встановленому Регулятором (з урахуванням коефіцієнта, який ураховує період та сезон замовлення потужності) по точці входу або виходу на міждержавних з'єднаннях;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом дев'яностим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 10.03.2016 р. N 304
,
 у зв'язку з цим абзаци
дев'яностий - сотий
 вважати відповідно абзацами дев'яносто першим - сто першим,
абзац
дев'яностий пункту 5 глави 1 розділу І із змінами, внесеними
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

суміжне газовидобувне підприємство - газовидобувне підприємство, промисловий газопровід якого безпосередньо підключений до газотранспортної системи;

(пункт 5 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом дев'яносто першим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615,
у зв'язку з цим абзаци
дев'яносто перший - сто перший
 вважати відповідно абзацами дев'яносто другим - сто другим)

суміжна система - інша газотранспортна система, газорозподільна система, газосховище, установка LNG, система суміжного газовидобувного підприємства, інша система, що мають фізичне з'єднання з газотранспортною системою; 

(абзац дев'яносто другий пункту 5 глави 1 розділу І у редакції
 постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615)

технічні умови - документ, що визначає комплекс умов і вимог до інженерного забезпечення приєднання об'єкта системи газоспоживання або газопостачання та його підключення до газотранспортної системи і містить вихідні дані для проектування;

торгова платформа - електронна платформа, функціонування та керування якою забезпечується оператором торгової платформи, котра використовується учасниками торгів для розміщення пропозицій про купівлю-продаж природного газу (включаючи можливість їх зміни або скасування), у тому числі для врегулювання небалансів (короткострокових коливань попиту та пропозиції) протягом газової доби (D), на якій реєструються укладені угоди купівлі-продажу природного газу та яка функціонує відповідно до правил та умов користування, визначених її оператором, з урахуванням вимог цього Кодексу; на якій оператор газотранспортної системи здійснює купівлю-продаж природного газу з метою забезпечення дій із врегулювання добових небалансів замовників послуг транспортування;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом дев'яносто четвертим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

торгове сповіщення - інформаційне повідомлення відповідно до форми, встановленої цим Кодексом, що направляється оператору газотранспортної системи від замовника послуг транспортування природного газу щодо обсягів природного газу, які він відчужив або набув;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом дев'яносто п'ятим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437,
у зв'язку з цим абзаци
дев'яносто п'ятий - сто третій
 вважати відповідно абзацами дев'яносто шостим - сто п'ятим,
абзац
дев'яносто п'ятий пункту 5 глави 1 розділу І із змінами, внесеними
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 25.09.2018 р. N 1079)

транскордонний газопровід - магістральний газопровід, що перетинає лінію кордону між Україною та сусідньою державою та призначений для сполучення газотранспортних систем України з газотранспортними системами цієї держави (далі - Інтерконектор);

управління системними обмеженнями - комплекс заходів, що здійснюються оператором газотранспортної системи в рамках наданих послуг транспортування з метою забезпечення безпечного функціонування газотранспортної системи, а також забезпечення необхідних технічних параметрів природного газу;

учасник аукціону - замовник послуг транспортування, який здійснив в установленому порядку реєстрацію на аукціонній платформі та дотримується інших вимог розділу XIX Кодексу;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом дев'яносто восьмим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 10.03.2016 р. N 304
,
 у зв'язку з цим абзаци
дев'яносто восьмий - сто другий
 вважати відповідно абзацами дев'яносто дев'ятим - сто третім,
абзац дев'яносто восьмий пункту 5 глави 1 розділу І із змінами,
 внесеними згідно з постанови Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30.06.2020 р. N 1235)

фізичне балансування - заходи, що вживаються оператором газотранспортної системи для забезпечення цілісності газотранспортної системи, а саме, необхідного співвідношення обсягів природного газу, що фізично надійшли через точки входу, і обсягів природного газу, фізично відібраного з точок виходу;

фізичні перевантаження - перевищення попиту на послуги із транспортування природного газу над обсягом технічної потужності газотранспортної системи під час фактичного транспортування природного газу у певний момент часу;

(абзац сотий пункту 5 глави 1 розділу І із змінами, внесеними
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

ф-фактор - частка поточної вартості очікуваного збільшення необхідного доходу оператора газотранспортної системи (пов'язаного зі збільшенням потужності, включеного до відповідного рівня пропозиції), яку необхідно покрити за рахунок поточної вартості зобов'язань замовників послуг транспортування щодо придбання потужності, визначених відповідно до глави 6 розділу XIX цього Кодексу;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом сто першим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370,
у зв'язку з цим абзаци
сто перший - сто п'ятий
 вважати відповідно абзацами сто другим - сто шостим)

цикл реномінацій - процес, що здійснюється оператором газотранспортної системи для надання замовнику послуг транспортування повідомлення щодо підтвердженого обсягу після отримання від нього реномінації;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом сто другим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437,
у зв'язку з цим абзаци
сто другий - сто п'ятий
 вважати відповідно абзацами сто третім - сто шостим)

ціна аукціону - вартість одиниці потужності, яка розраховується як сума стартової ціни і аукціонної надбавки;

(пункт 5 глави 1 розділу І доповнено новим абзацом сто третім
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 10.03.2016 р. N 304
,
 у зв'язку з цим абзаци
сто третій - сто четвертий
 вважати відповідно абзацами сто четвертим - сто шостим)

EIC-код - код енергетичної ідентифікації суб'єкта ринку природного газу та/або точки комерційного обліку, визначений за правилами Європейської мережі операторів газотранспортних систем (ENTSOG), з метою уніфікації та однозначної ідентифікації суб'єктів ринку природного газу та точок комерційного обліку, розміщених на об'єктах газової інфраструктури, у тому числі для участі у регіональних (міжнародних) газових ринках, та для забезпечення спрощення процедур зміни постачальників природного газу та електронного обміну даними між суб'єктами ринку природного газу;

ENTSOG - європейська мережа операторів газотранспортних систем.

Інші терміни використовуються в цьому Кодексі у значеннях, наведених у Законах України "Про ринок природного газу", "Про метрологію та метрологічну діяльність", "Про трубопровідний транспорт", "Про нафту і газ", "Про забезпечення комерційного обліку природного газу", "Про регулювання містобудівної діяльності", "Про товарну біржу".

(абзац сто шостий пункту 5 глави 1 розділу І із змінами, внесеними
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

2. Умови визначення обсягу та фізико-хімічних показників природного газу

1. Визначення обсягу та фізико-хімічних показників природного газу проводиться за нормальних та стандартних умов.

Нормальні умови

Визначення обсягу газу:

Тиск Рн:

101,325 кПа

Температура Тн:

273,15 K (= 0° C)

Визначення вищої теплоти згоряння:

Тиск Рн

101,325 кПа

Температура згоряння Тзг:

298,15 K (= 25° C)

Температура вимірювання Тн:

273,15 K (= 0° C)

Стандартні умови

Визначення обсягу газу:

Тиск Рс:

101,325 кПа (760 мм рт. ст.)

Температура Тс:

293,15 K (= 20° C)

Визначення нижчої теплоти згоряння:

Тиск Рс:

101,325 кПа

Температура згоряння Тзг:

298,15 K (= 25° C)

Температура вимірювання Тс:

293,15 K (= 20° C)

2. Пункт 2 глави 2 розділу І виключено

(згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 26.01.2017 р. N 84,
у зв'язку з цим пункт 3 вважати пунктом 2)

2. Перерахунки значень об'єму та теплоти згоряння на різні стандартні умови проводяться згідно з чинними нормативними документами.

3. Основні засади доступу до газотранспортної системи

1. Оператор газотранспортної системи на підставі договору транспортування природного газу та згідно з умовами, визначеними в цьому Кодексі, надає суб'єктам ринку природного газу:

право користування газотранспортною системою в межах розподілу потужностей на точках входу та виходу;

послуги транспортування природного газу газотранспортною системою в межах договірних потужностей та підтверджених номінацій.

(пункт 1 глави 3 розділу І у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615)

2. Виробники біогазу або інших видів газу з альтернативних джерел мають право на отримання доступу до газотранспортних і газорозподільних систем, газосховищ, установки LNG та на приєднання до газотранспортних та газорозподільних систем за умови дотримання технічних норм та стандартів безпеки відповідно до законодавства та за умови, що біогаз або інші види газу з альтернативних джерел за своїми фізико-технічними характеристиками відповідають стандартам на природний газ.

3. Оператор газотранспортної системи, застосовуючи об'єктивні та прозорі засади, які забезпечують однакове поводження із замовниками послуг транспортування, а також беручи до уваги вимоги захисту довкілля, забезпечує:

стале функціонування газотранспортної системи та виконання договорів транспортування природного газу із замовником послуг транспортування;

функціонування газотранспортної системи в скоординований та ефективний спосіб зі збереженням необхідної надійності транспортування природного газу та його якості;

експлуатацію, ремонти мереж, установок та пристроїв газотранспортної системи разом зі з'єднаннями з іншими газовими системами в спосіб, що гарантує надійність функціонування газотранспортної системи;

спроможність газотранспортної системи задовольняти потреби у транспортуванні природного газу, а також можливість її розвитку при зростанні потреб в обсягах транспортування;

співпрацю з операторами суміжних систем або суб'єктами ринку природного газу з метою надійного та ефективного функціонування газових систем, а також координацію їх розвитку;

оперативно-диспетчерське управління транспортуванням природного газу, а також підтримку його якісних та кількісних параметрів у газотранспортній системі та в точках входу та виходу в/з неї;

вжиття заходів, необхідних для надійного функціонування газотранспортної системи;

балансування системи та управління перевантаженнями в газотранспортній системі, а також проведення розрахунків із замовниками послуг транспортування, які виникають через їх незбалансованість;

надання операторам суміжної системи, замовникам послуг транспортування інформації про умови надання послуг із транспортування;

управління перевантаженнями для замовників послуг транспортування та прямих споживачів;

впровадження періодичних досліджень потреби ринку в новій транспортній інфраструктурі, результати яких враховуються при підготовці планів розвитку.

4. Експлуатацію газотранспортної системи здійснює виключно оператор газотранспортної системи.

5. Оператор газотранспортної системи надає доступ до газотранспортної системи в межах технічної та вільної потужності газотранспортної системи.

6. У разі неочікуваного зростання споживання природного газу споживачами, виникнення перебоїв в транспортуванні природного газу, аварійної ситуації, що загрожує безпеці функціонування газотранспортної системи, оператор газотранспортної системи зобов'язаний вжити заходів, передбачених цим Кодексом, Національним планом дій та правилами про безпеку постачання природного газу, затвердженими центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в нафтогазовому комплексі (далі - Національний план дій, правила про безпеку постачання природного газу).

7. Оператор газотранспортної системи здійснює надання послуг транспортування природного газу з моменту отримання природного газу в точці входу та до моменту передачі природного газу в точці виходу.

8. Взаємодія оператора газотранспортної системи з оператором іншої газотранспортної системи регулюється угодою про взаємодію, яка укладається відповідно до вимог цього Кодексу та Регламенту Комісії (ЄС) N 2015/703 від 30 квітня 2015 року, яким запроваджується кодекс мереж щодо правил взаємодії та обміну даними.

(пункт 8 глави 3 розділу І із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

9. Замовник послуг транспортування користується потужністю газотранспортної системи на засадах, визначених Законом України "Про ринок природного газу", цим Кодексом, а також договором транспортування природного газу.

10. Прямий споживач забезпечує:

доступ оператора газотранспортної системи до вузлів обліку природного газу, які перебувають у його власності;

дотримання обмежень споживання природного газу, які полягають в обмеженні максимальної кількості споживання природного газу за годину та на добу згідно з повідомленнями оператора газотранспортної системи;

можливість цілодобового зв'язку оператора газотранспортної системи з прямим споживачем у разі виникнення раптових подій, які мають вплив на виконання транспортних послуг;

негайне виконання розпорядження диспетчерських служб оператора газотранспортної системи.

Прямий споживач, який є власником комерційного вузла обліку природного газу, зобов'язаний:

утримувати об'єкти газової інфраструктури в належному технічному стані;

виконувати періодичні перевірки та повірки вузла обліку в пункті одержання природного або передачі природного газу згідно з положеннями Кодексу та технічними нормами та стандартами;

інформувати оператора газотранспортної системи про терміни виконуваних періодичних перевірок, повірок та надання його представникам доступу до комерційного вузла обліку під час здійснення цих робіт;

забезпечувати доступ представників(а) оператора газотранспортної системи для перевірки належної роботи комерційного вузла обліку природного газу;

забезпечувати виконання перевірки належної роботи системи комерційного вузла обліку природного газу за кожним запитом оператора газотранспортної системи, але не частіше одного разу на тиждень;

надавати представникам оператора газотранспортної системи можливість пломбування комерційного вузла обліку газу;

надавати оператору газотранспортної системи можливість дистанційного зчитування даних вимірювання у разі функціонування системи телеметрії та встановлювати системи телеметрії;

надавати оператору газотранспортної системи можливість встановлення власної системи телеметрії.

Прямий споживач, який не є власником комерційного вузла обліку природного газу, зобов'язаний утримувати об'єкти газової інфраструктури в належному технічному стані та має право:

бути поінформованим про терміни періодичних перевірок та повірок, які виконуються службами оператора газотранспортної системи, і може бути присутнім під час здійснення цих робіт;

опломбовувати засоби вимірювальної техніки, допоміжні пристрої та елементи газопроводів у місцях, де несанкціоноване втручання може вплинути на результати вимірювань об'єму газу;

здійснювати дистанційне зчитування вимірювальних даних у разі функціонування системи телеметрії на газорозподільній станції;

встановлювати власну систему телеметрії в порядку, визначеному цим Кодексом, за відсутності телеметрії та надавати оператору газотранспортної системи можливість отримання даних.

II. ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОТРАНСПОРТНОЇ СИСТЕМИ, ВИЗНАЧЕННЯ ТОЧОК ВХОДУ І ТОЧОК ВИХОДУ

1. Характеристика газотранспортної системи

1. До складу газотранспортної системи у межах балансової приналежності оператора газотранспортної системи входять:

газопроводи з відводами та лупінгами від місця видобутку чи підземного зберігання газу (вихід з установки підготовки газу на об'єктах газодобування чи газосховище) до місця його розподілення зі зниженням тиску до 1,2 МПа (вихід із газорозподільної станції) з перекривною арматурою, переходами через природні і штучні перешкоди (автомобільні дороги, залізниці, канали тощо), вузлами запускання та приймання очисних засобів, вузлами збирання і зберігання газового конденсату, засобами введення в газопровід метанолу, ємностями для зберігання і розгазування конденсату, земляними амбрами для аварійного зливання конденсату;

компресорні станції;

газорозподільні станції;

установки підготовки газу;

установки протикорозійного захисту;

лінії і споруди систем технологічного зв'язку і телемеханіки;

лінія електропередачі і обладнання для електроживлення електроустановок магістральних газопроводів, систем телемеханіки та установок електрохімічного захисту;

газовимірювальні станції (ГВС), газовимірювальні пункти і газовимірювальні блоки на лінійній частині магістрального газопроводу;

міжгазопровідні пункти редукування газу;

протипожежні засоби, протиерозійні і захисні споруди газопроводів;

будівлі та споруди на лінійній частині магістрального газопроводу;

розпізнавальні і сигнальні знаки місцезнаходження газопроводів, що призначені для обслуговування технологічних об'єктів газотранспортної системи та знаходяться на балансі оператора газотранспортної системи;

інші об'єкти газотранспортної системи.

2. Визначення точок входу і точок виходу, віртуальних точок газотранспортної системи

1. У газотранспортній системі виділяються такі точки входу:

1) точки входу з фізичним розташуванням (далі - фізичні точки входу):

точки входу на міждержавних з'єднаннях;

точки входу від суміжних газовидобувних підприємств (через мережі яких може передаватися природний газ іншого газовидобувного підприємства чи групи газовидобувних підприємств);

точки входу з установок LNG;

точки входу з газосховищ;

2) віртуальні точки входу з невизначеним фізичним розташуванням (далі - віртуальні точки входу):

точки входу з газорозподільних систем (місце надходження газу від газовидобувного підприємства в точці його підключення до газорозподільної системи, через яку, у тому числі, може передаватися газ іншого газовидобувного підприємства чи групи газовидобувних підприємств);

точки входу з газосховища чи групи газосховищ;

точки входу з митного складу газосховища чи групи газосховищ;

(підпункт 2 пункту 1 глави 2 розділу II доповнено новим абзацом четвертим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580,
у зв'язку з цим абзаци четвертий - п'ятий
 вважати відповідно абзацами п'ятим - шостим)

точки входу від суміжних газовидобувних підприємств (через мережі яких може передаватися природний газ іншого газовидобувного підприємства чи групи газовидобувних підприємств);

абзац п'ятий підпункту 2 пункту 1 глави 2 розділу II виключено

(згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 27.12.2017 р. N 1437,
у зв'язку з цим абзац шостий вважати абзацом п'ятим)

точки входу на міждержавних з'єднаннях.

(пункт 1 глави 2 розділу II у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615)

2. У газотранспортній системі виділяються такі точки виходу:

1) точки виходу з фізичним розташуванням (далі - фізичні точки виходу):

точки виходу на міждержавних з'єднаннях;

точки виходу до прямих споживачів;

точки виходу до газорозподільних систем;

точки виходу до газосховищ;

точка виходу до суміжного газовидобувного підприємства.

(підпункт 1 пункту 2 глави 2 розділу II доповнено абзацом згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

2) віртуальні точки виходу з невизначеним фізичним розташуванням (далі - віртуальні точки виходу):

точки виходу до газорозподільних систем;

точки виходу до газосховища чи групи газосховищ;

точки виходу до митного складу газосховища чи групи газосховищ;

(підпункт 2 пункту 2 глави 2 розділу II доповнено новим абзацом четвертим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580,
у зв'язку з цим абзаци четвертий - шостий
 вважати відповідно абзацами п'ятим - сьомим)

точка виходу до суміжного газовидобувного підприємства;

(абзац п'ятий підпункту 2 пункту 2 глави 2 розділу II у редакції
 постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

точки виходу на міждержавних з'єднаннях;

точка виходу для операцій оператора газотранспортної системи, пов'язаних із закупівлею оператором газотранспортної системи природного газу для власних потреб та виробничо-технологічних витрат.

(пункт 2 глави 2 розділу II у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615)

3. У газотранспортній системі виділяють віртуальну торгову точку.

(главу 2 розділу II доповнено новим пунктом 3 згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437,
у зв'язку з цим пункти 3 - 6 вважати відповідно пунктами 4 - 7)

4. Для кожної газорозподільної зони оператор газотранспортної системи створює одну віртуальну точку виходу до газорозподільної системи, що охоплює всі точки виходу до цієї системи, розташовані на території ліцензованої діяльності оператора газорозподільної системи.

5. По кожному суміжному газовидобувному підприємству оператор газотранспортної системи створює одну віртуальну точку входу від цього суміжного газовидобувного підприємства, що об'єднує всі його фізичні точки входу в газотранспортну систему (навіть якщо це єдина фізична точка входу).

У випадку якщо до газорозподільної системи оператора газорозподільної системи підключений промисловий газопровід газовидобувного підприємства (підприємств), оператор газотранспортної системи створює одну віртуальну точку входу з газорозподільної системи (окремо для кожної газорозподільної зони), в яку об'єднує всі фізичні підключення газовидобувних підприємств, безпосередньо підключених до газорозподільної системи.

6. З метою забезпечення ефективного та максимального використання технічної потужності газотранспортної системи, сприяння транскордонній торгівлі природним газом оператор газотранспортної системи за погодженням з Регулятором має право створити віртуальні точки входу/виходу на міждержавному з'єднанні, які повинні відповідати таким умовам:

1) загальна потужність кожної віртуальної точки входу/виходу міждержавного з'єднання дорівнює або перевищує суму технічних потужностей усіх фізичних точок входу/виходу на міждержавному з'єднанні, які вона об'єднує;

2) створення віртуальної точки входу/виходу на міждержавному з'єднанні не суперечить угодам із оператором газотранспортної системи сусідньої країни;

3) віртуальна точка на міждержавному з'єднанні може поєднувати фізичні точки на міждержавному з'єднанні виключно з однією сусідньою країною.

(пункт 5 глави 2 розділу II замінено пунктами 5 та 6 згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615,
у зв'язку з цим пункт
6 вважати пунктом 7)

7. Оператор газотранспортної системи розміщує на власному веб-сайті перелік усіх точок входу та виходу газотранспортної системи.

III. НОРМИ ЯКОСТІ, ФІЗИКО-ХІМІЧНІ ПОКАЗНИКИ ТА ІНШІ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИРОДНОГО ГАЗУ, ПРАВИЛА ОБЛІКУ ТА ДОКУМЕНТАЛЬНЕ ОФОРМЛЕННЯ ПРИЙМАННЯ-ПЕРЕДАЧІ ПРИРОДНОГО ГАЗУ

1. Норми якості, фізико-хімічні показники та інші характеристики природного газу, що допускається до транспортування в газотранспортній системі

1. Відповідальним за якість газу є:

1) у точках входу (крім точок входу на міждержавному з'єднанні) - оператори суміжних систем, суміжні газовидобувні підприємства, які подають природний газ до газотранспортної системи в точці входу. У точках входу на міждержавному з'єднанні відповідальним є замовник послуг транспортування;

(підпункт 1 пункту 1 глави 1 розділу III у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615)

2) у точках виходу - оператор газотранспортної системи.

2. Визначення фізико-хімічних показників та інших характеристик (далі - ФХП) природного газу проводиться у точках входу і точках виходу.

3. Визначення ФХП природного газу у точках виходу газотранспортної системи проводиться оператором газотранспортної системи на умовах, визначених цим Кодексом та погоджених з операторами суміжних систем або прямими споживачами, з використанням автоматичних потокових приладів (автоматичних хроматографів та вологомірів) та/або вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій.

4. Точки визначення ФХП природного газу можуть знаходитись як на комерційних вузлах обліку газу (ВОГ) та пунктах вимірювання витрат газу (ПВВГ), так і на інших точках магістральних газопроводів, від яких подається газ через вищезазначені комерційні ВОГ та ПВВГ. Оператор газотранспортної системи повинен визначати точки визначення ФХП (місця відбору проб) таким чином, щоб гарантувати, що значення теплоти згоряння відібраної проби не відрізнялось більше ніж на +/-5 % у ту саму добу від теплоти згоряння природного газу по будь-якому фізичному виходу комерційного обліку газу, на який ці значення ФХП розповсюджуються.

У разі якщо до точки входу/виходу до/із газотранспортної системи природний газ надходить одночасно від різних джерел, визначення ФХП природного газу, що транспортується до точки входу/виходу ГТС, проводиться після точки змішування.

(пункт 4 глави 1 розділу III доповнено абзацом згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
енергетики та комунальних послуг, від 26.01.2017 р. N 84)

5. Визначення ФХП природного газу у точках входу газотранспортної системи проводиться на комерційних ВОГ (ПВВГ) операторів суміжних систем (у тому числі суміжних газовидобувних підприємств) або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи з використанням автоматичних потокових приладів (автоматичних хроматографів та вологомірів) та/або вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій.

(пункт 5 глави 1 розділу III із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615)

6. Точки визначення ФХП (місця відбору проб) природного газу та періодичність проведення вимірювань при використанні для визначення ФХП вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій узгоджуються оператором газотранспортної системи з операторами суміжних систем, суміжними газовидобувними підприємствами або іншими суб'єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи, окремим протоколом.

(абзац перший пункту 6 глави 1 розділу III із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615)

Оператор ГТС повинен розробити, затвердити та розмістити на офіційному сайті відповідні маршрути визначення фізико-хімічних показників газу, в яких описано та схематично зображено маршрут переміщення газу від точки/точок визначення ФХП газу до точок входу або точок виходу до/з газотранспортної системи з відображенням місць відбору проб ФХП природного газу та/або встановлення автоматичних потокових приладів визначення ФХП газу.

(пункт 6 глави 1 розділу III доповнено абзацом згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
енергетики та комунальних послуг, від 26.01.2017 р. N 84)

Маршрут може бути розроблений як для однієї точки виходу ГТС, так і для групи точок виходу ГТС з однаковими ФХП газу.

(пункт 6 глави 1 розділу III доповнено абзацом згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
енергетики та комунальних послуг, від 26.01.2017 р. N 84)

У випадку транспортування газу до точки виходу різними маршрутами складаються і затверджуються всі можливі маршрути.

(пункт 6 глави 1 розділу III доповнено абзацом згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
енергетики та комунальних послуг, від 26.01.2017 р. N 84)

7. Точки входу та точки виходу до/з газотранспортної системи, через які передається природний газ з максимальною витратою за стандартних умов, що перевищує 30000 м3/год, мають бути обладнані приладами, які на безперервній основі забезпечують контроль компонентного складу, теплоти згоряння та температури точки роси за вологою природного газу (зокрема автоматичними хроматографами та вологомірами), з можливістю дистанційного їх контролю та передачі даних підрозділам оператора газотранспортної системи. Для нових точок входу/виходу до/з газотранспортної системи, через які подається природний газ, норма щодо обладнання приладами, які на безперервній основі забезпечують контроль ФХП природного газу, є обов'язковою не залежно від величини об'єму передачі природного газу.

8. У разі виходу з ладу автоматичних потокових приладів за погодженням з оператором газотранспортної системи допускається на період усунення несправності використання для визначення теплоти згоряння, компонентного складу газу та температури точки роси за вологою хіміко-аналітичних лабораторій.

9. Періодичність визначення компонентного складу, теплоти згоряння та температури точки роси за вологою при використанні вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій повинна бути не рідше, ніж один раз на тиждень.

10. До визначення ФХП допускаються вимірювальні хіміко-аналітичні лабораторії, що у встановленому законодавством порядку отримали право на виконання таких робіт.

11. Для точок входу і точок виходу визначаються такі значення ФХП:

компонентний склад;

нижча та вища теплота згоряння;

густина газу;

вміст сірководню та меркаптанової сірки;

вміст механічних домішок;

число Воббе;

температура точки роси за вологою;

температура точки роси за вуглеводнями.

12. Визначення ФХП природного газу та відбір проб газу проводиться згідно з вимогами чинних нормативно-технічних документів. При цьому уповноважені представники оператора суміжних систем мають право бути присутніми під час відбору проб газу та/або при проведенні його аналізу з визначення ФХП.

13. Природний газ, що подається в газотранспортну систему, повинен відповідати таким вимогам:

вміст метану (C1), мол. %

мінімум

90

вміст етану (C2), мол. %

максимум

7

вміст пропану (C3), мол. %

максимум

3

вміст бутану (C4), мол. %

максимум

2

вміст пентану та інших більш
важких вуглеводнів (C5+), мол. %

максимум

1

вміст азоту (N 2), мол. %

максимум

5

вміст вуглецю (CO2), мол. %

максимум

2

вміст кисню (O2), мол. %

максимум

0,02

вища теплота згоряння (25° C/20° C)

 

 

мінімум

36,20 МДж/м3 (10,06 кВт·год/м3)

 

максимум

38,30 МДж/м3 (10,64 кВт·год/м3)

вища теплота згоряння (25° C/0° C)

 

 

мінімум

38,85 МДж/м3 (10,80 кВт·год/м3)

 

максимум

41,10 МДж/м3 (11,42 кВт·год/м3)

нижча теплота згоряння (25° C/20° C)

 

 

мінімум

32,66 МДж/м3 (09,07 кВт·год/м3)

 

максимум

34,54 МДж/м3 (09,59 кВт·год/м3)

температура точки роси за вологою° C
при абсолютному тиску газу 3,92 МПа

не перевищує мінус 8 (-8)

температура точки роси за вуглеводнями
при температурі газу не нижче 0° C

не перевищує 0° C

вміст механічних домішок:

відсутні

вміст сірководню, г/м3

максимум 0,006

вміст меркаптанової сірки, г/м3

максимум 0,02

14. ФХП у прикордонних точках входу та виходу повинні відповідати вимогам зовнішньоекономічних договорів, угодам про взаємодію та вимогам пункту 13 цієї глави.

15. Оператор газотранспортної системи має право не приймати у точках входу в газотранспортну систему природний газ у випадках невідповідності ФХП газу параметрам, за недотримання яких типовим договором транспортування природного газу, затвердженого Регулятором, передбачено сплату додаткових плат.

(пункт 15 глави 1 розділу III у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615)

16. Якщо природний газ, що не відповідає вимогам пункту 13 цієї глави, був завантажений в газотранспортну систему з причин, незалежних від оператора газотранспортної системи, оператор газотранспортної системи одержує від суб'єкта, який подав у газотранспортну систему неякісний газ, додаткову оплату, визначену в договорі транспортування.

17. ФХП транспортованого природного газу у точках виходу повинні відповідати вимогам пункту 13 цієї глави, за винятком вимог щодо вмісту меркаптанової сірки.

18. Якщо природний газ, що був переданий в точках виходу з газотранспортної системи, не відповідає встановленим вимогам пункту 17 цієї глави, оператор газотранспортної системи сплачує оператору газорозподільної системи, оператору газосховищ, прямому споживачу додаткову оплату, визначену в договорі транспортування.

19. Значення ФХП природного газу, що транспортується, визначається:

для точок, в яких були встановлені потокові засоби вимірювань, для кожної години;

для точок, які не були обладнані засобами вимірювання складу природного газу (не були встановлені хроматографи, вологоміри), на підставі останнього вимірювання, проведеного вимірювальною хіміко-аналітичною лабораторією.

20. Місячні паспорти-сертифікати ФХП газу підлягають оприлюдненню на веб-сайті оператора газотранспортної системи.

21. Оператор газотранспортної системи надає операторам суміжних систем або іншим суб'єктам, безпосередньо підключеним до газотранспортної системи, оперативні дані ФХП природного газу за всіма узгодженими точками його визначення, який має містити такі чисельні значення:

густина газу;

вміст азоту;

вміст вуглекислого газу;

температура точки роси за вологою;

температура точки роси за вуглеводнями;

число Воббе;

середньозважена вища теплота згоряння за минулу добу.

(абзац восьмий пункту 21 глави 1 розділу III у редакції постанови
Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 26.01.2017 р. N 84)

22. Газ, що подається споживачам, повинен бути одоризованим згідно з вимогами чинних нормативно-технічних документів. В окремих випадках, які визначаються угодами з операторами суміжних систем або іншими суб'єктами, що безпосередньо підключені до газотранспортної системи, допускається подача неодоризованого природного газу.

23. Оператор газотранспортної системи є відповідальним за забезпечення оптимального режиму одоризації газу.

2. Порядок обліку природного газу

1. Приймання-передача природного газу у фізичних точках входу та точках виходу здійснюється виключно за наявності комерційного ВОГ (ПВВГ).

2. Комерційний облік природного газу проводиться на комерційному ВОГ (ПВВГ) сторони, що передає природний газ. Якщо у сторони, що передає газ, відсутній комерційний ВОГ (ПВВГ), комерційний облік природного газу проводиться на комерційному ВОГ (ПВВГ) сторони, що приймає газ.

3. Комерційний ВОГ (ПВВГ) у точці входу до газотранспортної системи має бути розташований у точці приєднання, яка має співпадати з межею балансової належності між операторами суміжних систем або іншими суб'єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи. У випадку, якщо комерційний ВОГ (ПВВГ) у точці входу до газотранспортної системи не розташований у точці приєднання, яка має співпадати з межею балансової належності між операторами суміжних систем або іншими суб'єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи, власник комерційного ВОГ (ПВВГ) передає оператору газотранспортної системи на обслуговування на підставі договору відповідну інфраструктуру від комерційного ВОГ (ПВВГ) до межі балансової належності, який передбачає покриття відповідних витрат оператора газотранспортної системи.

4. На газорозподільній станції комерційні ВОГ (ПВВГ) можуть бути встановлені на газопроводі високого тиску до вузла редукування, а на газопроводі низького тиску після вузла редукування.

5. Якщо комерційні ВОГ (ПВВГ), у тому числі прикордонні ГВС (ПВВГ) як у точці входу, так і точці виходу розташовані до (після) межі балансової належності, обсяг переданого газу зменшується (збільшується) на розрахункову величину виробничо-технологічних витрат на ділянці між цим комерційним ВОГ (ПВВГ) і межею балансового розподілу суміжних суб'єктів господарювання.

6. Якщо після комерційного ВОГ (ПВВГ) на газорозподільній станції здійснюється відбір газу на газоспоживаюче обладнання оператора газотранспортної системи (котли опалення чи підігрівачі газу), це обладнання має бути забезпечене окремим вузлом обліку газу відповідно до вимог чинного законодавства.

7. Обсяги інших виробничо-технологічних витрат природного газу після комерційного вузла обліку газу на газорозподільних станціях, у тому числі на газорегулюючому обладнанні, запобіжних пристроях, скидних клапанах, продувних свічках тощо, визначаються за результатами інструментального визначення обсягів виробничо-технологічних витрат, що провадиться за графіком або розрахунком погодженими сторонами, у порядку, визначеному в Технічній угоді.

(пункт 7 глави 2 розділу III із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 17.03.2020 р. N 621)

8. Вимоги до складових частин вузла обліку природного газу, правил експлуатації приладів обліку, порядку вимірювання його обсягів та визначення якості визначаються технічними регламентами та нормами, правилами і стандартами, які встановлюються і затверджуються центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в нафтогазовому комплексі.

9. Особливості обліку природного газу в точках входу та точках виходу між оператором газотранспортної системи та операторами суміжних систем або іншими суб'єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи, регулюються Кодексом та технічною угодою, що укладається між вказаними суб'єктами (далі - технічна угода), яка не може суперечити вимогам Кодексу.

(пункт 9 глави 2 розділу III у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики
 та комунальних послуг, від 17.03.2020 р. N 621)

10. Для точок входу і точок виходу визначаються значення обсягу газу в одиницях об'єму (м3) та енергетичних одиницях (МВт·год):

(абзац перший пункту 10 глави 2 розділу III у редакції постанови
Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 26.01.2017 р. N 84)

обсяг природного газу за годину;

обсяг природного газу за добу;

обсяг природного газу за місяць;

ФХП газу;

тиск газу.

11. Обсяг енергії природного газу розраховується шляхом перемноження виміряного об'єму газу, зведеного до стандартних умов, на значення середньозваженої вищої теплоти згоряння газу за цей період:

E = Vc · Hs,

де: E - обсяг енергії газу, (МВт·год);

Vc - об'єм газу, зведений до стандартних умов, (тис. м3);

Hs - середньозважена вища теплота згоряння газу, (кВт·год/м3).

При використанні потокового хроматографа вища теплота згоряння за годину є середнім арифметичним від проведених вимірювань за годину.

Вимірювання теплоти згоряння проводиться відповідно до вимог глави 1 Розділу III.

Обсяг енергії природного газу, що проходить через комерційний ВОГ, який розташований на маршруті, який обладнаний потоковими ЗВТ визначення ФХП газу, може визначатися:

в автоматичному режимі з використанням коректорів або обчислювачів об'єму газу з функцією розрахунку енергії природного газу, які отримують дані безпосередньо з потокових ЗВТ визначення ФХП газу;

у напівавтоматичному режимі з використанням спеціалізованих програм на основі середніх значень теплоти згоряння за годину з потокових ЗВТ визначення ФХП газу та об'єму газу за годину з коректорів/обчислювачів об'єму газу.

Обсяг енергії природного газу, що проходить через комерційний ВОГ, який розташований на маршруті, де визначення ФХП газу проводиться з використанням вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій, може визначатися:

у напівавтоматичному режимі з використанням коректорів або обчислювачів об'єму газу з функцією розрахунку енергії природного газу на основі значення вищої теплоти згоряння, що вводиться до обчислювача/коректора з використанням спеціалізованих програм як умовно-постійний параметр, та об'єму газу за період розрахунку;

у напівавтоматичному режимі з використанням спеціалізованих програм на основі значення вищої теплоти згоряння, що дорівнює останньому визначеному значенню вищої теплоти згоряння, та об'єму газу за годину з коректорів/обчислювачів об'єму газу (при цьому, вищезгадане значення вищої теплоти згоряння використовується для розрахунку, починаючи з години, наступної за годиною, під час якої до обчислювача/коректора з використанням спеціалізованих програм внесені, як умовно-постійні, параметри значення густини газу, вмісту азоту та діоксиду вуглецю).

(пункт 11 глави 2 розділу III у редакції постанови
Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 26.01.2017 р. N 84)

12. Обсяг природного газу за добу, як в одиницях об'єму, так і одиницях енергії, визначається як сума погодинних обсягів природного газу.

(пункт 12 глави 2 розділу III із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 26.01.2017 р. N 84)

13. Обсяг природного газу за місяць, як в одиницях об'єму, так і одиницях енергії, визначається як сума добових обсягів природного газу.

(пункт 13 глави 2 розділу III із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 26.01.2017 р. N 84)

14. Вища теплота згоряння за добу є середньозваженим значенням вищої теплоти згоряння за кожну годину доби розраховується за формулою:

,

 

де    - середньозважене значення вищої теплоти згоряння за добу;

  - значення вищої теплоти згоряння за і-ту годину;

 - об'єм газу за годину.

Вища теплота згоряння за місяць є середньозваженим значенням вищої теплоти згоряння за кожну добу і розраховується за формулою:

,

де    - середньозважене значення вищої теплоти згоряння за місяць;

  - середньозважене значення вищої теплоти згоряння за і-ту добу;

 - об'єм газу за добу.

(пункт 14 глави 2 розділу III у редакції постанови
Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 26.01.2017 р. N 84)

15. Пункт 15 глави 2 розділу III виключено

(згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 26.01.2017 р. N 84,
у зв'язку з цим пункти 16 - 26 вважати відповідно пунктами 15 - 25)

15. Вимоги до технічних рішень, які застосовуються при будівництві, реконструкції чи капітальному ремонті комерційних ВОГ (ПВВГ), визначаються:

для комерційних ВОГ (ПВВГ), що знаходяться у власності оператора газотранспортної системи, - оператором газотранспортної системи;

для комерційних ВОГ (ПВВГ), що знаходяться не у власності оператора газотранспортної системи, - технічними умовами, що видаються оператором газотранспортної системи.

16. Введення в експлуатацію власником нового або реконструйованого комерційного ВОГ (ПВВГ) проводиться не раніше ніж за 10 робочих днів з дати повідомлення представників оператора суміжних систем або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи про проведення перевірки готовності вводу комерційного ВОГ (ПВВГ) до експлуатації з оформленням двостороннього акта. Повідомлення повинне містити дату, час та місце проведення перевірки готовності вводу комерційного ВОГ (ПВВГ). Введення в експлуатацію комерційного ВОГ (ПВВГ) проводиться у присутності інженерно-технічного персоналу власника комерційного ВОГ (ПВВГ) у дату, вказану в повідомленні.

17. Якщо на дату, вказану у письмовому повідомленні, представник оператора суміжних систем або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи, не з'явився для введення комерційного ВОГ (ПВВГ) в експлуатацію, то власник комерційного ВОГ (ПВВГ) має право скласти акт введення в експлуатацію комерційного ВОГ (ПВВГ) в односторонньому порядку з позначкою в акті, що представник оператора суміжних систем або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи, для участі у введенні комерційного ВОГ (ПВВГ) в експлуатацію не з'явився. Копію одностороннього акта оператор газотранспортної системи надсилає Регулятору.

18. У разі відповідності комерційного ВОГ (ПВВГ) вимогам технічних регламентів та норм, правил і стандартів, що підтверджується уповноваженими на це організаціями, оператор суміжної системи або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи, не може відмовити власнику комерційного ВОГ (ПВВГ) у підписанні акта введення ВОГ (ПВВГ) у комерційну експлуатацію.

19. Власник комерційного ВОГ (ПВВГ) забезпечує його безперебійне та надійне функціонування і здійснює невідкладні заходи щодо відновлення працездатності ВОГ (ПВВГ) з наступним інформуванням оператора суміжної системи каналами диспетчерського зв'язку. Капітальний, поточний ремонт, технічне обслуговування ВОГ (ПВВГ), що потребує втручання у роботу вимірювальних систем, здійснюється його власником за письмовим повідомленням оператора суміжної системи без попереднього погодження з ним технічних рішень шляхом складання двостороннього протоколу (акта) про проведення таких робіт.

20. Суб'єкт ринку природного газу, на балансі якого перебувають комерційні або дублюючі ВОГ (ПВВГ), забезпечує їх належний технічний стан, своєчасне внесення інформації про ФХП природного газу в обчислювачі/коректорі.

21. На комерційному ВОГ (ПВВГ) вимірювання об'єму газу проводяться з використанням електронних обчислювачів/коректорів об'єму газу. Програмне забезпечення обчислювачів/коректорів та результати вимірювання об'єму газу повинні бути захищені від несанкціонованого втручання.

22. Порядок проведення спільних перевірок комерційних ВОГ (ПВВГ), порядок взаємодії сторін при виникненні позаштатних ситуацій, порядок вирішення спорів з питань визначення кількості транспортованого природного газу та його ФХП визначаються згідно з вимогами цього розділу та правил про безпеку постачання природного газу.

23. Для підвищення надійності вимірювань об'єму природного газу через комерційні ВОГ (ПВВГ) оператор суміжних систем або інші суб'єкти, безпосередньо підключені до газотранспортної системи, мають право встановлювати на комерційному ВОГ (ПВВГ) дублюючі автоматичні обчислювачі/коректори та/або побудувати дублюючий ВОГ (ПВВГ) за межами балансової належності власника комерційного ВОГ (ПВВГ).

24. Установлення дублюючих обчислювачів/коректорів або вузлів обліку газу здійснюється відповідно до погоджених власником комерційного ВОГ (ПВВГ) технічного завдання та робочого проекту. У проекті дублюючого ВОГ (ПВВГ) відображаються потоки газу, межі балансової належності, розташування засобів вимірювальної техніки, газоспоживаючого чи газорегулюючого обладнання, їх послідовність, комутаційні з'єднання тощо. Установлення дублюючих обчислювачів/коректорів або вузлів обліку газу не повинно впливати на роботу комерційного ВОГ.

25. Введення дублюючих обчислювачів/коректорів або дублюючих ВОГ (ПВВГ) в експлуатацію оформлюється двостороннім актом. У разі встановлення дублюючих обчислювачів/коректорів або ВОГ (ПВВГ) сторони мають рівні права на отримання вихідної інформації та доступ до дублюючих вимірювальних комплексів.

3. Порядок перевірок, повірок, експертиз вузлів обліку газу

1. Суб'єкт, який приймає природний газ у точці виходу чи входу, має право контролювати правильність експлуатації комерційного ВОГ (ПВВГ), здійснювати його контрольний огляд та/або технічну перевірку (калібрування) згідно з річними графіками, погодженим суб'єктом, який передає природний газ.

2. У разі необхідності позачергового контрольного огляду та/або технічної перевірки, повірки (калібрування) комерційного ВОГ (ПВВГ) суб'єкт, який приймає/передає природний газ, письмово доводить це до відома власника комерційного ВОГ (ПВВГ). Перевірка проводиться у присутності інженерно-технічного персоналу власника ВОГ (ПВВГ) не пізніше ніж у 5-денний строк з дня надходження письмового повідомлення.

3. Оператор газотранспортної системи та суб'єкт, який приймає/передає природний газ, мають право здійснювати періодичні та позачергові перевірки комерційного ВОГ (ПВВГ) у присутності інженерно-технічного персоналу власника комерційного ВОГ (ПВВГ) у робочий час.

4. У випадку виявлення недоліків, що впливають на правильність визначення кількості та якості газу, оператор газотранспортної системи / суб'єкт, який приймає/передає природний газ, роблять записи в журналі та спільно з власником комерційного ВОГ (ПВВГ) складають двосторонній акт.

5. Якщо у погоджені терміни, визначені річними графіками контрольних оглядів та/або технічних перевірок, повірок (калібрування), представник(и) оператора суміжної системи або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи, не з'явився(лися) на комерційний ВОГ (ПВВГ) для участі у проведенні перевірки комерційного вузла обліку газу або повірки (калібрування) засобів вимірювальної техніки (далі - ЗВТ), то власник комерційного ВОГ (ПВВГ) може самостійно розпломбувати систему обліку, забезпечити проведення перевірки, повірки (калібрування) та скласти протокол перевірки, повірки (калібрування), в якому зазначити, що представник оператора суміжної системи для проведення перевірки, повірки (калібрування) не з'явився.

6. У випадку позаштатної ситуації (вихід з ладу вимірювального перетворювача, обчислювача, системи живлення та іскрозахисту) власник комерційного ВОГ (ПВВГ) має терміново вжити заходів щодо забезпечення нормальної роботи комерційного ВОГ (ПВВГ), про що повідомляє оператора суміжної системи або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи диспетчерськими каналами зв'язку, та може в односторонньому порядку проводити відновлювальні роботи (калібрування, налагодження, техобслуговування ЗВТ і приладів) з попереднім розпломбуванням системи обліку.

7. Між оператором газотранспортної системи та оператором суміжної системи або іншими суб'єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи, погоджується графік періодичної перевірки стану приладів для визначення ФХП природного газу в місцях визначення ФХП.

8. У разі необхідності позачергової перевірки стану визначення ФХП газу оператора суміжної системи або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи, письмово доводить це до відома власника комерційного ВОГ (ПВВГ) із зазначенням місця, в якому має бути здійснений контрольний відбір проби газу та часу здійснення цих заходів. Перевірка проводиться у присутності інженерно-технічного персоналу власника комерційного ВОГ (ПВВГ) не пізніше ніж у 5-денний строк з дня надходження письмового повідомлення.

4. Порядок ведення обліку газу в разі тимчасової несправності або виведення комерційного ВОГ (ПВВГ) з експлуатації

1. Комерційний ВОГ (ПВВГ) може тимчасово бути виведений з експлуатації на період проведення повірки, перевірки, капітального, поточного ремонту, ліквідації аварійних ситуацій або технічного обслуговування.

2. При виведенні з експлуатації комерційних ВОГ (ПВВГ) кількість поданого газу за звітний період визначається за показами дублюючих обчислювачів/коректорів або дублюючих ВОГ (у разі їх введення в експлуатацію), а за їх відсутності - відповідно до пунктів 4 - 6 цієї глави.

3. У разі пошкодження пломби на комерційному ВОГ (ПВВГ) інша сторона має право вимагати визначення кількості газу за поточний місяць на підставі показів дублюючого ВОГ (ПВВГ).

4. Якщо вимірювання не проводились за період не більше 3-х годин, кількість газу визначається на підставі середньогодинних значень за 3 години до виводу з експлуатації та 3 годин після відновлення нормального режиму за умови транспортування газу.

5. Якщо вимірювання не проводились терміном до трьох діб, кількість газу визначається за середньогодинними даними попередніх трьох діб.

6. Якщо вимірювання не проводились терміном більше трьох діб, обсяг газу визначається за даними попередніх трьох аналогічних періодів або технічною угодою.

5. Порядок вирішення спірних питань щодо обсягу та ФХП переданого/прийнятого газу

1. Усі спори (розбіжності), які виникають при здійсненні обліку природного газу, у тому числі визначення добового чи місячного обсягу та ФХП поданого газу, повинні вирішуватись шляхом переговорів.

2. Якщо сторона, що приймає/передає природний газ, не погоджується з визначенням добового чи місячного обсягу та ФХП поданого газу, то вона повинна заявити про це іншій стороні, що приймає/передає природний газ, протягом п'яти днів з дати оформлення акта або іншого документа, що підтверджує значення обсягу та ФХП поданого (прийнятого) газу.

3. У разі виникнення між сторонами спірних питань щодо результатів вимірювань обсягу природного газу або технічних, у тому числі метрологічних характеристик засобів вимірювальної техніки, сторони, що приймає/передає природний газ, мають право вимагати проведення експертної повірки засобів вимірювальної техніки. Якщо результати повірки негативні, оплата за проведення експертної повірки проводиться власником цих приладів, при позитивних результатах повірки - суб'єктом, який вимагав проведення експертної повірки.

4. У разі неможливості досягнення згоди (у тому числі на підставі результатів проведеної експертної повірки) шляхом переговорів пред'явлені спірні питання передаються на розгляд до суду.

5. До врегулювання розбіжностей та прийняття рішення суду обсяг переданого (прийнятого) газу встановлюється відповідно до результатів вимірювань комерційного ВОГ (ПВВГ).

6. Порядок обміну даними про виміряні обсяги газу та організація системи збору передачі даних

1. Абзац перший пункту 1 глави 6 розділу III виключено

(згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 27.12.2017 р. N 1437,
у зв'язку з цим абзац другий вважати абзацом першим)

До 5-го числа місяця, наступного за звітним, власник комерційного ВОГ (ПВВГ) надає іншій стороні, яка приймає/передає природний газ, в електронному вигляді інформацію, яка міститься в погодинних роздруківках, у повному обсязі (об'єм та ФХП газу, характер і тривалість аварійних ситуацій та втручань).

(пункт 1 глави 6 розділу III у редакції постанови
Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 26.01.2017 р. N 84)

2. За домовленістю сторін, які здійснюють приймання-передачу природного газу, оператор газотранспортної системи може надавати інформацію про кількість та обсяг газу у точках входу та точках виходу шляхом її оприлюднення на своєму веб-сайті. В іншому разі сторона, яка приймає газ у точці входу або точці виходу, має право на безперервне отримання інформації в електронному вигляді відповідно до розробленого проекту системи передачі даних (обладнання, лінії зв'язку), погодженого з власником комерційного вузла обліку. На підставі погодженого проекту сторона, яка приймає газ, забезпечує придбання, установлення та налагодження системи передачі даних. Інформація надається з персональної електронної обчислювальної машини підрозділу оператора газотранспортної системи, до якої надходить інформація з обчислювачів та коректорів.

3. Оператор газотранспортної системи, оператори суміжних систем та інші суб'єкти, що безпосередньо підключені до газотранспортної системи, погоджують періодичність та умови надання доступу до телеметричних даних із систем телеметрії у технічних угодах.

4. Якщо певна точка входу або виходу не обладнана системою телеметрії або виникла аварія системи телеметрії, необхідні дані будуть передаватися у спосіб, установлений в цій главі або в технічних угодах.

5. При новому приєднанні оператор газотранспортної системи визначає вимоги до встановлення систем телеметрії та доступу до телеметричних даних операторам суміжних систем та іншим суб'єктам, безпосередньо підключеним до газотранспортної системи, при приєднанні до газотранспортної системи у відповідних технічних умовах на нових приєднаннях.

6. У разі якщо оператор газотранспортної системи не є власником або користувачем на комерційного ВОГ (ПВВГ), він має право:

встановити в цьому пункті телеметричні пристрої, які служать для передачі даних вимірювань, при цьому право власності на встановлені телеметричні пристрої буде мати сторона, яка їх встановила;

отримувати дані вимірювань з установленої інформаційної телеметричної системи.

7. У разі виникнення аварії системи телеметрії повідомлення про цю аварію іншим сторонам, що користуються телеметричними даними, є обов'язком суб'єкта, який експлуатує телеметричні пристрої. Власник або користувач пункту зобов'язаний передати іншій стороні, що користується телеметричними даними, інформацію про виникнення аварії не пізніше наступного робочого дня, якщо інший термін не встановлено в технічній угоді.

7. Документальне оформлення приймання-передачі природного газу

1. Порядок приймання-передачі природного газу в точках входу та точках виходу на міждержавному з'єднанні визначається відповідною угодою про взаємодію між оператором газотранспортної системи та оператором суміжної газотранспортної системи.

Замовник послуг транспортування разом з оператором суміжної газотранспортної системи та оператором газотранспортної системи укладають до 5-го числа наступного місяця акти приймання-передачі газу на обсяги, які замовник послуг транспортування отримав або направив у точках входу та точках виходу на міждержавному з'єднанні за цей газовий місяць.

2. Оформлення актів приймання-передачі природного газу між оператором газотранспортної системи та суміжним газовидобувним підприємством, оператором суміжної системи або прямим споживачем здійснюється відповідно до вимог цього розділу, технічної угоди та з урахуванням такого:

(абзац перший пункту 2 глави 7 розділу III із змінами, внесеними
 згідно з
постановами Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615
,
від 17.03.2020 р. N 621)

1) приймання-передача природного газу між оператором газотранспортної системи та суміжним газовидобувним підприємством оформлюється актами приймання-передачі, що підписуються представниками цих сторін не пізніше 5-го числа місяця, наступного за звітним. Якщо до мереж суміжного газовидобувного підприємства підключені інші газовидобувні підприємства, суміжне газовидобувне підприємство зобов'язане в акті приймання-передачі природного газу деталізувати загальний обсяг газу по всіх газовидобувних підприємствах, які через його мережі подають газ до газотранспортної системи;

(підпункт 1 пункту 2 глави 7 розділу III у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615)

2) приймання-передача природного газу між оператором газотранспортної системи та оператором LNG оформлюється актами приймання-передачі, що підписуються представниками цих сторін не пізніше 5-го числа місяця, наступного за звітним;

3) приймання-передача природного газу між оператором газотранспортної системи та оператором газосховища оформлюється актами приймання-передачі, що підписуються представниками цих сторін не пізніше 5-го числа місяця, наступного за звітним;

4) приймання-передача природного газу між оператором газотранспортної системи та оператором газорозподільної системи відбувається в точках комерційного обліку газу на газорозподільних станціях і оформлюється актами приймання-передачі, що підписуються представниками цих сторін не пізніше 5-го числа місяця, наступного за звітним;

5) приймання-передача природного газу між оператором газотранспортної системи та прямим споживачем відбувається в точках комерційного обліку газу і оформлюється актами приймання-передачі, що підписуються представниками цих сторін не пізніше 5-го числа місяця, наступного за звітним.

3. Розбіжності у частині обсягу прийнятого/переданого природного газу врегульовуються відповідно до умов цього Кодексу, технічної угоди, а у разі недосягнення згоди - в суді.

(пункт 3 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 17.03.2020 р. N 621)

4. До винесення остаточного судового рішення обсяг переданого (прийнятого) газу встановлюється відповідно до показань комерційного вузла обліку газу.

5. Власник комерційного ВОГ (ПВВГ) повинен скласти та надати іншій стороні до 5-го числа місяця, наступного за звітним, місячний паспорт-сертифікат фізико-хімічних характеристик газу, в якому вказуються всі ФХП, що підлягають контролю відповідно до пункту 13 глави 1 цього розділу, у тому числі середньозважене значення вищої теплоти згоряння за місяць (у кВт·год/м3 з розрядністю відображення два знаки після цілої частини).

(пункт 5 глави 7 розділу III у редакції постанови
Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 26.01.2017 р. N 84)

6. Оформлення актів приймання-передачі природного газу із замовниками послуг транспортування здійснюється відповідно до вимог цього розділу та з урахуванням такого:

(абзац перший пункту 6 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615)

1) замовник послуг транспортування в особі постачальника разом з оператором газотранспортної системи та прямим споживачем укладають до 5-го числа наступного місяця акти приймання-передачі природного газу на обсяги, які замовник послуг транспортування направив у точку виходу до такого споживача за цей газовий місяць;

2) замовники послуг транспортування, які уклали договори купівлі-продажу природного газу у віртуальній торговій точці, оформлюють акти приймання-передачі природного газу (з урахуванням одного примірника, який залишається в оператора газотранспортної системи) та надають їх оператору газотранспортної системи для узгодження обсягу газу, що передається сторонами.

(підпункти 2 та 3 пункту 6 глави 7 розділу III замінено підпунктом 2
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615)

7. Оформлення актів приймання-передачі газу замовника послуг транспортування від/до операторів суміжних систем до/від оператора газотранспортної системи здійснюється з урахуванням такого:

1) підпункт 1 пункту 7 глави 7 розділу III виключено

(згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615,
у зв'язку з цим підпункти 2 та 3 вважати відповідно підпунктами 1 та 2)

1) замовник послуг транспортування разом з оператором установки LNG укладають акти приймання-передачі природного газу на обсяги, які замовник послуг транспортування подав на точки входу до оператора газотранспортної системи від установки LNG;

2) замовник послуг транспортування разом з оператором газосховищ укладають акти приймання-передачі природного газу на обсяги, які замовник послуг транспортування подав у точки входу/виходу оператора газотранспортної системи від/до газосховища за цей газовий місяць.

8. До 7-го числа наступного місяця:

1) на підставі актів приймання-передачі природного газу, укладених згідно з підпунктом 1 пункту 6 цієї глави, оператор газотранспортної системи разом з замовником послуг транспортування оформлюють та підписують зведений реєстр реалізації газу споживачам на обсяги газу, які такий замовник послуг транспортування подав у точках виходу до прямих споживачів за цей газовий місяць;

2) на підставі актів приймання-передачі природного газу, укладених між оператором газорозподільної системи та споживачами (крім побутових споживачів), згідно з положеннями Кодексу газорозподільних систем, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2015 року N 2494 (далі - Кодекс газорозподільної системи), оператор газорозподільних систем оформлює та підписує зведений реєстр про фактичний обсяг розподілу природного газу по споживачах за цей газовий місяць у розрізі структурних підрозділів оператора газотранспортної системи та/або структурних підрозділів газовидобувного підприємства, регіонів та категорій споживачів за цей газовий місяць та надає оператору газотранспортної системи примірник підписаного оригіналу такого реєстру.

Інформація, зазначена в цьому пункті, надається згідно з формами оператора газотранспортної системи та розміщується на його веб-сайті.

(пункт 8 глави 7 розділу ІІІ із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 10.03.2016 р. N 304
,
у редакції постанови Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 28.04.2017 р. N 615)

9. До 8-го числа наступного місяця газовидобувне підприємство та суміжне газовидобувне підприємство надають оператору газотранспортної системи звіт про фактичний видобуток природного газу за цей газовий місяць.

(пункт 9 глави 7 розділу III у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615)

10. До 8-го числа наступного місяця надають оператору газотранспортної системи:

1) підпункт 1 пункту 10 глави 7 розділу III виключено 

(згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615,
у зв'язку з цим підпункти 2 та 3 вважати відповідно підпунктами 1 та 2)

1) оператор установки LNG на підставі актів приймання-передачі газу, оформлених згідно з підпунктом 2 пункту 7 цієї глави, - зведені реєстри природного газу щодо обсягів газу, які було подано в точках входу до оператора газотранспортної системи за цей газовий місяць у розрізі замовників послуг транспортування;

2) оператор газосховищ на підставі актів приймання-передачі газу, оформлених згідно з підпунктом 3 пункту 7 цієї глави, - зведені реєстри природного газу щодо обсягів газу, які було подано в точки входу та/або отримано в точках виходу за цей газовий місяць у розрізі замовників послуг транспортування.

Інформація, зазначена в цьому пункті, надається згідно з формами оператора газотранспортної системи та розміщується на його веб-сайті.

11. Передача природного газу, поданого до газотранспортної системи між замовниками послуг транспортування, здійснюється у віртуальній торговій точці шляхом подання оператору газотранспортної системи торгових сповіщень відповідно до вимог глави 2 розділу XIV цього Кодексу.

(пункти 11 - 13 глави 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615,
замінено пунктом 11 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює
 державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 27.12.2017 р. N 1437)

IV. УМОВИ ВЗАЄМОДІЇ З ОПЕРАТОРОМ ГАЗОТРАНСПОРТНОЇ СИСТЕМИ, ПОРЯДОК ПРИСВОЄННЯ ЕІС-КОДІВ ТА ВИМОГИ ДО ІНФОРМАЦІЙНОЇ ПЛАТФОРМИ

(назва розділу IV у редакції постанови Національної комісії, що здійснює
 державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 27.12.2017 р. N 1437)

1. Умови взаємодії з оператором газотранспортної системи

1. Взаємовідносини між суміжними операторами газотранспортних систем регулюються угодою, укладеною відповідно до вимог цього Кодексу та Регламенту Комісії (ЄС) N 2015/703 від 30 квітня 2015 року, яким запроваджується кодекс мереж щодо правил взаємодії та обміну даними.

(пункт 1 глави 1 розділу IV із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

2. Правовідносини між оператором газотранспортної системи та оператором установки LNG / оператором газосховища / газовидобувним підприємством / оператором газорозподільної системи / прямим споживачем щодо одержання доступу до потужності, надання послуг із транспортування, у тому числі вчинення дій з врегулювання добових небалансів у газотранспортній системі, регулюються договором транспортування природного газу, укладеним відповідно до Типового договору транспортування природного газу, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2015 року N 2497.

(абзац перший пункту 2 глави 1 розділу IV із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

Взаємовідносини стосовно визначення ФХП, правил обліку, приймання-передачі природного газу тощо регулюються положеннями цього Кодексу та технічною угодою, укладеною між оператором газотранспортної системи та оператором установки LNG / оператором газосховища / суміжним газовидобувним підприємством / оператором газорозподільної системи / прямим споживачем, яка передбачає:

(абзац другий пункту 2 глави 1 розділу IV у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615
,
із змінами, внесеними згідно з постановою Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики
та комунальних послуг, від 17.03.2020 р. N 621)

засади обміну інформацією, у тому числі специфікаціями у форматі даних і протоколів, які дають можливість співпраці із системою обміну інформацією оператора газотранспортної системи;

установлення граничнодопустимих значень мінімального та максимального тиску газу;

порядок визначення кількості природного газу та порядок визначення фізико-хімічних показників природного газу;

порядок обмеження (припинення) транспортування природного газу у випадку невідповідності фізико-хімічним показникам, зазначеним у цьому Кодексі;

порядок перевірки, повірки (у тому числі спільної) комерційних вузлів обліку газу;

порядок надання доступу до телеметричних та вимірювально-розрахункових даних;

порядок отримання вихідної інформації від комерційного (дублюючого) вузла обліку;

зобов'язання стосовно передачі прогнозних обсягів закачування та відбору природного газу у терміни і на засадах, визначених у Кодексі (для оператора газосховища);

порядок надання відомостей, необхідних для проведення розподілу планових обсягів транспортування замовникам послуг транспортування в точках входу/виходу;

порядок узгодження графіків та порядок проведення ремонтних робіт і робіт з модернізації, які мають вплив на умови роботи суміжних систем;

порядок дій на випадок виникнення перебоїв у роботі суміжних систем;

порядок повідомлення про аварії та порядок взаємодії сторін у разі їх виникнення;

порядок взаємодії та контактні дані диспетчерських служб оператора газотранспортної системи та оператора газосховищ;

порядок обміну інформацією стосовно запланованих інвестицій, які мають вплив на умови роботи суміжних систем (для операторів суміжних систем);

порядок врегулювання спорів;

перелік комерційних та/або дублюючих вузлів обліку газу, встановлених у фізичних точках входу/виходу до/з газотранспортної системи, які визначаються технічною угодою.

(пункт 2 глави 1 розділу IV доповнено абзацом вісімнадцятим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
від 17.03.2020 р. N 621)

2. Порядок присвоєння EIC-кодів суб'єктам ринку природного газу

1. З метою уніфікації та однозначної ідентифікації суб'єктів ринку природного газу та точок комерційного обліку, розміщених на об'єктах газової інфраструктури, та для забезпечення спрощення процедур зміни постачальників природного газу та електронного обміну даними між суб'єктами ринку природного газу, на національному рівні використовується система кодування, рекомендована Європейською мережею операторів газотранспортних систем (ENTSOG).

Для кодування використовується EIC-код.

На ринку природного газу використовуються EIC-коди, що присвоєні відповідно до регламенту EIC-схема для кодування та ідентифікації в енергетиці.

Кожному суб'єкту ринку природного газу та/або точці комерційного обліку може бути присвоєно лише один EIC-код.

Схема ідентифікації вимагає, щоб присвоєні EIC-коди були унікальними та незмінними протягом довгого періоду часу.

2. EIC-коди, видані уповноваженим органом їх видачі за межами України, місцевим видавничим бюро, є дійсними на території України та приймаються оператором газотранспортної системи.

3. EIC-код являє собою фіксовану за довжиною послідовність алфавітно-цифрових символів (16 позицій), яка складається з таких атрибутів:

  

Код видавничого бюро - атрибут унікального коду, що ідентифікує:

центральне видавниче бюро - адміністративна структура, яка входить до складу ENTSOG та відповідає за видачу EIC-кодів компаніям, що здійснюють транскордонне транспортування (продаж) природного газу;

місцеве видавниче бюро - оператор газотранспортної системи, що видає EIC-коди суб'єктам ринку природного газу в Україні (видає національні EIC-коди).

Код типу об'єкта - атрибут, що характеризує тип об'єкта газового ринку:

X - суб'єкт ринку природного газу, який діє як окремий суб'єкт господарювання (оператор газотранспортної системи, оператор газорозподільної системи, оператор газосховища, оператор установки LNG, оптовий продавець, оптовий покупець, постачальник, споживач, замовник послуг транспортування, замовник послуг транспортування, розподілу, зберігання (закачування, відбір) природного газу, замовник послуги установки LNG, суб'єкт ринку природного газу, що займається видобутком (виробництвом) природного газу);

Z - точка комерційного обліку, відносно якої визначаються та обліковуються значення об'ємів та обсягів транспортування, надходження, розподілу, передачі та споживання природного газу за певний період;

Y - географічна або економічна зона;

W - об'єкти з фізичним місцем розташування, що мають використовуватися для виробництва, споживання або зберігання енергії (генераторні установки, виробничі підрозділи, термінали СПГ, газові сховища тощо);

V - фізичне або логічне місцезнаходження, де розташовуються або могли б розташовуватися сторона або IT-система сторони (кінцеві точки, вузли тощо).

Код групи суб'єктів ринку природного газу - визначений оператором газотранспортної системи класифікатор типів суб'єктів ринку природного газу в Україні:

00-00 - споживачі, що приєднані до газотранспортної системи оператора та точки комерційного обліку оператора газотранспортної системи;

01-89 - оператори газорозподільних систем, споживачі, приєднані до газорозподільних систем, та точки комерційного обліку в газорозподільній системі;

90-90 - оператори газосховищ;

91-91 - оператори установки LNG;

92-92 - газовидобувні підприємства;

93-93 - суб'єкти ринку газу, що займаються оптовою купівлею, продажем або постачанням газу;

94-WW - інше або резерв.

Код ідентифікації суб'єкта ринку природного газу відповідної групи - визначений оператором газотранспортної системи або оператором газорозподільної системи алфавітно-цифровий код, що ідентифікує суб'єкта ринку природного газу, у тому числі споживача, що приєднаний до газорозподільної системи або код точки комерційного обліку, яка використовується для визначення об'ємів та обсягів природного газу для складання актів приймання-передачі між суб'єктами ринку природного газу та їх взаєморозрахунків.

Як символи послідовності EIC-коду у позиціях з 01 по 15 включно можуть використовуватися символ "-", цифри від "0" до "9", великі літери латинського алфавіту від "A" до "W".

Символ контрольної суми EIC-коду (позиція 16) призначений для забезпечення контролю цілісності коду та валідації даних. Символ контрольної суми формується згідно з регламентом, рекомендованим ENTSOG: "EIC-схема для кодування та ідентифікації в енергетиці". Як символ контрольної суми використовуються цифри від "0" до "9" та великі літери латинського алфавіту від "A" до "Z".

4. Оператор газотранспортної системи відповідає за організацію правильного та коректного розподілу EIC-кодів суб'єктам ринку природного газу України.

За заявою оператора газорозподільної системи оператор газотранспортної системи протягом двох робочих днів з моменту надання заяви відповідно до вимог цієї глави присвоює кожному оператору газорозподільної системи унікальний EIC-код і код групи (позиції з 04 по 05 EIC-кодів).

Оператор газорозподільної системи присвоює EIC-коди всім споживачам, що приєднані до газорозподільної системи відповідного оператора та відповідних EIC-кодів їх точок комерційного обліку (за необхідності). Оператор газорозподільної системи після присвоєння EIC-кодів споживачам, що приєднані до газорозподільної системи відповідного оператора та відповідних EIC-кодів їх точок комерційного обліку (за необхідності), передає їх оператору газотранспортної системи протягом 5 робочих днів з моменту присвоєння за формою оператора газотранспортної системи в електронному вигляді з використанням електронного цифрового підпису уповноваженої особи.

(абзац третій пункту 4 глави 2 розділу IV із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

Оператор газотранспортної системи присвоює EIC-код оператору газосховища, оператору установки LNG, а також кожному споживачу, що приєднаний безпосередньо до газотранспортної системи, та EIC-коди їх відповідним точкам комерційного обліку, про що інформує зазначених суб'єктів ринку природного газу.

Оператор газотранспортної системи:

за заявою суб'єкта ринку природного газу, що займається видобутком (виробництвом) газу, присвоює суб'єкту унікальний EIC-код та EIC-коди відповідних точок комерційного обліку;

за заявою суб'єкта ринку природного газу, що займається оптовою купівлею-продажем або постачанням газу, присвоює суб'єкту унікальний EIC-код.

Оператор газотранспортної системи протягом 2-х робочих днів з моменту отримання заяви від суб'єкта ринку природного газу за умови дотримання положень цього розділу присвоює суб'єкту EIC-код.

5. Суб'єкт ринку природного газу самостійно визначає коло осіб (інших суб'єктів ринку природного газу), яким доступні дані EIC-коду та інша супутня інформація, що може бути використана у договірних відносинах на ринку природного газу.

6. Оператор газотранспортної системи має право відхилити заяву на присвоєння EIC-коду суб'єкту ринку природного газу у разі недостовірності і невідповідності поданих даних заявником до форми, встановленої місцевим видавничим бюро.

7. Присвоєння EIC-коду здійснюється на безоплатній основі.

8. З метою виконання угод про взаємодію на точках входу та/або виходу на міждержавному з'єднанні оператор газотранспортної системи за зверненням замовника послуг транспортування присвоює такому замовнику послуг транспортування окремий код ідентифікації - шипер-код. Присвоєння такого коду ідентифікації - шипер-коду здійснюється на безоплатній основі в порядку присвоєння ЕІС-кодів, визначеному цією главою.

(главу 2 розділу IV доповнено пунктом 8 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

3. Технічні вимоги до інформаційної платформи оператора газотранспортної системи

1. Для забезпечення електронної взаємодії та документообігу між суб'єктами ринку природного газу, у тому числі для організації замовлення та супроводження послуг транспортування природного газу в умовах добового балансування газотранспортної системи, а також між суб'єктами ринку природного газу та операторами торгових платформ оператор газотранспортної системи зобов'язаний створити та підтримувати функціонування інформаційної платформи.

Інформаційна платформа складається з апаратного та програмного забезпечення.

Програмне забезпечення інформаційної платформи має відповідати вимогам чинних нормативно-правових актів та нормативних документів щодо системи технічного та програмного захисту інформації.

Цілісність, доступність, конфіденційність та захист від несанкціонованого доступу до інформації реалізуються на інформаційній платформі відповідно до вимог законодавства України та цього Кодексу.

2. Інформаційна платформа має бути доступною всім суб'єктам ринку природного газу та операторам торгових платформ у межах їх прав, визначених цим Кодексом, для забезпечення ними дій, пов'язаних із укладанням угод за короткостроковими стандартизованими продуктами, замовленням, наданням та супроводженням послуг транспортування природного газу, у тому числі для подання номінацій/реномінацій, перевірки величин грошових внесків (фінансової гарантії), а також інших дій, передбачених цим Кодексом.

Для вчинення вищезазначених дій веб-додаток інформаційної платформи має бути доступним у мережі Інтернет цілодобово, сім днів на тиждень.

Суб'єкти ринку природного газу, які уклали (переуклали) з оператором газотранспортної системи договір транспортування, набувають права доступу до інформаційної платформи та статусу користувача платформи з моменту укладення (переукладення) договору. Оператор газотранспортної системи присвоює кожному такому суб'єкту ринку природного газу код користувача платформи та створює на інформаційній платформі інтерфейс такого користувача відповідно до його статусу суб'єкта ринку природного газу (постачальник, оператор газорозподільної системи, оптовий продавець/покупець, оператор газосховищ тощо), про що має повідомити останнього. При цьому додатком до договору визначаються уповноважені особи суб'єкта ринку природного газу (користувача платформи), які будуть мати право доступу до інформаційної платформи від імені користувача платформи (зазначаються їхні адреси електронної пошти та контактні дані), для їх електронної реєстрації, що оформлюється у вигляді повідомлення на створення облікового запису уповноважених осіб користувача платформи за формою, наведеною в додатку 1 до цього Кодексу, до якого додаються у письмовій формі довіреності користувача платформи на кожну уповноважену особу.

Інформаційна платформа має бути доступною для інших користувачів виключно для перегляду публічної інформації без права вчинення інших дій. Користувачам, які мають повноваження на вчинення певних дій, передбачених цим Кодексом, право доступу надається після реєстрації оператором газотранспортної системи заяви про набуття статусу користувача системи за процедурою, визначеною оператором газотранспортної системи на власному веб-сайті, та електронної реєстрації уповноважених осіб користувача платформи за поданням оператору газотранспортної системи повідомлення на створення облікового запису уповноважених осіб користувача платформи за формою, наведеною у додатку 1 до цього Кодексу, до якого мають бути додані у письмовій формі довіреності користувача платформи на кожну уповноважену особу.

Оператор газотранспортної системи забезпечує допомогу учасникам ринку природного газу в роботі з інформаційною платформою. Контактна інформація та години роботи служби підтримки інформаційної платформи оприлюднюються на веб-сайті оператора газотранспортної системи.

3. Обмін даними між уповноваженими особами користувачів інформаційної платформи та інформаційною платформою (оператором газотранспортної системи) відбувається через електронну пошту та інтерфейс користувача інформаційної платформи веб-додатка. У разі якщо електронна пошта недоступна, уповноважена особа користувача платформи повинна повідомити про це оператора газотранспортної системи.

З метою контролю цілісності і достовірності інформації, яка передається в електронному вигляді, а також підтвердження її авторства під час обміну інформацією оператор газотранспортної системи забезпечує використання електронного цифрового підпису.

Усі операції, що здійснюються через інформаційну платформу, зберігаються з інформацією щодо відповідного користувача інформаційної платформи та часу здійснення операції.

Уся інформація щодо часових рамок, зазначена в цьому Кодексі (зокрема кінцеві строки подання номінацій/реномінацій, прогнозування тощо), приводиться у відповідність до системного часу інформаційної платформи. Інтерфейс користувача має працювати за системним часом інформаційної платформи.

Уповноважена особа користувача інформаційної платформи виконує операції з конфігурації його облікового запису в інтерфейсі користувача.

4. Кожний користувач інформаційної платформи зобов'язується дотримуватися правил конфіденційності щодо доступу до платформи та інтерфейсу користувача, зокрема користувач зобов'язується переконатися, що уповноважена ним особа, яка здійснює від імені користувача дії на інформаційній платформі:

зберігає свій особистий закритий ключ у таємниці і таким чином, щоб ніхто інший не міг отримати доступ до ключа;

використовує свій особистий закритий ключ і електронну реєстрацію виключно в інтересах користувача та відповідно до правил користування інформаційною платформою, які відповідають вимогам Кодексу ГТС;

інформує оператора газотранспортної системи про доступ сторонніх осіб до інформації про її особистий закритий ключ та її розголошення (у зв'язку з чим оператор газотранспортної системи за зверненням користувача платформи блокує особистий ключ до подальшої його зміни).

Усі прямі та/або непрямі збитки, пов'язані з доступом до інформації про особистий ключ сторонніх осіб та її розголошенням та завдані з моменту отримання доступу сторонніх осіб до інформації про особистий ключ та її розголошення і до моменту інформування про це оператора газотранспортної системи, покладаються виключно на користувача платформи, з вини якого відбувся доступ до інформації сторонніх осіб.

У разі зміни даних уповноважених осіб користувача користувач інформаційної платформи направляє оператору газотранспортної системи нове повідомлення із загальним переліком уповноважених осіб.

5. Оператор газотранспортної системи виконує функції адміністратора інформаційної платформи та оприлюднює на своєму веб-сайті:

інструкцію з користування інформаційною платформою, а також витяги з нормативно-правових актів, пов'язаних із користуванням інформаційною платформою;

контактні дані (прізвище, ім'я, по батькові, номери факсів та телефонів, електронні адреси) працівників оператора газотранспортної системи, які є відповідальними за працездатність інформаційної платформи та взаємодію з учасниками ринку природного газу, контактну інформацію та графік роботи служби підтримки інформаційної платформи;

інформацію про центри сертифікації ключів, необхідних користувачам інформаційної платформи для забезпечення ними електронного цифрового підпису (ЕЦП) у випадках, передбачених цим Кодексом;

іншу інформацію, передбачену цим Кодексом.

6. З метою забезпечення комунікації між замовниками послуг транспортування, у тому числі для їх самоорганізації з метою врегулювання власних небалансів протягом газової доби (D), оператор газотранспортної системи повинен створити та підтримувати на інформаційній платформі дошку повідомлень.

Дошка повідомлень є інструментом для публікації (оприлюднення) замовниками послуг транспортування повідомлень про наміри відчуження (продажу) чи набуття (купівлі) певних обсягів природного газу та/або права користування розподіленою (договірною) потужністю. Розміщення повідомлень здійснюється без додаткових витрат.

(абзац другий пункту 6 глави 3 розділу IV із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

Дошка повідомлень не має бути пов'язана з функціональними можливостями інформаційної платформи (за винятком ідентифікації замовників послуг транспортування), тому:

1) повідомлення про намір відчужити (продати) або набути (купити) певні обсяги природного газу та/або будь-які інші повідомлення, оприлюднені замовниками послуг транспортування на дошці повідомлень, не перевіряються оператором газотранспортної системи;

2) замовник послуг транспортування, від імені якого його уповноваженою особою було здійснено розміщення інформації на дошці повідомлень, відповідає за зміст та достовірність такої інформації;

3) за допомогою дошки повідомлень не проводяться операції через жоден модуль інформаційної платформи.

Оператор газотранспортної системи не відповідає за будь-які прямі або непрямі втрати чи збитки, понесені будь-яким замовником послуг транспортування у зв'язку з роботою дошки повідомлень або у зв'язку з використанням, або неможливістю використання, або за результатами використання дошки повідомлень, та не відповідає за будь-які веб-сайти та матеріали, розміщені на дошці повідомлень.

Для забезпечення фактичного приймання-передачі природного газу між замовниками послуг транспортування (балансовими портфоліо), які розмістили інформацію на дошці повідомлень, замовники послуг транспортування мають подати оператору газотранспортної системи відповідні торгові сповіщення у порядку, визначеному в главі 2 розділу XIV цього Кодексу.

(розділ IV доповнено главою 3 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

4. Вимоги до наповнення інформаційної платформи поточними та статистичними даними

1. Інформаційна платформа має містити такі дані, зокрема:

1) перелік точок входу/виходу до/із газотранспортної системи;

2) інформацію про всіх суб'єктів ринку природного газу, включаючи споживачів, яким в установленому порядку присвоєні ЕІС-коди;

3) інформацію про постачальника "останньої надії";

4) інформацію про постачальників із спеціальними обов'язками;

5) інформацію про Реєстри споживачів постачальників.

2. Інформація про споживачів в інформаційній платформі має містити щонайменше:

1) ЕІС-код споживача та за наявності ЕІС-коди його точок обліку;

2) EIC-код фізичної точки виходу з газотранспортної системи;

3) дані закріплених за споживачем діючих постачальників та визначені ними періоди постачання;

4) дані щодо зміни постачальників із початку функціонування інформаційної платформи;

5) інформацію про прогнози споживання природного газу на кожну газову добу (D) для споживачів, по яких відбір/споживання не вимірюється щодобово;

6) інформацію про попередні обсяги споживання кожної газової доби (D);

7) інформацію про фактичне добове споживання;

8) інформацію про фактичне споживання кожного газового місяця (М);

9) дані періодів відсутності у споживача закріпленого постачальника (за їх наявності) з початку функціонування інформаційної платформи;

10) дані періодів обмеження (припинення) газопостачання споживачу (якщо такі дані вносились по споживачу) з початку функціонування інформаційної платформи;

11) період вимірювання (відбір/споживання, що вимірюється щодобово, або відбір/споживання, що не вимірюється щодобово);

12) належність споживача до категорії споживачів, постачання яким може здійснюватися в рамках спеціальних обов'язків, які в установленому порядку покладені рішенням Кабінету Міністрів України на підставі статті 11 Закону України "Про ринок природного газу";

13) належність споживача до категорії побутових;

(пункт 2 глави 4 розділу IV доповнено новим підпунктом 13 згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 23.09.2020 р. N 1752)

14) інформацію про періоди постачання природного газу споживачу постачальником "останньої надії";

(пункт 2 глави 4 розділу IV доповнено новим підпунктом 14 згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 23.09.2020 р. N 1752,
у зв'язку з цим підпункт 13 вважати підпунктом 15)

15) строк надання повідомлення споживачу про припинення газопостачання відповідно до чинного законодавства (не менше ніж за три доби до дати, на яку воно заплановано, для споживачів та не менше ніж за п'ять діб для підприємств металургійної та хімічної промисловості).

3. Порядок формування Реєстру споживачів постачальника та процедура зміни постачальника на інформаційній платформі визначаються у главі 5 цього розділу.

4. Оператор газотранспортної системи повинен вносити до інформаційної платформи актуалізовану інформацію щодо всіх точок входу/виходу до/із газотранспортної системи та інформацію про всіх суб'єктів ринку, з якими оператор газотранспортної системи уклав договір транспортування, у тому числі по прямих споживачах.

5. Оператори газорозподільних систем відповідно до вимог цього Кодексу та за формами оператора газотранспортної системи, погодженими з Регулятором, повинні вносити до інформаційної платформи інформацію, зокрема:

визначену підпунктами 1, 2, 5 - 8, 12, 13 пункту 2 цієї глави, по всіх споживачах, підключених до газорозподільної системи;

(абзац другий пункту 5 глави 4 розділу IV із змінами, внесеними згідно з
 
постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 10.06.2020 р. N 1080
,
від 23.09.2020 р. N 1752)

дані щодо операторів газорозподільних систем (за їх наявності), яким природний газ передається з газорозподільної системи, з визначенням місць підключення таких операторів;

дані щодо газовидобувних підприємств (за їх наявності), промислові газопроводи яких безпосередньо підключені до газорозподільної системи.

6. Суміжні газовидобувні підприємства, а також газовидобувні підприємства, безпосередньо підключені до газорозподільних систем, відповідно до вимог цього Кодексу та за формами, погодженими оператором газотранспортної системи з Регулятором, зобов'язані вносити до інформаційної платформи інформацію щодо газовидобувних підприємств (за їх наявності), видобутий/вироблений природний газ яких передається до газотранспортної системи через суміжне газовидобувне підприємство та/або до газорозподільної системи через газовидобувне підприємство, безпосередньо підключене до газорозподільної системи.

7. Постачальники відповідно до вимог цього Кодексу повинні вносити до інформаційної платформи інформацію щодо:

власних споживачів та періодів постачання їм природного газу;

номінацій/реномінацій.

8. Оператор газотранспортної системи відповідно до вимог глави 3 цього розділу надає замовникам послуг транспортування доступ до інформаційної платформи для внесення ними інформації, передбаченої цим Кодексом.

9. У випадку приєднання нового споживача до газорозподільної або газотранспортної системи їх оператори мають внести до інформаційної платформи дані про такого споживача не пізніше ніж через три дні після присвоєння йому та/або його точці комерційного обліку персоніфікованого ЕІС-коду.

(розділ IV доповнено главою 4 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

5. Формування Реєстру споживачів постачальника

1. Постачання природного газу споживачу здійснюється на підставі договору постачання природного газу між постачальником та споживачем, який укладається відповідно до Правил постачання природного газу, затверджених постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2015 року N 2496 (далі - Правила постачання природного газу), та за умови включення споживача до Реєстру споживачів постачальника в інформаційній платформі у відповідному розрахунковому періоді. Постачальник, крім постачальника "останньої надії", не має права реєструвати споживача у власному Реєстрі споживачів постачальника в розрахунковому періоді, не погодженому зі споживачем.

(пункт 1 глави 5 розділу IV у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики
 та комунальних послуг, від 10.06.2020 р. N 1080
,
із змінами, внесеними згідно з постановою Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики
 та комунальних послуг, від 23.09.2020 р. N 1752)

2. З моменту реєстрації споживача за постачальником в інформаційній платформі постачальник набуває статусу діючого постачальника для такого споживача (крім майбутніх періодів постачання, які заброньовані за іншими постачальниками в інформаційній платформі, постачання природного газу постачальником "останньої надії" та випадків, передбачених пунктом 6 цієї глави) та вважається, що з цього моменту зазначений постачальник забронював за собою цього споживача на наступні розрахункові періоди та є відповідальним за обсяги споживання природного газу цим споживачем. Реєстрація споживача в Реєстрі споживачів постачальником "останньої надії" здійснюється на період, що не може перевищувати граничний строк постачання, визначений Законом України "Про ринок природного газу" та Правилами постачання природного газу.

(абзац перший пункту 2 глави 5 розділу IV із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 10.06.2020 р. N 1080
,
у редакції постанови Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 23.09.2020 р. N 1752)

Реєстрація постачальником, крім постачальника "останньої надії", побутового споживача здійснюється на безстроковий період.

(пункт 2 глави 5 розділу IV доповнено новим абзацом другим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 10.06.2020 р. N 1080,
у зв'язку з цим абзаци другий - шостий
 вважати відповідно абзацами третім - сьомим
,
абзац другий пункту 2 глави 5 розділу IV із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 23.09.2020 р. N 1752)

З моменту реєстрації на інформаційній платформі угоди про алокацію постачальники, які є її сторонами, набувають статусу діючих постачальників для такого споживача (у межах часток, визначених алокаційним алгоритмом) на строк, що відповідає періоду постачання, визначеному угодою про алокацію.

(пункт 2 глави 5 розділу IV доповнено новим абзацом третім згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 12.04.2019 р. N 558,
у зв'язку з цим абзаци
третій - шостий
 вважати відповідно абзацами четвертим - сьомим)

Постачальник, за винятком постачальника зі спеціальними обов'язками, має право визначити по споживачу, крім побутового, в інформаційній платформі кінцеву дату постачання природного газу такому споживачу (з якої споживач буде виключений з Реєстру споживачів такого постачальника) та/або визначити періоди постачання природного газу такому споживачу. При цьому у випадку постачання природного газу постачальником "останньої надії" кінцева дата постачання визначається автоматично інформаційною платформою оператора газотранспортної системи відповідно до граничного строку постачання, визначеного Законом України "Про ринок природного газу" та Правилами постачання природного газу. Кінцева дата постачання природного газу не може бути визначена постачальником (у випадку постачання природного газу постачальником "останньої надії" автоматично на інформаційній платформі оператора газотранспортної системи) раніше ніж через три дні (п'ять днів по споживачах, які належать до підприємств металургійної та хімічної промисловості) після дати внесення відповідної інформації.

(абзац четвертий пункту 2 глави 5 розділу IV із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 10.06.2020 р. N 1080
,
у редакції постанови Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 23.09.2020 р. N 1752)

Інформаційна платформа повинна відображати по споживачу заброньовані постачальником (постачальниками) періоди постачання природного газу і дозволяти постачальнику реєструвати на інформаційній платформі період постачання природного газу відповідно до укладених зі споживачем договорів (додаткових угод), у тому числі без зазначення кінцевої дати.

Постачальник, який у заброньованому за ним періоді постачання природного газу виходить із ініціативою відмовитись на інформаційній платформі від споживача (виключити споживача із Реєстру постачальника) або скоротити період постачання йому природного газу, має право це зробити, але за умови, що дата виключення споживача із Реєстру постачальника або відповідно кінцева дата постачання природного газу споживачу може бути не раніше ніж через три дні (п'ять днів по споживачу, який належить до підприємств металургійної та хімічної промисловості) після дати ініціювання таких змін на інформаційній платформі.

Реєстрація побутового споживача здійснюється автоматично в Реєстрі споживачів постачальника "останньої надії" на інформаційній платформі оператора газотранспортної системи за умови відсутності на інформаційній платформі інформації про відключення або ініціювання діючим постачальником відключення його об'єкта в таких випадках:

відсутність підтвердженої номінації та реномінації для газової доби D до 02:00 UTC (04:00 за київським часом) години для зимового періоду в газову добу (D-1) та 01:00 UTC (04:00 за київським часом) години для літнього періоду в газову добу (D-1) на точку виходу до газорозподільної системи, крім випадків ініціювання постачальником "останньої надії" відключення по об'єкту такого споживача. У такому випадку постачання здійснюється з дня, наступного за днем включення до Реєстру споживачів постачальника "останньої надії";

(абзац восьмий пункту 2 глави 5 розділу IV із змінами,
 внесеними згідно з постановою Національної комісії, що здійснює
 державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 27.11.2020 р. N 2202)

відсутність за три дні до кінцевої дати постачання природного газу поточним постачальником побутового споживача в Реєстрі іншого постачальника. У такому випадку постачання здійснюється з дня, наступного за кінцевим днем постачання попереднім постачальником.

Реєстрація споживача, що не є побутовим, здійснюється автоматично в Реєстрі споживачів постачальника "останньої надії" на інформаційній платформі оператора газотранспортної системи за умови відсутності на інформаційній платформі інформації про відключення або ініціювання діючим постачальником відключення його об'єкта у випадку, якщо діючому постачальнику було зупинено дію чи анульовано ліцензію на постачання природного газу.

Дата початку постачання природного газу споживачу постачальником "останньої надії" визначається в Реєстрі споживачів постачальника "останньої надії" на інформаційній платформі.

Максимальний строк, на який споживача реєструють у Реєстрі споживачів постачальника "останньої надії", не може перевищувати шістдесят днів та в будь-якому випадку не має тривати довше ніж до кінця календарного місяця, наступного за тим місяцем, у якому відбулася реєстрація споживача в Реєстрі споживачів постачальника "останньої надії".

(абзац дванадцятий пункту 2 глави 5 розділу IV із змінами,
 внесеними згідно з постановою Національної комісії, що здійснює
 державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 27.11.2020 р. N 2202)

Інформаційна платформа щоденно до 06:00 UTC (08:00 за київським часом) години для зимового періоду та 05:00 UTC (08:00 за київським часом) години для літнього періоду газової доби надсилає операторам газорозподільних систем, оператору газотранспортної системи (щодо прямих споживачів) та постачальнику "останньої надії" перелік ЕІС-кодів споживачів, які були у попередній газовій добі зареєстровані в Реєстрі споживачів постачальника "останньої надії".

Оператори газорозподільних систем, оператор газотранспортної системи (щодо прямих споживачів) протягом трьох діб зобов'язані надати постачальнику "останньої надії" через інформаційну платформу інформацію щодо споживачів, які були зареєстровані в Реєстрі споживачів постачальника "останньої надії", за формою оператора газотранспортної системи, погодженою Регулятором. Інформація скріплюється електронним підписом уповноваженої особи оператора газорозподільної системи / оператора газотранспортної системи (щодо прямих споживачів) та повинна містити:

ЕІС-код споживача або ЕІС-код точки комерційного обліку споживача;

назву та ЄДРПОУ (для споживачів, що не є побутовими);

поштову адресу об'єкта споживача.

(пункт 2 глави 5 розділу IV доповнено новими абзацами сьомим - сімнадцятим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 23.09.2020 р. N 1752,
у зв'язку з цим абзац сьомий вважати абзацом вісімнадцятим)

У разі якщо за п'ять днів до кінцевої дати постачання природного газу поточним постачальником інформаційна платформа не фіксує такого споживача в Реєстрі іншого постачальника, у тому числі в Реєстрі постачальника із спеціальними обов'язками або постачальника "останньої надії", інформаційна платформа одночасно направляє оператору газорозподільної системи (оператору газотранспортної системи по прямих споживачах) інформаційне повідомлення про відсутність у споживача постачальника з певної дати за формою оператора газотранспортної системи, погодженою з Регулятором. Оператор газорозподільної системи (оператор газотранспортної системи по прямих споживачах), отримавши таке повідомлення, зобов'язаний протягом двох робочих днів проінформувати такого споживача про відсутність у нього постачальника з певної дати та можливі наслідки для нього і за необхідності розпочати заходи з припинення (обмеження) в установленому порядку газопостачання на об'єкти такого споживача.

(абзац вісімнадцятий пункту 2 глави 5 розділу IV із змінами, внесеними
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 23.09.2020 р. N 1752)

Для здійснення діяльності постачальника "останньої надії" на інформаційній платформі забезпечується функціонування окремого Реєстру споживачів постачальника "останньої надії".

(пункт 2 глави 5 розділу IV доповнено абзацом дев'ятнадцятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 23.09.2020 р. N 1752)

3. Якщо для споживача відповідно до рішення Кабінету Міністрів України визначений постачальник із спеціальними обов'язками, на якого в установленому порядку покладені обов'язки постачати природний газ такому споживачу (який не має права відмовити такому споживачу в укладанні договору постачання природного газу), оператор газотранспортної системи реєструє такого постачальника за споживачем на інформаційній платформі (на випадок відсутності у такого споживача постачальника). Оператор газотранспортної системи надсилає через інформаційну платформу всім постачальникам із спеціальними обов'язками Реєстр закріплених за ними споживачів.

Термін "постачальник із спеціальними обов'язками" вживається у значенні, наведеному в Правилах постачання природного газу.

У разі якщо споживач, який додатково включений до Реєстру постачальника із спеціальними обов'язками, буде виключений з Реєстру інших постачальників у певний період постачання, вважається, що діючим постачальником такого споживача у цьому періоді буде визначений закріплений за ним постачальник із спеціальними обов'язками.

У разі якщо постачальник із спеціальними обов'язками з причин заборгованості споживача (неналежних розрахунків) хоче відмовитись від фізичного постачання природного газу такому споживачу в певному періоді постачання, він повинен ініціювати заходи з припинення (обмеження) газопостачання такому споживачу відповідно до Правил постачання природного газу.

4. Постачальник, який має намір постачати природний газ новому споживачу, має право не пізніше кінцевого терміну подання номінації на газову добу (D) газового місяця (М), визначеного цим Кодексом, зареєструвати за собою такого споживача в інформаційній платформі, вказавши період постачання природного газу такому споживачу (за умови відсутності споживача в Реєстрі іншого постачальника на період запланованого постачання, крім Реєстру постачальника "останньої надії").

(абзац перший пункту 4 глави 5 розділу IV із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 23.09.2020 р. N 1752)

Якщо при реєстрації споживача за постачальником інформаційна платформа виявляє цього споживача в Реєстрі іншого постачальника, (крім Реєстру постачальника "останньої надії") зміна постачальника здійснюється з урахуванням цієї глави Кодексу та Правил постачання природного газу.

(абзац другий пункту 4 глави 5 розділу IV із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 23.09.2020 р. N 1752)

Постачальник, який має намір постачати природний газ споживачу, який включений до Реєстру споживачів постачальника "останньої надії", має право за одну добу до кінцевого терміну подання номінації на газову добу (D), визначеного цим Кодексом, включити такого споживача до власного Реєстру споживачів постачальника на інформаційній платформі, вказавши період постачання природного газу такому споживачу.

Для включення побутового споживача, який включений до Реєстру споживачів постачальника "останньої надії", до Реєстру споживачів постачальника постачальник зобов'язаний завантажити на інформаційну платформу оператора газотранспортної системи інформацію, яка скріплюється електронним підписом уповноваженої особи постачальника, щодо заяви-приєднання до умов договору постачання природного газу побутовим споживачам, на підставі якої такого побутового споживача має бути включено до Реєстру споживачів постачальника, така інформація повинна містити:

ЕІС-код побутового споживача або ЕІС-код точки комерційного обліку побутового споживача;

номер, за яким постачальник зареєстрував заяву-приєднання до умов договору постачання природного газу побутовим споживачам;

дату реєстрації постачальником заяви-приєднання до умов договору постачання природного газу побутовим споживачам. При цьому для постачальника природного газу, який здійснював постачання природного газу такому побутовому споживачу у день включення цього споживача до Реєстру споживачів постачальника "останньої надії", дата реєстрації постачальником заяви-приєднання не може бути раніше ніж дата включення такого побутового споживача до Реєстру споживачів постачальника "останньої надії".

У випадку невідповідності ЕІС-коду побутового споживача або ЕІС-коду точки комерційного обліку побутового споживача, за яким постачальник включив побутового споживача до свого Реєстру споживачів постачальника, ЕІС-коду, наданому в інформації, яка скріплена електронним підписом уповноваженої особи постачальника, а також невідповідності вимогам цього пункту дати реєстрації постачальником заяви-приєднання до умов договору постачання природного газу побутовим споживачам, реєстрація побутового споживача в Реєстрі споживачів такого постачальника не здійснюється, про що інформаційна платформа автоматично повідомляє постачальника.

При цьому за умови виконання таким постачальником інших вимог цього Кодексу для початку постачання природного газу споживачу такий споживач автоматично виключається з Реєстру постачальника "останньої надії", про що інформаційна платформа автоматично повідомляє постачальника "останньої надії". Якщо постачальник не виконує інші вимоги цього Кодексу для початку постачання природного газу споживачу, такий споживач з Реєстру постачальника "останньої надії" не виключається до досягнення граничного строку постачання постачальником "останньої надії" або до початку постачання іншим постачальником, крім випадків виключення споживача постачальником "останньої надії" з власного Реєстру споживачів постачальника до закінчення граничного строку постачання на підставах, визначених Правилами постачання природного газу. При зміні споживачем постачальника "останньої надії" на іншого постачальника пункти 5 - 6 цієї глави не застосовуються.

(пункт 4 глави 5 розділу IV доповнено абзацом третім згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 23.09.2020 р. N 1752
,
абзац третій пункту 4 глави 5 розділу IV замінено сімома новими абзацами
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.11.2020 р. N 2202)

5. Для непобутових споживачів, якщо при їх реєстрації за постачальником інформаційна платформа виявляє, що в ініційований постачальником період постачання природного газу споживач вже включений до Реєстру іншого постачальника на цей період, інформаційна платформа відхиляє реєстрацію непобутового споживача за постачальником, що ініціював реєстрацію непобутового споживача за собою, та надсилає такому постачальнику інформаційне повідомлення з кодом причини відмови. Одночасно інформаційна платформа інформує діючого постачальника про те, що на заброньований ним період постачання природного газу претендує інший постачальник (із зазначенням назви такого постачальника). У такому разі діючий постачальник зобов'язаний не пізніше 10 години ранку вісімнадцятої доби з дня інформаційного запиту вчинити одну із нижченаведених дій:

підтвердити на інформаційній платформі згоду на перехід непобутового споживача до нового постачальника з газової доби, яка визначалась в інформаційному запиті (але не пізніше ніж за дві доби до зазначеної газової доби);

підтвердити на інформаційній платформі згоду на перехід непобутового споживача до нового постачальника, визначивши дату переходу, яка має бути не пізніше ніж на дев'ятнадцяту добу з дня інформаційного запиту;

не погодити на інформаційній платформі перехід непобутового споживача до нового постачальника через наявність у непобутового споживача боргових зобов'язань за поставлений природний газ та ініціювати через інформаційну платформу заходи з припинення (обмеження) газопостачання такому споживачу (якщо до непобутового споживача ще не були застосовані заходи з припинення газопостачання);

не погодити та надати оператору газотранспортної системи оригінал листа непобутового споживача про його незгоду на перехід до нового постачальника (через відсутність договірних відносин із новим постачальником, невідповідність заброньованого періоду постачання природного газу тощо).

Якщо у строк, визначений в абзаці третьому цього пункту, діючий постачальник не здійснив жодної дії, передбаченої в абзацах четвертому та п'ятому цього пункту, інформаційна платформа (оператор газотранспортної системи) реєструє непобутового споживача за новим постачальником з 21 доби після інформаційного запиту до діючого постачальника про погодження зміни постачальника.

6. Для побутових споживачів, у випадку ініціювання ними зміни діючого постачальника відповідно до Правил постачання природного газу, інформаційна платформа забезпечує можливість подання новим постачальником природного газу повідомлення про намір побутового споживача змінити постачальника із зазначенням дати отримання ним заяви-приєднання до договору постачання природного газу, яка не може бути раніше ніж за три робочі дні до дати подання такого повідомлення. Одразу після цього інформаційна платформа повідомляє діючого постачальника про намір його споживача укласти договір постачання природного газу з іншим постачальником та зазначає дату отримання заяви-приєднання, яка є датою початку процедури зміни постачальника.

Повідомлення про намір побутового споживача змінити постачальника може бути подане узагальнено по всіх побутових споживачах (із зазначенням їх ЕІС-кодів/ЕІС-кодів точок комерційного обліку), які звернулися до постачальника природного газу.

Після подання новим постачальником природного газу повідомлення про намір побутового споживача змінити постачальника та до завершення процедури зміни постачальника або анулювання повідомлення про намір побутового споживача змінити постачальника всі інші повідомлення про намір цього побутового споживача змінити постачальника відхиляються на інформаційній платформі.

Протягом двадцяти календарних днів з дня, наступного за днем отримання новим постачальником заяви-приєднання побутового споживача до договору постачання природного газу (але не раніше третього дня після подання новим постачальником природного газу повідомлення про намір побутового споживача змінити постачальника на інформаційній платформі), новий постачальник має право закріпити такого споживача у власному Реєстрі споживачів постачальника. У випадку незакріплення споживача у власному Реєстрі споживачів постачальника протягом визначеного строку повідомлення про намір побутового споживача змінити постачальника анулюється та постачальник втрачає можливість закріпити побутового споживача у власному Реєстрі споживачів постачальника. При цьому інформаційна платформа протягом визначеного строку має забезпечувати можливість для нового постачальника анулювати повідомлення про намір споживача змінити постачальника з власної ініціативи. У такому разі інформаційна платформа того ж дня повідомляє діючого постачальника про анулювання процедури зміни постачальника.

Постачання природного газу новим постачальником (алокація спожитих споживачем обсягів природного газу за новим постачальником) здійснюється з дня, наступного за днем реєстрації побутового споживача в Реєстрі споживачів постачальника.

7. Інформаційна платформа забезпечує можливість здійснення в автоматичному режимі перевірки за ЕІС-кодом споживача (точки комерційного обліку споживача) наявності/відсутності діючого постачальника природного газу у такого споживача та кінцеву дату постачання природного газу цим постачальником (у випадку наявності постачальника).

(пункт 4 глави 5 розділу IV замінено чотирма новими пунктами згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 10.06.2020 р. N 1080,
у зв'язку з цим пункт 5 вважати пунктом 8
,
пункт 7 глави 5 розділу IV із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 23.09.2020 р. N 1752)

(розділ IV доповнено главою 5 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

8. У разі відхилення оператором газотранспортної системи номінації замовника послуг транспортування на відповідну точку виходу до прямого споживача та/або газорозподільної системи або якщо така номінація не була подана оператору газотранспортної системи у встановлений строк.

(абзац перший пункту 8 глави 5 розділу IV із змінами,
 внесеними згідно з постановою Національної комісії, що здійснює
 державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 27.11.2020 р. N 2202)

Інформаційна платформа, з урахуванням вимог цього Кодексу та за відсутності споживача(-ів) у реєстрі іншого постачальника(-ів), інформує відповідного оператора газорозподільної системи (оператора газотранспортної системи по прямих споживачах) про відсутність замовленого постачальником обсягу транспортування природного газу для потреб споживача(-ів), за виключеннями того(-тих) споживача(-ів), який(-і) підлягає(-ють) автоматичній реєстрації в Реєстрі споживачів постачальника "останньої надії" в порядку, передбаченому пунктом 2 цієї глави Кодексу.

(абзац другий пункту 8 глави 5 розділу IV у редакції
 постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.11.2020 р. N 2202)

Оператори газорозподільних систем (оператор газотранспортної системи по прямих споживачах) виходячи з інформації про споживачів, яким не замовлені постачальником обсяги транспортування природного газу для їх потреб, зобов'язані протягом двох робочих днів наступної доби з дати отримання відповідної інформації від оператора газотранспортної системи проінформувати таких споживачів про відсутність у них замовлених постачальником обсягів транспортування природного газу з певної дати та можливі для них наслідки та зобов'язані розпочати заходи з припинення (обмеження) в установленому порядку розподілу (транспортування) природного газу на об'єкти таких споживачів.

До закінчення строку, встановленого законодавством для припинення (обмеження) транспортування (розподілу) природного газу таким споживачам, алокація їх відборів відноситься на діючого постачальника, крім випадків початку в цей період постачання природного газу таким споживачам постачальником "останньої надії".

(абзац четвертий пункту 8 глави 5 розділу IV із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 23.09.2020 р. N 1752)

Після закінчення строку, встановленого законодавством для припинення (обмеження) транспортування (розподілу) природного газу споживачам, алокація фактичного обсягу споживання природного газу такими споживачами здійснюється на відповідного оператора газорозподільної системи (для прямих споживачів - на оператора газотранспортної системи).

У разі якщо до моменту припинення (обмеження) розподілу (транспортування) природного газу споживачам номінація замовника послуг транспортування буде підтверджена оператором газотранспортної системи, інформаційна платформа інформує відповідного оператора газорозподільної системи (оператора газотранспортної системи по прямих споживачах) про відсутність підстав для припинення (обмеження) розподілу (транспортування) природного газу на об'єкти таких споживачів. Об'єкти таких споживачів не підлягають примусовому припиненню (обмеженню) розподілу (транспортування) природного газу з боку оператора газорозподільної системи (оператора газотранспортної системи по прямих споживачах).

(главу 5 розділу IV доповнено пунктом 8 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 25.09.2018 р. N 1079)

9. Реєстр споживачів постачальника якому було зупинено дію чи анульовано ліцензію на постачання природного газу, видаляється з інформаційної платформи оператора газотранспортної системи з дня набрання чинності відповідним рішенням Регулятора.

(главу 5 розділу IV доповнено пунктом 9 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 23.09.2020 р. N 1752)

V. УМОВИ НАДІЙНОЇ ТА БЕЗПЕЧНОЇ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ГАЗОТРАНСПОРТНОЇ СИСТЕМИ, ОСНОВНІ ПРАВИЛА ТЕХНІЧНОЇ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ГАЗОТРАНСПОРТНОЇ СИСТЕМИ, ПЛАНУВАННЯ РОЗВИТКУ ГАЗОТРАНСПОРТНОЇ СИСТЕМИ

1. Умови надійної та безпечної експлуатації газотранспортної системи, основні правила технічної експлуатації газотранспортної системи

1. Оператор газотранспортної системи на виключних засадах відповідає за надійну та безпечну експлуатацію, підтримання в належному стані та розвиток, включаючи нове будівництво та реконструкцію газотранспортної системи, з метою задоволення очікуваного попиту суб'єктів ринку природного газу на послуги із транспортування природного газу, враховуючи розвиток ринку природного газу.

2. Експлуатацію газотранспортної системи здійснює виключно оператор газотранспортної системи згідно з вимогами чинного законодавства України, нормативними актами у сфері проектування, будівництва та безпечної експлуатації об'єктів газотранспортної системи і технічними нормами та стандартами безпеки.

3. Оператор газотранспортної системи для забезпечення надійної та безпечної експлуатації газотранспортної системи:

забезпечує запобіжні заходи безаварійної експлуатації газотранспортної системи, а саме комплекс робіт, що виконується на підставі результатів технічного огляду або технічного обстеження (діагностування) газотранспортної системи з метою забезпечення її подальшої безаварійної експлуатації шляхом проведення технічного обслуговування, поточного або капітального ремонтів. Організація і проведення робіт з технічного обслуговування і ремонту газотранспортної системи встановлюються технічними нормами, стандартами безпеки;

вживає заходів для забезпечення транспортування природного газу протягом періодів надзвичайно високого споживання на виконання правил про безпеку постачання природного газу та Національного плану дій;

здійснює заходи фізичного балансування;

контролює фізико-хімічні показники природного газу в точках входу та точках виходу;

обмежує надходження природного газу до газотранспортної системи у випадках, визначених Законом України "Про ринок природного газу", Національним планом дій, правилами про безпеку постачання природного газу;

розробляє та впроваджує плани локалізації та ліквідації аварій;

готує та узгоджує в рамках укладених технічних угод з оператором суміжних систем план дій на випадок виникнення перебоїв у роботі суміжних систем;

підтримує та розширює (за необхідності) контрольно-вимірювальні системи управління та телеметрії, а також системи об'єктної автоматики з метою можливості швидкої реакції на загрози, які можуть виникнути в газотранспортній системі;

підтримує технічний стан пристроїв, установок, мереж, а також системних об'єктів згідно з вимогами технічних норм та стандартів безпеки, провадить постійний експлуатаційний нагляд, у разі виникнення загроз негайно розпочинає дії, спрямовані на їх усунення;

провадить оцінку технічного стану газотранспортної системи та за її результатами готує інвестиційні плани і плани ремонту газотранспортної системи;

розробляє та впроваджує правила технічної експлуатації газотранспортної системи, які зокрема повинні містити вимоги до:

лінійної частини магістральних газопроводів;

компресорних станцій;

газорозподільних станцій;

газовимірювальних станцій та пунктів виміру витрат газу;

електроустановок;

телекомунікаційної мережі оператора газотранспортної системи;

метрологічного забезпечення захисту від корозії;

контрольно-вимірювальних приладів, систем та засобів автоматизації технологічних процесів зв'язку (технологічного);

організації експлуатації газотранспортної системи;

діагностування;

будівель та споруд, які належать до газової інфраструктури.

4. Проектування та будівництво (нове будівництво, реконструкція, капітальний ремонт, технічне переоснащення) складових газотранспортної системи здійснюються відповідно до законодавства у сфері містобудівної діяльності, технічних норм та стандартів безпеки.

5. Проектування та будівництво (нове будівництво, реконструкція, капітальний ремонт, технічне переоснащення) складових газотранспортної системи передбачаються планом розвитку газотранспортної системи на наступні 10 років та фінансуються за рахунок коштів, передбачених у тарифах на послуги транспортування природного газу, плати за приєднання, банківських кредитів, коштів, залучених з інших джерел, не заборонених законодавством.

6. У разі будівництва, реконструкції, капітального ремонту будинків, будівель, споруд, доріг, мостів, інших об'єктів архітектури роботи з перенесення складових газотранспортної системи виконуються оператором газотранспортної системи або іншим суб'єктом, який відповідно до законодавства має право на проведення таких робіт, за рахунок коштів замовників таких робіт відповідно до затвердженої проектно-кошторисної документації.

2. Планування розвитку газотранспортної системи

1. Розвиток газотранспортної системи провадиться з урахуванням поточних та майбутніх потреб України в природному газі, забезпечення довготривалої працездатності газотранспортної системи, а також попиту на послуги транспортування газотранспортною системою України.

2. Оператор газотранспортної системи здійснює дослідження потреби ринку в новій газотранспортній інфраструктурі, у тому числі в міждержавних з'єднаннях, а також збирає інформацію стосовно багаторічних прогнозів потреби в природному газі на окремих територіях України.

3. При розробці плану розвитку газотранспортної системи на наступні 10 років оператор газотранспортної системи зобов'язаний враховувати можливі зміни обсягів видобутку, купівлі-продажу, постачання, споживання природного газу (у тому числі обсягів транскордонної торгівлі природним газом), а також плани розвитку газотранспортних систем сусідніх держав, газорозподільних систем, газосховищ та установки LNG.

4. Оператор газотранспортної системи розробляє і щороку до 31 жовтня подає на затвердження Регулятору план розвитку газотранспортної системи на наступні 10 років, складений на підставі даних про фактичні та прогнозні показники попиту, і пропозиції на послуги з транспортування природного газу. План розвитку газотранспортної системи на наступні 10 років має забезпечувати відповідність газотранспортної системи потребам ринку природного газу та інтересам безпеки постачання природного газу.

5. Десятирічний план розвитку газотранспортної системи повинен визначати:

1) основні об'єкти газової інфраструктури, будівництво або реконструкція яких є доцільною в наступні 10 років;

2) підтверджені інвестиції, а також перелік нових інвестицій, які повинні бути здійснені протягом наступних 3 років;

3) строки реалізації та пріоритетність інвестиційних проектів.

Десятирічний план розвитку газотранспортної системи складається з:

інвестиційної програми на перший планований рік десятирічного плану розвитку із зазначенням заходів за рахунок підтверджених інвестицій;

плану заходів на другий-третій плановані роки десятирічного плану розвитку за рахунок підтверджених та нових інвестицій;

плану заходів на четвертий-десятий плановані роки десятирічного плану розвитку із зазначенням потреби в інвестиціях для їх виконання.

6. При розробці інвестиційної програми на перший планований рік, яка є складовою плану розвитку на десять років, планів ремонтів, технічного обслуговування та технічного діагностування, оператор газотранспортної системи бере до уваги:

вимоги з безпечної експлуатації газотранспортної системи, а також забезпечення безперервності надання газотранспортних послуг;

необхідність приведення газотранспортної системи до обов'язкових норм та технічних вимог;

фактичний технічний стан елементів газотранспортної системи;

зниження витрат на експлуатацію;

збільшення, за потреби, технічної потужності газотранспортної системи;

приєднання до газотранспортної системи;

економічну ефективність заходів.

7. Для здійснення планування оператор газотранспортної системи співпрацює з операторами суміжних систем, а також замовниками послуг транспортування.

3. Документальне оформлення плану розвитку газотранспортної системи

1. Планування заходів та фінансування плану розвитку повинно здійснюватись оператором газотранспортної системи з урахуванням технічного стану його основних фондів та інших активів, необхідності забезпечення належного рівня експлуатації об'єктів газотранспортної системи та якості надання послуг транспортування природного газу цією системою на довгостроковий період, зменшення обсягів виробничо-технологічних витрат, нормативних втрат природного газу, витрат паливного газу, а також принципів економічної доцільності запровадження відповідних заходів.

Десятирічний план розвитку газотранспортної системи складається із таких розділів:

розділ I - опис фактичного стану основних об'єктів газової інфраструктури оператора газотранспортної системи (фондів, активів) та необхідних заходів для їх підтримання на належному рівні відповідно до регламентних процедур, передбачених нормативно-технічними документами, на наступні три роки;

розділ II - опис заходів, які направлені на розвиток газотранспортної системи за рахунок будівництва нових об'єктів газотранспортної системи, включаючи нове будівництво, реконструкцію, капітальний ремонт, технічне переоснащення (нові приєднання, інвестиції тощо), у наступні десять років за рахунок планових інвестицій;

розділ III - опис заходів на перший рік плану розвитку (інвестиційної програми) із зазначенням запланованих заходів та витрат у зазначеному періоді;

розділ IV - план заходів на другий - третій плановані роки десятирічного плану розвитку із зазначенням потреби в інвестиціях для його виконання;

розділ V - план заходів на четвертий - десятий плановані роки десятирічного плану розвитку із зазначенням потреби в інвестиціях для його виконання.

2. Розділ I плану розвитку має включати опис фактичного стану основних об'єктів газотранспортної системи та матеріально-технічного оснащення оператора газотранспортної системи і необхідних заходів для їх підтримання на належному рівні відповідно до регламентних процедур, передбачених нормативно-технічними документами, на наступні три роки. При цьому зазначені заходи мають містити прогнозовані витрати на їх реалізацію.

Узагальнений технічний стан об'єктів газових мереж, транспортних засобів, спеціальних машин та механізмів, приладів контролю та діагностики, комп'ютерної техніки газотранспортного підприємства та запланованих заходів подається за формою, наведеною в додатку 2 до цього Кодексу.

3. Розділ II плану розвитку має включати опис заходів, які направлені на розвиток газотранспортної системи за рахунок будівництва нових об'єктів газотранспортної системи, включаючи нове будівництво, реконструкцію, капітальний ремонт, технічне переоснащення (нові приєднання, інвестиції тощо), у наступні десять років за рахунок планових інвестицій.

4. На підставі даних розділів I та II плану розвитку оператор газотранспортної системи формує розділ III плану розвитку, що має включати опис заходів та необхідних витрат на перший рік плану розвитку, у розрізі таких заходів та розділів:

5. Пояснювальна записка розділу III плану розвитку має передбачати:

опис переліку робіт, основного обладнання, матеріалів, апаратного та програмного забезпечення та послуг, запланованих для виконання у прогнозному періоді, з розбивкою на етапи (квартали);

обґрунтування необхідності проведення заходів у запланований період.

6. Заплановані заходи на перший рік плану розвитку повинні бути підкріплені обґрунтованими матеріалами до запланованих робіт та закупівель товарів, які, зокрема, можуть містити цінові пропозиції (прайси) виробників або їх офіційних представників в Україні, накази про затвердження проектної документації (або зведені кошториси до відповідних проектів), що передбачені заходами на запланований період.

Заходи з проведення нового будівництва або реконструкції об'єктів газотранспортної системи включаються до плану розвитку за наявності необхідних для цього проектів, розроблених та затверджених відповідно до вимог чинного законодавства.

Оператор газотранспортної системи може передбачити у плані розвитку на перший рік кошти для розробки проектів на реалізацію робіт, що заплановані до виконання в майбутніх періодах.

Ціни закупівель, які застосовуються при формуванні плану розвитку на перший рік, є орієнтовними. Остаточна ціна закупівель визначається оператором газотранспортної системи на конкурентних засадах відповідно до вимог чинного законодавства про здійснення закупівель, у тому числі Закону України "Про публічні закупівлі".

7. План розвитку на перший рік має містити план розвитку газотранспортної системи на 20__ - 20__ роки газотранспортного підприємства на перший рік плану розвитку за формою, наведеною в додатку 3 до цього Кодексу, з деталізацією по кожному заходу та кожному виду робіт, а також з цифровим визначенням пріоритетності заходів (робіт) за принципом наскрізної нумерації, починаючи з одиниці. При цьому декілька заходів (робіт) не можуть бути позначені однаковим цифровим пріоритетом.

8. На підставі даних розділів I та II плану розвитку оператор газотранспортної системи формує розділ IV плану розвитку газотранспортної системи на 20__ - 20__ роки газотранспортного підприємства на другий - третій роки плану розвитку з деталізацією по кожному заходу та кожному виду робіт та їх фінансуванням на кожний рік запланованого періоду за формою, наведеною в додатку 4 до цього Кодексу.

Пояснювальна записка розділу IV плану розвитку має передбачати:

опис переліку робіт, основного обладнання, матеріалів, апаратного та програмного забезпечення та послуг, запланованих для виконання у прогнозованому періоді, з розбивкою на етапи (1 рік);

обґрунтування необхідності проведення робіт у запланований період та прогнозовані джерела фінансування.

9. На підставі даних розділів I та II плану розвитку оператор газотранспортної системи формує розділ V плану розвитку газотранспортної системи на 20__ - 20__ роки газотранспортного підприємства на четвертий - десятий роки плану розвитку у розрізі укрупнених заходів та їх фінансування на кожний рік запланованого періоду за формою, наведеною в додатку 5 до цього Кодексу.

10. План розвитку формується із зазначенням обсягу фінансування без урахування податку на додану вартість.

Числова інформація у плані розвитку та звітах щодо його виконання зазначається в тисячах гривень без десяткових знаків.

11. Сторінки плану розвитку нумеруються, прошнуровуються, кількість прошнурованих аркушів завіряється підписом керівника оператора газотранспортної системи або уповноваженою ним особою та скріплюється печаткою оператора газотранспортної системи (за наявності).

Матеріали, які надаються як обґрунтування розділів плану розвитку, повинні бути підписані керівником оператора газотранспортної системи або уповноваженою ним особою та скріплені печаткою (за наявності).

(розділ V доповнено главою 3 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

4. Порядок подання, розгляду та затвердження плану розвитку

1. План розвитку на наступні 10 років подається оператором газотранспортної системи Регулятору щороку до 31 жовтня року, що передує плановому періоду, з урахуванням вимог Порядку проведення відкритого обговорення проектів рішень Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 червня 2017 року N 866, у частині схвалення/затвердження інвестиційних програм/планів розвитку та змін до них.

Оператор газотранспортної системи забезпечує достовірність наданої Регулятору інформації.

З метою інформування громадськості проект плану розвитку газотранспортної системи оприлюднюється оператором газотранспортної системи шляхом розміщення на своєму офіційному веб-сайті в мережі Інтернет для отримання зауважень та пропозицій до зазначеного проекту не менше ніж за тридцяти календарних днів до дати подання плану розвитку на затвердження Регулятору.

2. Регулятор розглядає план розвитку щодо правильності його оформлення, наявності відповідного обґрунтування окремих розділів та плану розвитку в цілому не більше тридцяти календарних днів.

3. У разі встановлення невідповідності плану розвитку вимогам цього Кодексу та/або наявності в Регулятора зауважень (уточнень, пропозицій) до плану розвитку чи необхідності уточнення окремих його складових Регулятор письмово повідомляє оператора газотранспортної системи про наявні зауваження або необхідність уточнення окремих його складових. При цьому розгляд плану розвитку призупиняється на час уточнення даних та усунення зауважень. Запит щодо уточнення даних та усунення зауважень повинен включати вичерпний перелік зауважень та містити певні обґрунтування такого рішення.

У разі отримання від Регулятора письмових зауважень (уточнень, пропозицій) до плану розвитку оператор газотранспортної системи зобов'язаний упродовж десяти робочих днів з дня отримання таких зауважень (уточнень, пропозицій) надати відповідні пропозиції, додаткові пояснення та обґрунтування. У такому разі план розвитку повторно розглядається Регулятором.

4. У разі відсутності у Регулятора зауважень до плану розвитку питання про затвердження плану розвитку оператора газотранспортної системи виносяться на засідання Регулятора, яке проводиться у формі відкритого слухання, з урахуванням Порядку проведення відкритого обговорення проектів рішень Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 червня 2017 року N 866.

При затвердженні обсягів фінансування на перший рік плану розвитку (інвестиційної програми) Регулятор передбачає такі джерела фінансування оператора газотранспортної системи:

амортизаційні відрахування, передбачені відповідним тарифом оператора газотранспортної системи;

частину прибутку на виробничі інвестиції, передбаченого відповідним тарифом оператора газотранспортної системи;

інші джерела, не заборонені законодавством.

Додатковими джерелами фінансування на перший рік плану розвитку (інвестиційної програми) можуть бути:

кредити, рішення про можливість залучення яких попередньо погоджені Регулятором;

будь-яка фінансова допомога, надана (чи запланована бути наданою) оператору газотранспортної системи;

кошти, отримані від здійснення діяльності, пов'язаної та не пов'язаної з транспортуванням природного газу.

5. Якщо під час розгляду плану розвитку на засіданні Регулятора, що проводиться у формі відкритого слухання, виникають питання щодо недостатності обґрунтування окремих заходів плану розвитку, Регулятор або оператор газотранспортної системи може ініціювати проведення їх експертизи. У такому разі розгляд плану розвитку зупиняється на період, необхідний для проведення такої експертизи, про що Регулятор письмово повідомляє оператора газотранспортної системи протягом п'яти робочих днів з дня прийняття рішення Регулятором про необхідність проведення такої експертизи.

За результатами експертизи спірні питання повторно розглядаються Регулятором.

6. У разі прийняття Регулятором рішення на засіданні, яке проводиться у формі відкритого слухання, про необґрунтованість окремих заходів плану розвитку ці заходи виключаються з плану розвитку. При цьому кошти, передбачені на їх фінансування, перерозподіляються на інші заходи відповідно до цифрового пріоритету у плані розвитку.

7. Затверджений Регулятором план розвитку оформлюється оператором газотранспортної системи у двох примірниках. Протягом семи календарних днів один примірник надається Регулятору, другий залишається в оператора газотранспортної системи.

Електронна форма затвердженого Регулятором плану розвитку оприлюднюється оператором газотранспортної системи шляхом розміщення на своєму офіційному веб-сайті протягом десяти робочих днів з дня прийняття рішення Регулятором про затвердження плану розвитку та зберігається на ньому не менше трьох років.

Після прийняття рішення Регулятором про затвердження плану розвитку проектна документація та обґрунтовуючі матеріали, які додавалися до нього оператором газотранспортної системи, а також робочі примірники плану розвитку повертаються оператору газотранспортної системи для зберігання та використання в роботі та мають бути надані Регулятору за його запитом для виконання покладених на нього завдань.

На титульній сторінці всіх примірників затвердженого плану розвитку газотранспортної системи вказуються реквізити документів, якими план розвитку затверджений відповідно до статуту ліцензіата та затверджений Регулятором. Зазначені відмітки підписуються керівником ліцензіата або уповноваженою ним особою та скріплюються печаткою (за наявності).

Сторінки плану розвитку газотранспортної системи нумеруються, прошнуровуються, кількість прошнурованих аркушів завіряється підписом керівника ліцензіата або уповноваженою ним особою та скріплюється печаткою (за наявності).

8. Зміни до плану розвитку розглядаються Регулятором у порядку, передбаченому цією главою.

(розділ V доповнено главою 4 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

5. Виконання плану розвитку

1. Оператор газотранспортної системи зобов'язаний виконувати затверджений Регулятором план розвитку в повному обсязі відповідно до запланованих етапів, обсягів робіт у кількісному вираженні та обсягів фінансування у вартісному вираженні.

2. Виконаними вважаються об'єкти, які введені в експлуатацію відповідно до вимог чинного законодавства, прийняті на баланс та щодо яких здійснено повне фінансування.

Заходи, які мають перехідний характер, вважаються виконаними, якщо по них складено акти виконаних робіт згідно з умовами відповідного договору (та здійснено оплату).

3. При зміні (збільшенні або зменшенні) вартості виконання заходів, передбачених затвердженим планом розвитку, до 5 (п'яти) відсотків оператор газотранспортної системи може самостійно зробити перерозподіл фінансування між цими заходами в межах одного розділу за умови незмінності фізичних обсягів цих заходів.

4. У разі недофінансування заходів плану розвитку, запланованих на перший рік, з причин, незалежних від оператора газотранспортної системи, першочергово забезпечується фінансування заходів з будівництва, модернізації і реконструкції трубопроводів та споруд на них і заходів зі зниження виробничо-технологічних витрат та втрат природного газу. При цьому оператор газотранспортної системи може продовжити фінансування цих заходів до 20 числа місяця, наступного після закінчення періоду дії першого року плану розвитку, за рахунок коштів, отриманих як джерело фінансування плану розвитку наступного періоду.

5. При виникненні потреби у здійсненні закупівлі у зв'язку з обставинами, яких ліцензіат не міг передбачити, оператор газотранспортної системи має право протягом прогнозованого періоду звернутися до Регулятора з пропозицією щодо внесення змін до затвердженого плану розвитку з наданням відповідного обґрунтування.

6. У випадку фактичного збільшення надходження коштів відповідно до визначених джерел фінансування оператор газотранспортної системи ініціює процедуру внесення відповідних змін до плану розвитку в порядку, визначеному цим Кодексом, у частині збільшення джерел фінансування та доповнення запланованих заходів.

При збільшенні вартості заходів, яке відбулося в період між розробкою кошторисної документації заходів плану розвитку та прийняттям в експлуатацію цих заходів, на більше ніж фактичний індекс інфляції за відповідний період Регулятор або оператор газотранспортної системи може ініціювати проведення експертизи зазначених заходів.

7. Профінансованими вважаються заходи плану розвитку, щодо яких здійснено фактичну оплату грошовими коштами.

Об'єкти (заходи), які були профінансовані оператором газотранспортної системи, але не передбачені планом розвитку, не враховуються як виконання плану розвитку.

(розділ V доповнено главою 5 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

6. Порядок надання звітної інформації щодо виконання плану розвитку

1. Звітна інформація щодо виконання заходів першого планованого року плану розвитку газотранспортної системи оператора газотранспортної системи, оформлена згідно з додатком 6 до цього Кодексу, в електронній формі та на паперових носіях надається Регулятору щокварталу наростаючим підсумком не пізніше 28 числа місяця, наступного за звітним періодом, та за підсумками року не пізніше 25 лютого року, наступного за звітним періодом.

Сторінки звіту щодо виконання плану розвитку нумеруються, прошнуровуються, кількість прошнурованих аркушів завіряється підписом керівника оператора газотранспортної системи або уповноваженої ним особи та скріплюється печаткою оператора газотранспортної системи (за наявності).

У разі неповного виконання плану розвитку до звіту надається пояснювальна записка щодо причин неповного виконання.

Електронна форма звіту щодо виконання плану розвитку на перший рік (інвестиційної програми) оприлюднюється ліцензіатом шляхом розміщення на своєму офіційному веб-сайті в мережі Інтернет щокварталу не пізніше 28 числа місяця, наступного за звітним періодом, та за підсумками року не пізніше 25 лютого року, наступного за звітним періодом, та зберігається на ньому не менше трьох років.

2. Контроль за виконанням оператором газотранспортної системи плану розвитку здійснюється Регулятором шляхом аналізу звітної інформації щодо виконання плану розвитку та проведення Регулятором планових і позапланових перевірок діяльності оператора газотранспортної системи.

(розділ V доповнено главою 6 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

VI. ТЕХНІЧНІ УМОВИ ДОСТУПУ ТА ПОРЯДОК ПРИЄДНАННЯ ДО ГАЗОТРАНСПОРТНОЇ СИСТЕМИ

1. Загальні умови

1. Суб'єкти ринку природного газу (замовники приєднання) мають рівні права на приєднання власних об'єктів будівництва або існуючих об'єктів до об'єктів газотранспортної системи відповідно до цього розділу.

2. Приєднання об'єктів (у тому числі тих, які плануються збудувати) замовника приєднання до газотранспортної системи є нестандартним приєднанням.

3. Замовники приєднання мають право приєднатися до газотранспортної системи у випадку:

відмови оператором газорозподільної системи замовнику приєднання у зв'язку з відсутністю або недостатністю вільної потужності;

якщо замовник приєднання є газодобувним підприємством, який приєднує об'єкти видобутку/виробництва природного газу (біогазу);

якщо замовник приєднання є оператором газорозподільної системи, межа території ліцензійної діяльності якого максимально наближена до точки приєднання;

якщо тиск, необхідний для забезпечення потреб замовника, перевищує 1,2 МПа.

4. Об'єкти (установки) газовидобувних підприємств, які мають намір приєднатися з метою передачі видобутого/виробленого ними газу до газотранспортної системи, приєднуються з урахуванням того, що видобутий/вироблений ними газ у місці його передачі до газотранспортної системи за своїми фізико-хімічними характеристиками має відповідати стандартам на природний газ, визначеним цим розділом. При цьому місце передачі газу має бути обладнано пристроями, які на безперервній основі забезпечують контроль фізико-хімічних показників газу (зокрема потоковий хроматограф, вимірювач температури точки роси тощо), з можливістю дистанційного їх контролю, передачі даних та відключення подачі неякісного газу до газотранспортної системи.

5. Оператор газотранспортної системи зобов'язаний за зверненням замовника приєднання забезпечити приєднання його об'єкта будівництва (у т. ч. об'єкта, який планується збудувати на земельній ділянці, що знаходиться у власності чи користуванні замовника) або існуючого об'єкта до газотранспортної системи за умови дотримання технічних норм та стандартів безпеки та за умови виконання замовником приєднання вимог цього Кодексу та чинного законодавства України.

6. Оператор газотранспортної системи розміщує на своєму веб-сайті інформацію щодо приєднання до газотранспортної системи.

7. Оператор газотранспортної системи може відмовити в приєднанні об'єкта замовника до газотранспортної системи за відсутності або недостатності вільної потужності в певній точці чи ділянці газотранспортної системи, замовленої для приєднання, або зупинити приєднання у випадку порушення замовником порядку приєднання, визначеного цим розділом. Копія відмови оператора газотранспортної системи в приєднанні об'єкта замовника до газотранспортної системи протягом п'яти робочих днів подається Регулятору.

8. Величина вільної потужності для забезпечення технологічного доступу (резерв потужності) у певній точці/ділянці газотранспортної системи визначається як різниця між технічною потужністю в цій точці/дільниці газотранспортної системи та величиною потужності, яка зарезервована технічними умовами та договорами на приєднання до газотранспортної системи в цій точці/ділянці газотранспортної системи. Величина вільної потужності для забезпечення технологічного доступу (резерв потужності) є частиною технічної потужності, право користування якою не надане іншим замовникам та суб'єктам ринку природного газу.

У разі відсутності технічної можливості приєднатися до існуючої точки газотранспортної системи або відсутності вільної потужності для приєднання, оператор газотранспортної системи визначає умови приєднання до нової точки, яка буде розташована якомога ближче до первісно запитуваної точки приєднання, приймаючи до уваги оптимізацію витрат та доцільність технологічних рішень.

9. Приєднання об'єктів замовника оператором газотранспортної системи здійснюються на підставі договору на приєднання, який передбачає, зокрема:

права та обов'язки сторін;

строки та умови виконання приєднання;

період обов'язкового виконання договору приєднання, а також умови його розірвання;

відповідальність сторін за невиконання або неналежне виконання умов договору приєднання, у тому числі порушення передбачених строків виконання робіт;

розмір або спосіб визначення оплати за приєднання, а також терміни внесення оплати окремими частинами (за необхідності);

обсяг робіт, необхідних для виконання приєднання (технічний нагляд, підключення об'єкта замовника до газотранспортної системи, підключення, вартість стравленого газу тощо);

умови одержання доступу до об'єктів, що належать суб'єкту приєднання, з метою будівництва або розширення мережі, необхідної для виконання приєднання;

умови та спосіб, визначені замовником (власність (у тому числі шляхом купівлі-продажу), користування, господарське віддання, експлуатацію), передачі об'єктів газотранспортної системи оператору газотранспортної системи.

10. За необхідності реконструкції чи технічного переоснащення вже підключеного до газотранспортної системи об'єкта, у тому числі в результаті зміни форми власності чи власника цього об'єкта, коли виникає необхідність збільшення технічної потужності в точці приєднання або її перенесення, з новим чи діючим власником об'єкта має бути укладений новий договір приєднання відповідно до умов цього Кодексу.

11. Підключення до газотранспортної системи здійснюється виключно оператором газотранспортної системи.

2. Порядок приєднання об'єктів замовників до газотранспортної системи

1. Для приєднання об'єкта будівництва або існуючого об'єкта до газотранспортної системи їх власник або користувач (замовник приєднання) звертається до оператора газотранспортної системи із відповідною заявою, складеною у довільній формі, до якої додаються:

заповнений опитувальний лист за формою оператора газотранспортної системи, у якому зазначаються технічні параметри об'єкта замовника, що має приєднатися до газотранспортної системи;

копії документів, що підтверджують існування у замовника приєднання прав власності чи користування на об'єкт, що планується до приєднання, або на земельну ділянку, де планується збудувати такий об'єкт;

копії документів замовника, що підтверджують повноваження представника на право укладання договору на приєднання.

На вимогу оператора газотранспортної системи вказані документи пред'являються для огляду в оригіналі. Оператор газотранспортної системи не має права вимагати від замовника приєднання документи, що не передбачені в пункті 1 цієї глави.

2. Якщо дані в опитувальному листі чи поданих документах потребують уточнення або визначені не в повному обсязі та/або в ситуації, коли найближче місце забезпечення потужності знаходиться на ділянці газотранспортної системи, яка використовується оператором газотранспортної системи за договором із її власником та потребує узгодження з ним нових приєднань, оператор газотранспортної системи повинен протягом 5 (п'яти) робочих днів з дня реєстрації заяви про приєднання надіслати замовнику письмовий запит щодо уточнення даних та/або надання замовником оригіналу документа, який підтверджує згоду власника газових мереж на приєднання об'єкта замовника. При цьому встановлений пунктом 3 цієї глави строк видачі дозволу на приєднання, проекту договору на приєднання та технічних умов приєднання призупиняється на час уточнення даних. Запит щодо уточнення даних повинен включати вичерпний перелік зауважень.

Для приєднання об'єкта замовника до газових мереж, які не належать оператору газотранспортної системи, але підключені до його газотранспортної системи і які в результаті приєднання об'єкта замовника набудуть статусу газотранспортної системи, власник зазначених газових мереж має надати письмову згоду на приєднання об'єкта замовника до його газових мереж та підписати з оператором газотранспортної системи угоду (про наміри, меморандум тощо) про зобов'язання укласти з оператором газотранспортної системи перед пуском газу на об'єкт замовника один із договорів на користування газових мереж (господарського відання, користування чи експлуатації) або передати у власність.

При відмові замовнику в приєднанні його об'єкта (у тому числі тих, які плануються збудувати) до газотранспортної системи оператор газотранспортної системи зобов'язаний протягом 5 (п'яти) робочих днів з дня реєстрації заяви про приєднання (або дати отримання уточнених даних) письмово повідомити про це замовника з відповідним обґрунтуванням такого рішення. Копія письмової відмови в приєднанні в цей самий термін має бути передана в територіальний орган Регулятора за місцезнаходженням точки забезпечення потужності.

3. За відсутності зауважень до поданих документів або після їх усунення оператор газотранспортної системи протягом 10 (десяти) робочих днів з дня реєстрації заяви про приєднання (або дати усунення зауваження) на підставі даних опитувального листа, поданих документів та параметрів місця забезпечення потужності та точки приєднання надає замовнику (у визначений в опитувальному листі спосіб) відповідні рахунки щодо оплати вартості послуг з надання замовнику приєднання дозволу на приєднання, договору приєднання та технічних умов.

Вартість надання замовнику приєднання дозволу на приєднання та технічних умов визначається відповідно до методології визначення плати за приєднання до газотранспортної та газорозподільної систем, затвердженої Регулятором.

Після оплати замовником приєднання вказаних заходів оператор газотранспортної системи надає йому дозвіл на приєднання, проект договору приєднання у двох примірниках та технічні умови.

4. Після укладання договору на приєднання виконавець проектних робіт зовнішнього газопостачання на підставі технічних умов приєднання забезпечує:

отримання містобудівних умов та обмежень забудови земельної ділянки під газовими мережами зовнішнього газопостачання (за необхідності);

виконання інженерно-геодезичних вишукувань;

розробку та затвердження проектно-кошторисної документації на зовнішнє газопостачання.

5. Проектно-кошторисна документація на зовнішнє газопостачання об'єкта замовника має відповідати технічним умовам та передбачати весь комплекс робіт, пов'язаних з приєднанням (будівництвом та введенням в експлуатацію газових мереж зовнішнього газопостачання об'єкта замовника від місця забезпечення потужності до точки приєднання) та підключенням об'єкта замовника до газотранспортної системи, включаючи заходи з відновлення благоустрою, що було порушено в результаті будівництва.

6. Якщо відповідно до даних опитувального листа оператора газотранспортної системи та поданих із заявою на приєднання документів замовник визначає оператора газотранспортної системи виконавцем будівельних робіт зовнішнього газопостачання (незалежно від виконавця проектних робіт зовнішнього газопостачання), точка приєднання для замовника відповідно до договору на приєднання має визначатися на межі земельної ділянки замовника або за його згодою на території такої земельної ділянки. При цьому договір на приєднання має передбачати норму з відкладальною умовою щодо визначення вартості плати за приєднання та строку його виконання, які в подальшому визначаються окремою додатковою угодою, виходячи з обсягу робіт, передбачених проектно-кошторисною документацією на зовнішнє газопостачання.

7. Якщо виконавцем проектних робіт зовнішнього газопостачання є замовник (у тому числі проектна організація, обрана замовником), він погоджує проектно-кошторисну документацію на зовнішнє газопостачання на її відповідність технічним умовам з оператором газотранспортної системи, після чого затверджує проектно-кошторисну документацію та передає один її примірник оператору газотранспортної системи. Погодження проектно-кошторисної документації на зовнішнє газопостачання здійснюється оператором газотранспортної системи у строк, що не перевищує 15 днів. У цей самий строк надається вичерпний перелік зауважень, якщо вони мають місце. Після усунення всіх зауважень проектно-кошторисна документація вважається погодженою оператором газотранспортної системи.

Розмір витрат на заходи оператора газотранспортної системи з погодження проектно-кошторисної документації на зовнішнє газопостачання визначається відповідно до методології визначення плати за приєднання до газотранспортної та газорозподільної систем, затвердженої Регулятором.

8. У разі незгоди з вартістю робіт та/або роботами, передбаченими проектно-кошторисною документацією на зовнішнє газопостачання приєднання, сторона договору на приєднання може за свій рахунок та за узгодженням з іншою стороною ініціювати проведення незалежної експертизи проектно-кошторисної документації. Результати експертизи залежно від її результатів зобов'язують замовника послуг приєднання внести відповідні зміни до проектно-кошторисної документації та/або оператора газотранспортної системи погодити проектно-кошторисну документацію.

9. Після отримання проектно-кошторисної документації на зовнішнє газопостачання від замовника приєднання оператор газотранспортної системи протягом 10 (десяти) робочих днів направляє замовнику приєднання додаткову угоду до договору на приєднання, в якій визначає строк забезпечення приєднання та вартість плати за приєднання. Строк виконання робіт із забезпечення приєднання визначається із врахуванням строку виконання будівельно-монтажних та пусконалагоджувальних робіт, що мають відповідати строкам, передбаченим чинними будівельними нормами та правилами, та строків на закупівлю відповідних товарів, робіт і послуг і необхідних погоджень, передбачених проектно-кошторисною документацією на зовнішнє газопостачання, у тому числі на отримання містобудівних умов та обмежень під будівництво газових мереж зовнішнього газопостачання. Якщо розробником проектно-кошторисної документації був не оператор газотранспортної системи, її вартість не включається в плату за приєднання.

10. Якщо на дату підготовки оператором газотранспортної системи технічних умов приєднання є необхідність створення оператором газотранспортної системи додаткової потужності в місці забезпечення потужності, необхідно виходити з такого:

технічні умови приєднання видаються замовнику з урахуванням розвитку газових мереж для створення резерву потужності у місці забезпечення потужності замовника і в технічних умовах окремо зазначається величина загальної потужності та потужності, яка замовлена замовником приєднання;

необхідні витрати для виконання в повному обсязі робіт згідно з проектно-кошторисною документацією на зовнішнє газопостачання об'єкта замовника фінансуються за рахунок пропорційної участі замовників приєднання (у разі їх наявності) до того самого місця забезпечення потужності;

у технічних умовах приєднання наступних замовників місце забезпечення потужності має збігатися з місцем забезпечення потужності первинного замовника, для якого технічними умовами передбачено створення резерву потужності. При цьому в договорах на приєднання наступних замовників визначається їх пайова участь у компенсації витрат на створення резерву потужності.

11. Після визначення вартості приєднання у договорі на приєднання оператор газотранспортної системи у випадку, якщо в заяві на приєднання (опитувальному листі) замовник визначає оператора газотранспортної системи виконавцем будівельних робіт зовнішнього газопостачання, у термін (строк), визначений договором на приєднання, та з урахуванням графіка оплати замовника за договором забезпечує в установленому порядку:

оформлення земельних правовідносин під газовими мережами зовнішнього газопостачання;

отримання в установленому порядку дозвільних документів про початок будівельних робіт;

будівництво та введення в експлуатацію новозбудованих (реконструйованих) газових мереж зовнішнього газопостачання;

встановлення в точці приєднання вузла обліку із забезпеченням його захисту від несприятливих погодних умов та несанкціонованого доступу;

відновлення об'єктів благоустрою, що були порушені в результаті будівництва;

реєстрацію права власності на збудовані газові мережі;

підключення газових мереж зовнішнього газопостачання в місці забезпечення потужності;

підключення до газотранспортної системи газових мереж внутрішнього газопостачання замовника в точці приєднання з урахуванням вимог цього Кодексу;

пуск газу на об'єкт замовника та укладання договору транспортування природного газу та технічної угоди з урахуванням вимог цього Кодексу.

(абзац десятий пункту 11 глави 2 розділу VI із змінами, внесеними
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 17.03.2020 р. N 621)

12. Якщо в заяві на приєднання (опитувальному листі) замовник визначає виконавцем будівельних робіт зовнішнього газопостачання іншого (крім оператора газотранспортної системи) суб'єкта господарювання, точка приєднання для замовника відповідно до договору на приєднання та технічних умов приєднання визначається в існуючій газотранспортній системі оператора газотранспортної системи та співпадає з місцем забезпечення потужності (максимально до нього наближена). При цьому заходи, які забезпечуються оператором газотранспортної системи в рамках договору на приєднання, та плата за приєднання мають включати лише послуги з:

погодження замовнику проекту на внутрішнє газопостачання від точки приєднання (за необхідності);

встановлення в установленому порядку комерційного вузла обліку природного газу в точці приєднання (місці забезпечення потужності), за винятком випадків, якщо замовником виступає газовидобувне підприємство;

підключення газових мереж зовнішнього газопостачання (за наявності) у місці забезпечення потужності;

підключення до газотранспортної системи внутрішніх газових мереж замовника в точці приєднання та пуску газу з урахуванням вимог цього розділу;

пуску газу на об'єкт замовника та укладання договору транспортування природного газу (технічної угоди), з урахуванням вимог цього Кодексу.

Розмір витрат на зазначені заходи визначається відповідно до методології визначення плати за приєднання до газотранспортної та газорозподільної системи, затвердженої Регулятором.

Замовник після підписання договору на приєднання забезпечує в установленому порядку:

оформлення земельних правовідносин під газовими мережами, що будуть будуватися замовником від точки приєднання;

отримання містобудівних умов та обмежень забудови земельної ділянки від точки приєднання (за необхідності);

виконання інженерно-геодезичних вишукувань;

розроблення та погодження з оператором газотранспортної системи проекту на внутрішнє газопостачання від точки приєднання (за необхідності);

отримання в установленому порядку дозвільних документів про початок будівельних робіт;

виконання підготовчих та будівельних робіт з прокладання газових мережах внутрішнього газопостачання від точки приєднання;

введення в експлуатацію в установленому порядку газових мереж внутрішнього газопостачання від точки приєднання;

відновлення благоустрою, що було порушено в результаті будівництва;

реєстрацію права власності на збудовані газові мережі.

13. Якщо з урахуванням перспективи розвитку територій та забезпечення оптимальності витрат на створення газової інфраструктури на територіях є необхідність створення додаткової потужності газотранспортної системи в місці забезпечення потужності, то технічні умови приєднання видаються замовнику з урахуванням розвитку газових мереж для створення резерву потужності в місці забезпечення потужності замовника. При цьому в технічних умовах окремо зазначається величина загальної потужності та потужності, яку замовив замовник.

14. Організація комерційного вузла обліку в точці вимірювання та порядок введення його в експлуатацію здійснюються відповідно до вимог цього Кодексу. Заходи оператора газотранспортної системи з організації встановлення комерційного вузла обліку при приєднанні об'єктів (установок) газодобувних підприємств та виробників біогазу або інших видів газу з альтернативних джерел мають передбачати встановлення приладів, які на безперервній основі будуть забезпечувати контроль фізико-хімічних показників газу (зокрема хроматограф, потоковий густиномір, вимірювач точки роси тощо), з можливістю дистанційного їх контролю та передачі даних та відключення подачі неякісного газу до газотранспортної системи.

Якщо в точці приєднання з технічних причин не можливо організувати точку вимірювання (місце встановлення комерційного вузла обліку), точка вимірювання за згодою оператора газотранспортної системи та замовника визначається в найближчій точці до межі балансової належності.

15. Замовник на підставі вихідних даних для внутрішнього газопостачання, визначених у технічних умовах приєднання, забезпечує за власний рахунок розроблення проекту внутрішнього газопостачання, погоджує його з оператором газотранспортної системи (за необхідності), в установленому порядку забезпечує будівництво газових мереж внутрішнього газопостачання (від точки приєднання до газових приладів та пристроїв) та вводить їх в експлуатацію. Вартість послуги оператора газотранспортної системи з погодження проекту внутрішнього газопостачання визначається відповідно до методології визначення плати за приєднання до газотранспортної та газорозподільної систем, затвердженої Регулятором.

16. За ініціативи замовника може бути проведена незалежна експертиза вихідних даних на відповідність чинним стандартам, нормам та правилам. Проведення експертизи здійснюється незалежними організаціями, визначеними центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в нафтогазовому комплексі в порядку, встановленому Кабінетом Міністрів України, за рахунок замовника.

17. Оператор газотранспортної системи впродовж 10 (десяти) робочих днів після надання замовником приєднання підтвердних документів щодо введення в експлуатацію газових внутрішніх мереж, за умови дотримання ним оплати вартості приєднання та якщо договором на приєднання не встановлений більш пізніший термін, зобов'язаний забезпечити підключення до газотранспортної системи об'єкта замовника внутрішніх газових мереж. При цьому на момент підключення до газотранспортної системи газових мереж внутрішнього газопостачання оператор газотранспортної системи:

забезпечує прийом комерційного вузла обліку в експлуатацію відповідно до вимог цього Кодексу;

складає та підписує з власником газових мереж внутрішнього газопостачання акт розмежування балансової належності газопроводів та експлуатаційної відповідальності сторін;

здійснює заходи з унеможливлення несанкціонованого відбору природного газу на період до початку транспортування природного газу, у тому числі шляхом пломбування запірних пристроїв.

18. Пуск газу в газові мережі внутрішнього газопостачання (на об'єкт споживача, суміжного суб'єкта ринку природного газу) здійснюється оператором газотранспортної системи в установленому законодавством порядку протягом 10 (десяти) робочих днів за умови укладання договору транспортування природного газу.

19. Якщо внутрішні мережі замовника передбачатимуть підключення третіх осіб (інших замовників, споживачів) та є частиною газорозподільної системи, то такі мережі до пуску газу необхідно передати у власність (користування) оператору газорозподільної системи, мережі якого найближче розташовані то точки забезпечення потужності (крім випадків, коли замовником приєднання є оператор газорозподільної системи, на території провадження господарської діяльності з розподілу природного газу якого знаходиться точка приєднання).

20. Якщо протягом одного року з дати видачі технічних умов приєднання замовник відповідно до умов договору на приєднання не надасть оператору газотранспортної системи на погодження проектно-кошторисну документацію на зовнішнє газопостачання та/або проект на внутрішнє газопостачання та за відсутності погодженого з боку оператора газотранспортної системи продовження строку щодо їх надання, оператор газотранспортної системи має право не враховувати зарезервовану пропускну (технічну) потужність, яка необхідна для забезпечення газопостачання об'єкта замовника при дефіциті пропускної потужності, для інших замовників (споживачів). При цьому оператор газотранспортної системи не враховує зарезервовану пропускну потужність лише за умови письмового попередження замовника за 30 календарних днів до вчинення таких дій та неотримання у цей самий строк проектно-кошторисної документації від замовника або погодження продовження строку її надання.

21. Оплата за приєднання здійснюється замовником шляхом перерахування грошових коштів на поточний рахунок оператора газотранспортної системи.

22. При виконанні робіт з приєднання, виконавцем яких визначено оператором газотранспортної системи, останній має право залучати третіх осіб на умовах договору підряду.

23. Після надання оператором газотранспортної системи замовнику послуг з приєднання між сторонами оформлюється акт приймання-передачі послуги по одному примірнику для кожної зі сторін. Оформлення акта приймання-передачі послуги забезпечується оператором газотранспортної системи.

24. У разі необхідності обґрунтованого внесення змін до технічних умов приєднання, проектно-кошторисної документації та/або умов договору на приєднання ці зміни мають бути письмово погоджені між замовником та оператором газотранспортної системи.

25. Новозбудовані (реконструйовані, технічно переоснащені, капітально відремонтовані) газові мережі повинні відповідати вимогам чинного законодавства.

26. Заходи з приєднання до газотранспортної системи та будівництва газових мереж повинні здійснюватися з дотриманням вимог Закону України "Про правовий режим земель охоронних зон об'єктів магістральних трубопроводів", Правил безпеки систем газопостачання, затверджених наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 15 травня 2015 року N 285, зареєстрованих в Міністерстві юстиції України 08 червня 2015 року за N 674/27119, Правил безпечної експлуатації магістральних газопроводів, затверджених наказом Державного комітету України з промислової безпеки, охорони праці та гірничого нагляду від 27 січня 2010 року N 11, зареєстрованих в Міністерстві юстиції України 19 квітня 2010 року за N 292/17587.

27. Технічна (технологічна) послідовність виконання робіт з приєднання до газотранспортної системи та будівництва внутрішніх газових мереж визначається у кожному конкретному випадку їх виконавцями та з урахуванням вимог договору на приєднання і чинного законодавства України.

28. Технічний нагляд за будівництвом (новим будівництвом, капітальним ремонтом, реконструкцією і технічним переоснащенням) зовнішніх та внутрішніх газових мереж здійснюється у встановленому законодавством порядку.

29. Спірні питання між замовником (власником внутрішньої газової мережі) та оператором газотранспортної системи, пов'язані з приєднанням до газотранспортної системи, мають вирішуватися шляхом переговорів, а в разі недосягнення згоди - в суді.

30. Оператор газотранспортної системи зобов'язаний на власному веб-сайті в мережі Інтернет розміщувати інформацію про величини технічної та вільної потужності відповідно до розділу XVIII цього Кодексу.

VII. ПРОВЕДЕННЯ РЕМОНТНИХ РОБІТ НА ГАЗОТРАНСПОРТНІЙ СИСТЕМІ

1. Планування робіт, що викликають зміну в умовах функціонування газотранспортної системи

1. Для забезпечення безпеки, а також підтримання відповідного рівня надійності роботи газотранспортної системи оператор газотранспортної системи проводить необхідні експлуатаційні, діагностичні, ремонтні роботи з приєднання, а також роботи з модернізації та технічного переоснащення.

2. При розробці річних інвестиційних програм, планів ремонтів, технічного обслуговування та технічного діагностування оператор газотранспортної системи бере до уваги технічні заходи, передбачені інвестиційними програмами.

3. Газовидобувне підприємство, оператор установки LNG, оператор газосховищ, оператор газорозподільної системи, прямий споживач до 01 вересня поточного року надають оператору газотранспортної системи інформацію про обсяг робіт, запланованих у наступному календарному році, які можуть вплинути на умови одержання або подання природного газу.

4. Оператор газотранспортної системи на умовах, визначених у цьому Кодексі, узгоджує з операторами суміжних систем обсяг, а також терміни проведення запланованих робіт.

5. Оператор газотранспортної системи до 01 листопада календарного року розміщує на веб-сайті інформацію про час та місце проведення робіт, запланованих у наступному календарному році, які можуть викликати зміни в умовах функціонування газотранспортної системи, що призводять до обмеження транспортування природного газу. Оператор газотранспортної системи зазначає список точок входу і виходу, в яких можуть відбутися такі обмеження, а також очікуваний час тривалості цих обмежень.

6. Уточнення обсягу та термінів проведення робіт шляхом узгодження між оператором газотранспортної системи та/або операторами суміжної системи, прямими споживачами, газовидобувними підприємствами повинно відбутися не пізніше ніж за 21 календарний день перед їх початком.

7. В обґрунтованих випадках оператор газотранспортної системи може впровадити зміни в обсязі робіт протягом даного року. Такі зміни можуть також упроваджуватися оператором газотранспортної системи на обґрунтовану заяву оператора суміжної системи, прямого споживача та/або газовидобувного підприємства.

8. Відомості про всі зміни строків робіт, а також строків попередньо запланованих робіт оператор газотранспортної системи передає оператору суміжної системи, прямому споживачу або газовидобувному підприємству залежно від того, кого ці відомості стосуються.

9. У разі якщо заплановані роботи провадяться оператором суміжної системи, прямим споживачем та/або газовидобувним підприємством, оператор газотранспортної системи за їх заявою, поданою не пізніше ніж за 7 календарних днів до запланованого терміну робіт, може забезпечити можливість одержання або доставки додаткової кількості природного газу у визначених точках входу або виходу, зокрема, шляхом надання згоди на перевищення договірної потужності в цих пунктах протягом визначеного часу.

10. Заява оператора суміжної системи, прямого споживача, газовидобувного підприємства, зазначена у пункті 9 цієї глави, повинна вказувати на точку входу або точку виходу, в якій має відбутися додаткова подача або відбір природного газу, а також рівень можливого перевищення договірної потужності. Оператор газотранспортної системи дає згоду на перевищення договірної потужності або відмовляє в цьому у письмовій формі протягом 3 календарних днів з моменту одержання заяви від оператора суміжної системи, прямого споживача та/або газовидобувного підприємства. Оператор газотранспортної системи повинен обґрунтувати своє рішення про відмову в наданні згоди на перевищення потужності.

2. Повідомлення замовника послуг транспортування про зміни в умовах функціонування газотранспортної системи

1. Оператор газотранспортної системи повідомляє замовника послуг транспортування, до якого належать введені обмеження, про строки, а також обсяг обмежень у точках входу або точках виходу, а також про вільні потужності в точках входу та/або точках виходу, в яких запроваджені обмеження:

у разі, якщо ці роботи спричинять перебої в постачанні природного газу до споживачів замовника послуг транспортування, - не менше ніж за 21 день перед датою початку запланованих робіт;

у разі, якщо ці роботи не спричинять перебоїв у постачанні природного газу до споживачів замовника послуг транспортування, - не менше ніж за п'ять днів перед датою початку запланованих робіт.

2. Замовник послуг транспортування оповіщається про події, про які зазначено у пункті 1 цієї глави, шляхом індивідуального повідомлення в письмовому вигляді з повідомленням про вручення, телефоном або за допомогою іншого засобу зв'язку.

3. Замовник послуг транспортування враховує в номінаціях або газотранспортних прогнозах обмеження, про які зазначено у пункті 1 цієї глави.

4. Замовник послуг транспортування повідомляє та зобов'язує своїх споживачів, розташованих за точками виходу (на межі їх балансової належності), в яких діють обмеження, обмежити споживання природного газу.

5. Замовник послуг транспортування повідомляє про відповідні обмеження на точках входу, на які впливає обмеження, та зобов'язує своїх контрагентів впровадити обмеження в подачі природного газу.

6. При виконанні ремонтних робіт, що спричиняють обмеження транспортування в точках виходу, оператор газотранспортної системи звільняється від обов'язку прийняття в точках входу обсягу природного газу, на який відбулося обмеження в точці входу.

7. За період призупинення транспортування або обмеження обсягу природного газу внаслідок робіт, що виконуються оператором газотранспортної системи, оплата за потужності підлягає відповідному зменшенню на період впровадження обмежень.

8. Якщо замовник послуг транспортування або його споживачі, незважаючи на повідомлення, зазначені в пункті 1 цієї глави, не змінять обсяги відбору або постачання природного газу відповідно до встановлених обмежень, то оператор газотранспортної системи має право на отримання оплати за перевищення потужності згідно з положеннями договору.

VIII. ПОРЯДОК УКЛАДЕННЯ ДОГОВОРУ ТРАНСПОРТУВАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ ТА ФІНАНСОВЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ

1. Порядок укладення договору транспортування природного газу

1. Одержання доступу до потужності, надання послуг із транспортування, у тому числі вчинення дій з врегулювання добового небалансу, є складовими послуги транспортування природного газу та здійснюються виключно на підставі договору транспортування. Оператор газотранспортної системи не має права відмовити в укладенні договору транспортування за умови дотримання заявником вимог щодо його укладення, передбачених цим розділом.

Договір транспортування є документом, який регулює правовідносини між оператором газотранспортної системи і окремим замовником послуг транспортування.

З моменту укладення договору транспортування замовник послуг транспортування також одержує право доступу до віртуальної торгової точки.

(пункт 1 глави 1 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615,
у редакції постанови Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 27.12.2017 р. N 1437)

2. Для укладення договору транспортування замовник послуг транспортування надає оператору газотранспортної системи:

заяву на укладення договору транспортування, за формою оператора газотранспортної системи, є публічною інформацією та оприлюднюється на його веб-сайті;

у випадку, якщо замовником послуг транспортування є нерезидент України, додатково надається документ, що підтверджує його реєстрацію в якості суб'єкта господарювання в країні його постійного місцезнаходження;

документи, що підтверджують повноваження осіб представляти, у тому числі вчиняти правочини, замовника послуг транспортування.

3. Якщо документи, зазначені в пункті 2 цієї глави, складені іноземною мовою, подається також їх засвідчений переклад українською мовою.

4. Для укладення договору транспортування оператор газотранспортної системи не має права вимагати документи та/або інформацію, що не передбачені в пункті 2 цієї глави.

5. Оператор газотранспортної системи розглядає заяву про укладення договору транспортування та додані до неї документи у десятиденний строк з дня реєстрації. Якщо заява та додані до неї документи подані не в повному обсязі відповідно до переліку, зазначеного в пункті 2 цієї глави, оператор газотранспортної системи звертається протягом п'яти робочих днів з дня реєстрації заяви до замовника послуг транспортування із письмовим запитом щодо уточнення повноти його заяви та/або документів. При цьому строк розгляду заяви про укладення договору транспортування призупиняється доти, поки заявник не надасть документи в повному обсязі.

6. Оператор газотранспортної системи залишає заяву без розгляду, якщо замовник послуг транспортування не надав відповідь на письмовий запит оператора газотранспортної системи щодо уточнення даних у десятиденний строк. Оператор газотранспортної системи письмово повідомляє замовника послуг транспортування про відмову та її причини.

7. У випадку, коли надані замовником документи відповідають вимогам пункту 2 цієї глави, оператор газотранспортної системи у десятиденний строк з дня реєстрації заяви надає замовнику послуг транспортування проект договору транспортування.

8. Якщо протягом двадцяти днів з дня отримання заявником проекту договору транспортування замовник послуг транспортування не поверне оператору газотранспортної системи підписаний договір транспортування та за відсутності погодженого сторонами строку продовження його підписання, оператор газотранспортної системи має право не розглядати заяву на укладення договору та вважати такий договір неукладеним, про що письмово повідомляє заявника.

9. Замовник послуг транспортування на підставі договору транспортування може замовити в оператора газотранспортної системи нижче наведені послуги, що є складовими послуги транспортування:

доступ до потужності в точці входу або виходу з газотранспортної системи;

замовлення фізичного транспортування природного газу газотранспортною системою на підставі підтвердженої номінації;

вчинення дій з врегулювання добового небалансу.

(абзац четвертий пункту 9 глави 1 розділу VIII у редакції
 постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

10. Замовлені величини розподілу потужності визначаються додатком до договору транспортування природного газу.

11. Договір транспортування та додатки складаються українською мовою. За письмовим зверненням замовника послуг транспортування оператор газотранспортної системи надає договір транспортування українською та англійською мовами.

2. Фінансове забезпечення

1. З метою забезпечення виконання зобов'язань замовника послуг транспортування щодо оплати послуг оператора газотранспортної системи за договором транспортування природного газу замовник послуг транспортування зобов'язаний надавати оператору газотранспортної системи фінансове забезпечення у випадках та відповідно до вимог, встановлених у цьому Кодексі, або здійснити попередню оплату таких послуг на підставі договору транспортування природного газу.

Замовник послуг транспортування самостійно визначає форму свого фінансового забезпечення щодо всіх його фінансових зобов'язань перед оператором газотранспортної системи з урахуванням вимог цієї глави. Інформація про розмір та доступний залишок фінансового забезпечення замовника послуг транспортування має відображатись та бути доступною такому замовнику на інформаційній платформі.

Замовник послуг транспортування визначає розмір свого фінансового забезпечення щодо його фінансових зобов'язань перед оператором газотранспортної системи та зобов'язаний забезпечити розмір свого фінансового забезпечення на рівні не менше розміру достатнього фінансового забезпечення відповідно до вимог, установлених у цьому Кодексі.

Оператор газотранспортної системи визначає розмір достатнього фінансового забезпечення для кожного замовника послуг транспортування відповідно до вимог, установлених у цьому Кодексі, та інформує замовника послуг транспортування з розрахунком кожної складової фінансового забезпечення, відповідно до яких було визначено розмір достатнього фінансового забезпечення відповідно до вимог цього пункту.

2. Послуги транспортування природного газу надаються на умовах 100 % попередньої оплати (крім випадку, передбаченого цим пунктом) у розмірі вартості розподіленої потужності на період газового місяця для послуг на період газового місяця, кварталу та/або року за п'ять банківських днів до початку газового місяця, у якому буде забезпечуватись транспортування природного газу, крім випадку, передбаченого абзацом другим цього пункту.

(абзац перший пункту 2 глави 2 розділу VIII із змінами,
 внесеними згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 13.11.2020 р. N 2086)

У випадку, якщо розподіл потужності на період газового місяця на переривчастій основі проводиться менше ніж за 5 банківських днів до початку газового місяця, у якому буде забезпечуватись транспортування природного газу, замовник послуг транспортування зобов'язаний здійснити 100 % попередню оплату в розмірі вартості розподіленої потужності. При цьому така оплата має бути отримана оператором газотранспортної системи на його рахунок не пізніше ніж за три години до кінцевого строку подання номінації на першу газову добу відповідного газового місяця надання послуг транспортування.

(пункт 2 глави 2 розділу VIII доповнено новим абзацом
 другим згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 13.11.2020 р. N 2086,
у зв'язку з цим абзаци другий - четвертий вважати відповідно абзацами третім - п'ятим)

Якщо така попередня оплата не буде надана замовником послуг транспортування у строк, визначений цим пунктом, то оператор газотранспортної системи тимчасово (до дня, наступного за днем внесення відповідного фінансового забезпечення) зупиняє надання послуг, стосовно яких замовник не надав фінансове забезпечення, та пропонує таку розподілену потужність іншим замовникам послуг транспортування у якості вільної потужності згідно з розділом IX цього Кодексу. При цьому такий замовник послуг не звільняється від зобов'язань щодо сплати за розподілену потужність на час зупинення надання послуг.

Для послуг транспортування природного газу на період однієї газової доби замовник послуг транспортування зобов'язаний здійснити 100 % попередню оплату в розмірі не менше вартості доступу до потужності на період газової доби, яка планується для використання згідно з номінацією. При цьому така оплата має бути отримана оператором газотранспортної системи на його рахунок не пізніше ніж за три години до кінцевого строку подання номінації.

Замовник послуг транспортування, на якого в установленому порядку рішенням Кабінету Міністрів України відповідно до статті 11 Закону України "Про ринок природного газу" покладено спеціальні обов'язки з постачання природного газу, у межах виконання ним таких спеціальних обов'язків, здійснює оплату за послуги транспортування (у тому числі послуги доступу до потужності) з поточного рахунку зі спеціальним режимом використання замовника на поточний рахунок оператора газотранспортної системи кожного банківського дня.

3. Фінансове забезпечення виконання замовником послуг транспортування зобов'язань щодо оплати за вчинення дій з врегулювання добового небалансу обсягів природного газу, які подаються до газотранспортної системи і відбираються з неї, надається оператору газотранспортної системи в одній або декількох з таких форм:

банківської гарантії;

передачі замовником послуг транспортування оператору газотранспортної системи в якості фінансового забезпечення грошових коштів на підставі договору транспортування природного газу.

Оператор газотранспортної системи перевіряє фінансове забезпечення замовника послуг транспортування щодо його достатності при поданні замовником послуг транспортування номінацій/реномінацій.

Розмір достатнього фінансового забезпечення замовника послуг транспортування на період газової доби (D) не повинен бути менше суми таких значень з урахуванням особливостей, визначених абзацами тринадцятим - п'ятнадцятим цього пункту:

1) суми вартості добових негативних небалансів за попередній газовий місяць (за його наявності), що є:

у період до 14 числа місяця (включно), наступного за звітним, сумою вартості попередніх негативних добових небалансів за попередній газовий місяць (за його наявності);

у період з 15 до 20 число місяця (включно), наступного за звітним, сумою вартості остаточних негативних добових небалансів за попередній газовий місяць (за його наявності), крім випадку оплати замовником послуг транспортування такої вартості;

у період з 21 числа місяця, наступного за звітним, сумою несплаченої вартості негативних добових небалансів за попередній газовий місяць (за його наявності).

При розрахунку суми вартості добових негативних небалансів за попередній газовий місяць така сума зменшується на суму вартості добових позитивних небалансів за попередній газовий місяць, але не більше ніж на суму вартості добових негативних небалансів за попередній газовий місяць; та

2) неоплаченої плати за нейтральність балансування (позитивного значення плати за нейтральність балансування, яка стягується з замовника послуг транспортування природного газу на користь оператора газотранспортної системи); та

3) суми вартості добових негативних небалансів поточного газового місяця. При розрахунку суми вартості добових негативних небалансів така сума зменшується на суму вартості добових позитивних небалансів за попередні газові доби поточного газового місяця, але не більше ніж на суму вартості добових негативних небалансів за попередні газові доби поточного газового місяця; та

(абзац дванадцятий пункту 3 глави 2 розділу VIII із змінами, внесеними
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 26.08.2020 р. N 1611)

4) вартості газу в обсязі, що є абсолютною величиною (модулем) від'ємного значення різниці між плановими обсягами подачі природного газу та плановими обсягами відбору природного газу згідно з номінаціями та/або реномінаціями замовника послуг транспортування природного газу; та

5) незнижувального залишку фінансового забезпечення, який становить розмір вартості газу, який споживачі замовника послуг транспортування, зареєстровані за ним у Реєстрі споживачів постачальника, сумарно використовують за п'ять діб для хімічних та металургійних підприємств та за три доби для інших споживачів з огляду на обсяги їх максимального (пікового) добового використання газу за попередній газовий місяць.

Рівень достатнього фінансового забезпечення повинен бути забезпечений замовником послуг транспортування природного газу не пізніше ніж за три години до кінцевого строку подання номінації або за три години до подачі реномінації.

У випадку якщо на момент перевірки достатності фінансового забезпечення замовник послуг транспортування не надав фінансове забезпечення в необхідному розмірі, то оператор газотранспортної системи відхиляє подані замовником послуг транспортування номінацію/реномінацію з підстав недостатності фінансового забезпечення. При цьому якщо замовник послуг транспортування є постачальником, оператор газотранспортної системи вносить до Реєстру споживачів цього постачальника інформацію про припинення такому постачальнику через три дні (п'ять днів по споживачах, які належать до підприємств металургійної та хімічної промисловості) з дня відхилення номінації/реномінації статусу діючого постачальника для всіх його споживачів та одночасно інформує через інформаційну платформу відповідного оператора газорозподільної системи про відсутність у споживачів постачальника.

Для замовника послуг транспортування, яким є газовидобувне підприємство, розмір достатнього фінансового забезпечення зменшується на вартість добового обсягу видобутку, що є найменшим за останні три календарні місяці згідно з алокаціями подач цього газовидобувного підприємства.

Для замовника послуг транспортування, яким є оператор газорозподільних систем, розмір достатнього фінансового забезпечення повинен дорівнювати виключно розміру елемента витрат "вартість газу на технологічні та власні потреби" річної планованої тарифної виручки, встановленої для цього оператора газорозподільних систем, поділеного на 365.

На замовників послуг транспортування, у яких одночасно відсутня прострочена заборгованість перед оператором газотранспортної системи з оплати негативних небалансів та відсутні випадки прострочення за останні дванадцять місяців оплати грошових зобов'язань перед оператором газотранспортної системи з оплати негативних небалансів, не поширюється вимога щодо створення незнижувального залишку фінансового забезпечення, який становить розмір вартості газу, який споживачі замовника послуг транспортування, зареєстровані за ним у Реєстрі споживачів постачальника, сумарно використовують за п'ять діб для хімічних та металургійних підприємств та за три доби для інших споживачів з огляду на обсяги їх максимального (пікового) добового використання газу за попередній газовий місяць.

(абзац дев'ятнадцятий пункту 3 глави 2 розділу VIII у редакції
 постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 26.08.2020 р. N 1611)

У разі зміни ліцензіата, який виконує функції оператора газотранспортної системи, новий ліцензіат повинен здійснювати визначення розміру достатнього фінансового забезпечення замовника послуг транспортування з урахуванням інформації щодо випадків прострочення такими замовниками послуг транспортування оплати грошових зобов'язань перед попереднім ліцензіатом.

(пункт 3 глави 2 розділу VIII доповнено новим абзацом двадцятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370,
 у зв'язку з цим абзаци двадцятий - тридцять перший
 вважати відповідно абзацами двадцять першим - тридцять другим)

Для всіх інших замовників послуг транспортування, у тому числі замовників, які останні шість місяців не замовляли послуги транспортування, розмір достатнього фінансового забезпечення визначається в загальному порядку, визначеному цим пунктом.

Грошові кошти, які надаються замовником послуг транспортування оператору газотранспортної системи як фінансове забезпечення, не вважаються попередньою оплатою за вчинення дій з врегулювання добового небалансу та не підлягають поверненню замовнику послуг транспортування до моменту виконання умов договору транспортування природного газу в частині грошових зобов'язань, виконання яких вони забезпечують.

У разі невиконання замовником послуг транспортування зобов'язання щодо оплати за вчинення дій з врегулювання добового небалансу згідно з умовами договору транспортування природного газу оператор газотранспортної системи в односторонньому порядку здійснює зарахування грошових коштів, які надані замовником послуг транспортування у вигляді фінансового забезпечення, у рахунок оплати за вчинення дій з врегулювання добового небалансу, про що, відповідно, повідомляє замовника послуг транспортування.

Фінансове забезпечення у формах банківської гарантії та/або грошових коштів може надаватися у гривнях, доларах США та євро. Якщо фінансове забезпечення у формі банківської гарантії та/або грошових коштів буде надано в іноземній валюті, то для розрахунку достатності розміру фінансового забезпечення використовується офіційний курс Національного банку України на день такого розрахунку.

У випадку відмови банку в задоволенні вимоги оператора газотранспортної системи за банківською гарантією на підставах, не пов'язаних з тим, що вимога або додані до неї документи не відповідають умовам гарантії або вимога або додані до неї документи подані банку після закінчення строку дії гарантії, оператор газотранспортної системи має право відмовитися від банківських гарантій, виданих таким банком. Оператор газотранспортної системи публікує на своєму веб-сайті перелік таких банків (далі - Перелік банків, що не виконали зобов'язання).

Оператор газотранспортної системи не має права відмовити замовнику послуг транспортування у прийнятті банківської гарантії, виданої банком, який не віднесений до Переліку банків, що не виконали зобов'язання.

У випадку, якщо на день надання банківської гарантії, яка була прийнята оператором газотранспортної системи, банк не був включений до Переліку банків, що не виконали зобов'язання, але згодом був включений до такого Переліку, оператор газотранспортної системи в той же день шляхом направлення повідомлення через інформаційну платформу інформує про це замовника послуг транспортування. Замовник послуг транспортування протягом десяти робочих днів з дня отримання повідомлення оператора газотранспортної системи повинен надати іншу банківську гарантію від іншого банку, який не включений до Переліку банків, що не виконали зобов'язання, або інший вид фінансового забезпечення. При цьому протягом цього строку надана раніше банківська гарантія вважається такою, що відповідає вимогам цього Кодексу.

(абзаци двадцять п'ятий та двадцять шостий пункту 3 глави 2 розділу VIII
 у редакції постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 26.08.2020 р. N 1611
,
замінено новими абзацами двадцять п'ятим - двадцять сьомим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 13.11.2020 р. N 2086,
у зв'язку з цим абзаци двадцять сьомий - тридцять другий
 вважати відповідно абзацами двадцять восьмим - тридцять третім)

При визначенні розміру фінансового забезпечення вартість природного газу розраховується як добуток обсягу природного газу і маржинальної ціни придбання (з урахуванням величини коригування 10 %), яка визначається відповідно до положень розділу XIV цього Кодексу, та щоденно оприлюднюється оператором газотранспортної системи в інтерфейсі користувача інформаційної платформи.

(абзац двадцять восьмий пункту 3 глави 2 розділу VIII у редакції
 постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 26.08.2020 р. N 1611)

При визначенні розміру фінансового забезпечення щодо оплати за вчинення дій з врегулювання добового небалансу не враховуються обсяги природного газу, які плануються до транспортування в рамках виконання спеціальних обов'язків, покладених на такого замовника, в обсязі та на умовах, визначених Кабінетом Міністрів України, а також у рамках діяльності постачальника "останньої надії".

(абзац двадцять дев'ятий пункту 3 глави 2 розділу VIII із змінами, внесеними
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 23.09.2020 р. N 1752)

Строк дії фінансового забезпечення повинен закінчуватись не раніше ніж через п'ять робочих днів після настання строку здійснення оплати дій з врегулювання добового небалансу за період, в якому таке фінансове забезпечення враховувалось оператором газотранспортної системи для надання послуг транспортування природного газу.

Повернення грошових коштів та/або банківських гарантій, наданих замовником послуг транспортування в якості фінансового забезпечення, здійснюється на умовах договору, на підставі якого воно було надане, а у випадку якщо такі умови не встановлені - на вимогу замовника послуг транспортування у строк не пізніше п'яти банківських днів з моменту отримання оператором газотранспортної системи вимоги від замовника послуг транспортування за умови, якщо розмір фінансового забезпечення, що залишиться після повернення грошових коштів та/або банківських гарантій, достатній згідно з вимогами цього Кодексу, в іншому випадку - з моменту закінчення строку дії фінансового забезпечення та за умови відсутності заборгованості за надані послуги.

(абзац тридцять перший пункту 3 глави 2 розділу VIII із змінами, внесеними
згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 26.08.2020 р. N 1611)

Замовник послуг транспортування має право використовувати надане оператору газотранспортної системи одне й те саме чинне фінансове забезпечення протягом часу надання послуг транспортування.

Фінансове забезпечення щодо оплати за вчинення дій з врегулювання добового небалансу не вимагається від замовників послуг транспортування, які мають довгостроковий кредитний рейтинг не нижчий за рівень "ВВВ", підтверджений агентством (компанією) Standard & Poor's та/або Fitch IBCA, та/або не нижчий за рівень "Ваа2", підтверджений агентством (компанією) Moody's Investors Service.

(глава 2 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 10.03.2016 р. N 304
,
у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615
,
із змінами, внесеними згідно з постановами Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики
 та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437,
від 25.09.2018 р. N 1079,
у редакції постанови Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 28.05.2019 р. N 844)

IX. РОЗПОДІЛ ПОТУЖНОСТІ

(назва розділу IX із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

1. Загальні умови

1. Оператор газотранспортної системи надає право користування потужністю точок входу/виходу на прозорих та недискримінаційних засадах відповідно до положень цього Кодексу та договору транспортування природного газу.

Розмір потужності, що надається замовнику послуг транспортування в точці входу/виходу, визначається відповідно до положень цього Кодексу та договору транспортування природного газу.

2. Доступ до потужності надається оператором газотранспортної системи на такі періоди:

1) річний - потужність визначеного обсягу, доступна строком на 1 газовий рік, з постійним потоком за кожну газову добу протягом газового року;

2) квартальний - потужність визначеного обсягу, доступна строком на 1 газовий квартал, з постійним потоком за кожну газову добу протягом газового кварталу (квартали газового року починаються 01 жовтня, 01 січня, 01 квітня або 01 липня відповідно);

3) місячний - потужність визначеного обсягу, доступна строком на 1 газовий місяць, з постійним потоком за кожну газову добу протягом газового місяця (місяці починаються кожного першого дня газового місяця);

4) на добу наперед - потужність визначеного обсягу, доступна строком на 1 газову добу, з постійним потоком протягом газової доби, наступної за газовою добою, у якій відбувся розподіл потужності;

5) протягом доби - потужність визначеного обсягу, яка доступна з певного часу протягом газової доби і до часу закінчення газової доби з постійним потоком. При цьому одиниця виміру потужності протягом доби - тис куб. м/добу.

(пункт 2 глави 1 розділу IX доповнено підпунктом 5 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

3. Оператор газотранспортної системи розподіляє вільну потужність у точках входу/виходу на річний, квартальний, місячний, на добу наперед, протягом доби періоди окремо для кожного виду потужності:

(абзац перший пункту 3 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

1) гарантованої потужності;

2) переривчастої потужності;

3) потужності з обмеженнями з урахуванням положень пункту 1 глави 8 цього розділу.

4. При наданні доступу до гарантованої потужності оператор газотранспортної системи зобов'язаний надавати право користування визначеним обсягом потужності на гарантованій (постійній) основі.

При наданні переривчастої потужності оператор газотранспортної системи зобов'язаний надавати право користування визначеним обсягом потужності, якщо для цього є технічна можливість, але має право в будь-який час (із додержанням мінімального часу на повідомлення про переривання) перервати надання послуги, якщо транспортування технічно неможливе. Мінімальний час повідомлення про переривання для певної години газової доби становить 45 хвилин після початку циклу реномінації для цієї години газової доби.

(абзац другий пункту 4 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

Особливості надання доступу до потужностей з обмеженим доступом визначені главою 8 цього розділу.

5. Замовник послуг транспортування, на якого в установленому порядку рішенням Кабінету Міністрів України відповідно до статті 11 Закону України "Про ринок природного газу" покладено спеціальні обов'язки з постачання природного газу, здійснює окреме замовлення потужності в межах виконання ним таких спеціальних обов'язків.

6. Потужність фізичної точки входу до газотранспортної системи з газосховища, приєднаного до газотранспортної системи, та фізичної точки виходу до газосховища надається виключно оператору газосховища на гарантованій основі.

7. Потужність фізичної точки входу з установок LNG надається замовникам послуг транспортування відповідно до вимог цього Кодексу на гарантованій основі.

8. Потужність фізичної та/або віртуальної точки входу від суміжного газовидобувного підприємства (через мережі якого може передаватися природний газ іншого газовидобувного підприємства чи групи газовидобувних підприємств) надається виключно суміжному газовидобувному підприємству та газовидобувним підприємствам, що подають обсяги природного газу власного видобутку, через мережі суміжного газовидобувного підприємства на гарантованій основі.

9. Потужність віртуальної точки входу з газорозподільної системи надається газовидобувному підприємству, що безпосередньо підключене до газорозподільної системи, та газовидобувним підприємствам, що подають обсяги природного газу власного видобутку, через мережі газовидобувного підприємства, яке безпосередньо підключене до газорозподільних систем.

Потужність віртуальної точки входу з газорозподільної системи пропонується на переривчастій основі.

10. Потужність віртуальної точки виходу до газорозподільних систем надається замовникам послуг транспортування відповідно до вимог цього Кодексу на гарантованій основі.

Оператори газорозподільних систем для забезпечення транспортування природного газу, необхідного для покриття власних виробничо-технологічних витрат та втрат, замовляють потужність віртуальної точки виходу до газорозподільної системи відповідно до вимог цього Кодексу.

Загальна потужність кожної віртуальної точки виходу до газорозподільної системи дорівнює сумі технічних потужностей усіх фізичних точок виходу до газорозподільної системи, які вона об'єднує.

Потужність фізичних точок виходу до газорозподільної системи не розподіляється.

11. Потужність фізичної точки виходу до прямого споживача надається замовникам послуг транспортування відповідно до вимог цього Кодексу на гарантованій основі.

У випадку несанкціонованого відбору природного газу прямим споживачем відповідальність за фактично використану потужність несе прямий споживач як за перевищення потужності у точці виходу до прямого споживача.

12. Потужність віртуальної точки виходу до суміжного газовидобувного підприємства розподіляється замовникам послуг транспортування, які здійснюють постачання природного газу споживачам, підключеним до мереж суміжного газовидобувного підприємства.

Потужність віртуальної точки виходу до суміжного газовидобувного підприємства пропонується на переривчастій основі.

13. Потужність точок входу/виходу на міждержавних з'єднаннях у разі замовлення гарантованих та/або переривчастих потужностей надається замовнику послуг транспортування згідно з вимогами розділу XIX цього Кодексу.

(пункти 13 -15 глави 1 розділу IX замінено пунктом 13 згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370,
у зв'язку з цим пункти 16 - 20 вважати відповідно пунктами 14 - 18)

14. Замовник послуг транспортування одночасно може використовувати як гарантовану, так і переривчасту потужність у точках входу та виходу газотранспортної системи.

15. Величина використаних замовником послуг транспортування обсягів потужності точок входу/виходу дорівнює величинам остаточних алокацій щодобових подач та відборів замовника послуг транспортування природного газу у відповідних точках входу/виходу. Відповідальність за перевищення замовлених потужностей несуть замовники послуг транспортування відповідно до договору транспортування природного газу.

16. Оператор газотранспортної системи оприлюднює на своєму веб-сайті перелік точок входу/виходу, обсяг технічної, договірної та вільної потужності. Оператор газотранспортної системи зазначає про точки входу/виходу, для яких з точки зору технічних обмежень обсяг та вид потужності може відрізнятись в окремі періоди газового року.

17. Доступ замовника послуг транспортування до потужності може бути обмежений на період проведення планових ремонтних робіт у газотранспортній системі, а також виникнення аварій та впровадження обмежень згідно з положеннями цього Кодексу.

18. Пункт 18 глави 1 розділі IX виключено

(згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

(глава 1 розділі IX із змінами, внесеними згідно з
 постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 10.03.2016 р. N 304,
від 28.04.2017 р. N 615,
у редакції постанови Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

2. Надання доступу до потужності

1. Доступ до потужності надається лише замовникам послуг транспортування, які уклали з оператором газотранспортної системи договір транспортування.

2. У договорі транспортування природного газу чи його окремому додатку зазначаються:

точки входу та/або виходу;

обсяг розподіленої (договірної) потужності;

період (річний, квартальний, місячний);

тип потужності (гарантована чи переривчаста, потужність з обмеженнями);

строк, на який потужність була розподілена.

(пункт 2 глави 2 розділу IX у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

3. Оператор газотранспортної системи визначає обсяг вільної потужності на точках входу та точках виходу з урахуванням потужностей, які були надані в рамках процедури розподілу потужності.

4. Розподіл потужності здійснюється за таких умов:

у випадку річних періодів - для будь-яких п'ятнадцяти (15) газових років, наступних за газовим роком, у якому відбулося розподілення потужності;

у випадку квартальних періодів - для будь-яких послідовних окремих газових кварталів газового року, які слідують за газовим кварталом, у якому відбувся розподіл потужності, або останнього газового кварталу газового року, наступного за газовим кварталом, у якому відбувся розподіл потужності;

у випадку місячних періодів - для газового місяця, наступного за газовим місяцем, у якому відбувся розподіл потужності;

у випадку потужності на період на добу наперед - для будь-якої газової доби, наступної за газовою добою, у якій відбувся розподіл потужності;

у випадку потужності протягом доби - для будь-яких годин, які починаються наступної години, у якій відбувся розподіл потужності, і до часу закінчення газової доби.

(пункти 3 - 5 глави 2 розділу IX із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580,
замінено пунктами 3 та 4 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370,
у зв'язку з цим пункт 6 вважати пунктом 5)

5. Оператор газотранспортної системи зобов'язаний на власному веб-сайті в мережі Інтернет оприлюднювати інформацію про величини технічної та вільної потужності відповідно до розділу XVIII цього Кодексу.

3. Заявка на розподіл потужності

1. Замовник послуг транспортування, який має намір замовити (забронювати) потужність (крім потужності на добу наперед/протягом доби) в певній точці входу до газотранспортної системи та/або точці виходу з газотранспортної системи, крім точок міждержавного з'єднання у разі бронювання гарантованих та/або переривчастих потужностей, подає у строки, визначені цим Кодексом, оператору газотранспортної системи заявку на розподіл потужності за формою оператора газотранспортної системи, опублікованою на його веб-сайті.

(пункт 1 глави 3 розділу IX у редакції постановами
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580
,
від 11.02.2020 р. N 370)

2. Заявки на розподіл потужності, подані з порушенням строків, передбачених процедурою розподілу потужностей, що визначена в главі 5 цього розділу, залишаються без розгляду.

3. Замовник послуг транспортування може подати зведену заявку на розподіл потужності, що передбачає декілька точок входу та/або точок виходу.

(пункт 3 глави 3 розділу IX із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

4. У заявці зазначається потужність окремо для кожної точки входу та окремо для кожної точки виходу, а також період, на який має бути наданий доступ до потужності.

(пункт 4 глави 3 розділу IX із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

5. Пункт 5 глави 3 розділу IX виключено

(згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

4. Процедура попереднього розгляду заявки на розподіл потужності

1. Оператор газотранспортної системи протягом трьох робочих днів з дня отримання заявки на розподіл потужностей здійснює попередній розгляд цієї заявки. Якщо дані, викладені в заяві, потребують уточнення, оператор газотранспортної системи протягом зазначеного строку направляє замовнику послуг транспортування письмовий запит та вказує вичерпний перелік даних, які потребують уточнення. При цьому строк попереднього розгляду заявки на розподіл потужності продовжується на період уточнення замовником послуг транспортування даних.

2. Протягом п'ятиденного строку з дня отримання запиту щодо уточнення даних замовник послуг транспортування надає оператору газотранспортної системи відповідні уточнення та доповнення. Якщо доповнена заявка на розподіл потужностей не буде подана протягом встановленого строку, то оператор газотранспортної системи має право залишити заявку без розгляду.

3. За результатами попереднього розгляду оператор газотранспортної системи письмово повідомляє замовника послуг транспортування протягом 2-х робочих днів про прийняття заявки для участі в процедурі розподілу потужності або залишення заявки без розгляду із зазначення причини відмови.

4. Будь-яка кореспонденція протягом попереднього розгляду заявки на розподіл потужності повинна бути надана в електронному та/або паперовому вигляді.

5. Процедура розподілу потужності

1. Кожний замовник послуг транспортування може подати одну заявку на розподіл гарантованої потужності та одну заявку на розподіл переривчастої потужності в цій точці входу або виходу.

(абзац перший пункту 1 глави 5 розділу IX із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

Замовник послуг транспортування, на якого в установленому порядку рішенням Кабінету Міністрів України відповідно до статті 11 Закону України "Про ринок природного газу" покладено спеціальні обов'язки з постачання природного газу, подає одну заявку на розподіл гарантованої потужності та одну заявку на розподіл переривчастої потужності в цій точці входу або виходу окремо для замовлення потужності в межах виконання ним таких спеціальних обов'язків та замовлення потужності не в межах виконання ним таких обов'язків.

(пункт 1 глави 5 розділу IX доповнено абзацом другим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

2. У рамках процедури розподілу потужності беруть участь заявки щодо:

1) річних періодів, які були подані в робочі дні в період з останнього понеділка червня до другого понеділка липня включно, які належать до одного або декількох з п'ятнадцяти газових років, наступних за газовим роком, у якому подається заявка;

2) квартальних періодів, які були подані щодо кожного кварталу окремо:

I - IV кварталів наступного газового року (починається 01 жовтня) в робочі дні в період з останнього понеділка липня поточного газового року до другого понеділка серпня поточного газового року включно;

II - IV кварталів поточного газового року (починається 01 січня) в робочі дні в період з останнього понеділка жовтня до другого понеділка листопада включно;

III - IV кварталів поточного газового року (починається 01 квітня) в робочі дні в період з останнього понеділка січня до другого понеділка лютого включно;

IV кварталу поточного газового року (починається 01 липня) в робочі дні в період з останнього понеділка квітня до другого понеділка травня включно;

3) місячних періодів, які були подані в робочі дні в період з першого до третього понеділка місяця, що передує місяцю, у якому розподіляється потужність.

(пункт 2 глави 5 розділу IX у редакції постанови Національної комісії,
 що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 11.02.2020 р. N 370)

3. Розмір вільної потужності протягом наступних п'ятнадцяти (15) газових років у фізичних точках входу і виходу, яка буде предметом процедури розподілу потужності, оператор повідомляє на своєму веб-сайті за 30 календарних днів до початку прийняття заявок.

4. Під час процедури розподілу потужностей оператор газотранспортної системи проводить технічний аналіз, який включає оцінку можливості газотранспортної системи задовольнити заявку замовника послуг транспортування.

5. Задоволення або часткове задоволення заявки може бути здійснене оператором газотранспортної системи шляхом надання гарантованої або переривчастої потужності.

6. Оператор газотранспортної системи відмовляє в розподілі потужності у випадках, визначених у главі 1 цього розділу.

(пункт 6 глави 5 розділу IX у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

7. Розподіл вільної гарантованої потужності повинен відбуватися в такому порядку: річна, квартальна, місячна потужності.

8. Оператор газотранспортної системи за результатами проведення процедури розподілу потужності повідомляє замовнику послуг транспортування:

1) для заявок, поданих на річні періоди, - до третього понеділка липня поточного року про розподілену йому потужність у точках входу та виходу;

2) для заявок, поданих на квартальні періоди:

до третього понеділка серпня щодо I - IV кварталів наступного газового року (починається 01 жовтня) про розподілену йому потужність у точках входу та виходу;

до третього понеділка листопада щодо II - IV кварталів поточного газового року (починається 01 січня) про розподілену йому потужність у точках входу та виходу;

до третього понеділка лютого щодо III - IV кварталів поточного газового року (починається 01 квітня) про розподілену йому потужність у точках входу та виходу;

до третього понеділка травня щодо IV кварталу поточного газового року (починається 01 липня) про розподілену йому потужність у точках входу та виходу;

3) для заявок, поданих на місячні періоди, які належать до поточного року, - протягом двох днів після завершення періоду прийому заявок про розподілену йому потужність у точках входу та виходу.

(пункти 8 - 11 глави 5 розділу IX із змінами, внесеними згідно з
 постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 10.03.2016 р. N 304,
від 22.04.2019 р. N 580,
замінено пунктом 8 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює
 державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 11.02.2020 р. N 370)

6. Узгодження розподілу потужності

1. Якщо в результаті проведення розподілу потужності замовнику послуг транспортування буде розподілена потужність, оператор газотранспортної системи має повідомити йому про розподіл потужності протягом п'яти робочих днів з дня розподілу потужності.

(пункт 1 глави 6 розділу IX у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

2. Замовник послуг транспортування, для якого було розподілено потужність, повинен бути поінформований про це в письмовій формі або в електронному вигляді шляхом надсилання на електронну пошту сканованих копій відповідних оригіналів документів. Будь-яка інформація вважається наданою, якщо документи надаються в електронному вигляді на електронну пошту, зазначену в заявці на розподіл потужності.

3. Узгоджуючи розподіл потужності, оператор газотранспортної системи повинен інформувати замовника послуг транспортування про необхідний рівень фінансового забезпечення та надати замовнику послуг транспортування проект розподілу потужності у строк п'ять (5) робочих днів з дня повідомлення замовника послуг транспортування про розподілену йому потужність.

(пункт 3 глави 6 розділу IX із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

4. Протягом п'яти робочих днів з дати отримання проекту про розподіл потужності замовник послуг транспортування повинен надати оператору газотранспортної системи підписаний з боку замовника розподіл потужності.

7. Потужність на період однієї газової доби

1. Доступ до потужності точок входу/виходу на добу наперед надається на підставі укладеного договору транспортування та номінації, підтвердженої оператором газотранспортної системи.

Доступ до потужності точок входу/виходу протягом доби надається на підставі укладеного договору транспортування та реномінації, підтвердженої оператором газотранспортної системи.

Номінація/реномінація підтверджується оператором газотранспортної системи відповідно до глави 1 цього розділу та вимог розділу XI цього Кодексу.

(пункт 1 глави 7 розділу IX у редакції постанов
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580
,
від 11.02.2020 р. N 370)

2. У випадку якщо обсяг природного газу, визначений у номінації, поданій замовником послуг транспортування, перевищує величину суми вже розподіленої йому потужності на річний, квартальний та місячний періоди, то вважається, що замовник послуг транспортування на величину перевищення подав заявку на розподіл потужності на добу наперед.

Підтверджена оператором газотранспортної системи номінація на газову добу є підтвердженням розподілу потужності на добу наперед (на величину перевищення обсягом природного газу, визначеним у номінації, величини суми вже розподіленої замовнику послуг транспортування потужності на річний, квартальний та місячний періоди).

У випадку якщо обсяг природного газу, визначений у реномінації, поданій замовником послуг транспортування, перевищує величину суми вже розподіленої йому потужності на річний, квартальний, місячний періоди та на добу наперед, то вважається, що замовник послуг транспортування на величину перевищення подав заявку на розподіл потужності протягом доби.

Підтверджена оператором газотранспортної системи реномінація на газову добу є підтвердженням розподілу потужності протягом доби (на величину перевищення обсягом природного газу, визначеним у реномінації, величини суми вже розподіленої замовнику послуг транспортування потужності на річний, квартальний, місячний періоди та на добу наперед).

(главу 7 розділу IX доповнено новим пунктом 2 згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580,
у зв'язку з цим пункти 2 - 5 вважати відповідно пунктами 3 - 6
,
пункт 2 глави 7 розділу IX у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

3. Оператор газотранспортної системи публікує на своєму веб-сайті розмір гарантованої потужності та переривчастої потужності фізичних точок входу/виходу на міждержавних з'єднаннях на період однієї газової доби.

4. Номінації на період однієї газової доби подаються оператору газотранспортної системи відповідно до положень розділу XI цього Кодексу.

5. Якщо існують технічні можливості надання газотранспортних послуг згідно з номінацією, оператор газотранспортної системи розподіляє замовнику послуг транспортування гарантовану потужність відповідно до положень розділу XI цього Кодексу. Якщо відсутня вільна гарантована потужність, то замовнику послуг транспортування розподіляється потужність на переривчастій основі з урахуванням особливостей, визначених у главі 1 цього розділу.

(пункти 5 - 6 глави 5 розділу IX замінено пунктом 5 згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

8. Потужність з обмеженнями

1. Оператор газотранспортної системи надає такі види потужності з обмеженнями:

1) право одночасного користування потужністю точки входу та точки виходу на міждержавному з'єднанні з урахуванням обмежень, встановлених цією главою;

2) право одночасного користування потужністю точки входу/виходу на міждержавному з'єднанні та точки виходу/входу до/з газосховища чи групи газосховищ з урахуванням обмежень, встановлених цією главою. Право одночасного користування потужністю точки виходу на міждержавному з'єднанні та точки входу з газосховища чи групи газосховищ може бути надане замовнику послуг транспортування виключно на обсяги природного газу, які були подані на точку виходу до газосховища чи групи газосховищ на умовах користування потужністю з обмеженнями.

Доступ до потужності з обмеженнями пропонується на переривчастій основі на місячний період або на період однієї газової доби залежно від технічних можливостей оператора газотранспортної системи.

2. Оператор газотранспортної системи надає доступ до потужностей з обмеженнями по всіх точках входу/виходу на міждержавному з'єднанні, по яких Регулятор затвердив коефіцієнти для потужності з обмеженнями згідно з Методикою визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання. Перелік таких точок входу/виходу та розміри коефіцієнтів оператор газотранспортної системи публікує на своєму веб-сайті.

3. Вартість доступу до потужності розраховується із застосуванням коефіцієнтів та тарифів для точок входу та точок виходу до/з газотранспортної системи, встановлених Регулятором. Умови оплати доступу до потужності з обмеженнями визначаються в договорі транспортування природного газу та цьому Кодексі.

4. Для використання потужності з обмеженнями замовник послуг транспортування подає оператору газотранспортної системи окрему номінацію/реномінацію, в якій зазначається, що така номінація/реномінація подається для використання потужності з обмеженнями. Замовник, який має намір використовувати потужність з обмеженнями, повинен попередньо отримати від оператора газотранспортної системи додатковий код ідентифікації - шипер-код, який використовується замовником при наданні номінацій/реномінацій та оператором газотранспортної системи під час процедури перевірки відповідності номінацій/реномінацій із оператором суміжної газотранспортної системи для обсягів газу, які транспортуються шляхом замовлення потужності з обмеженнями. У випадку використання потужності з обмеженнями замовник подає окрему номінацію/реномінацію із зазначенням цього коду ідентифікації - шипер-коду.

5. Обсяги природного газу, що транспортуються на умовах користування потужністю з обмеженнями, не обліковуються оператором газотранспортної системи в портфоліо балансування замовника послуг та не враховуються в розрахунку його добового небалансу.

6. Потужність з обмеженнями, зазначена в підпункті 1 пункту 1 цієї глави, передбачає такі додаткові умови (обмеження):

1) потужність з обмеженнями визначених точок входу/виходу на міждержавному з'єднанні може використовуватися замовником виключно для транспортування природного газу між цими точками і не може використовуватися для транспортування природного газу від/до інших точок входу/виходу;

2) відсутність доступу до віртуальної торгової точки;

3) обсяг природного газу, поданий до газотранспортної системи у визначеній точці входу на міждержавному з'єднанні, повинен дорівнювати обсягу природного газу, відібраному з газотранспортної системи у визначеній точці виходу на міждержавному з'єднанні, протягом кожної газової доби;

4) номінації/реномінації при використанні таких потужностей підтверджуються після підтвердження номінацій/реномінацій замовників послуг транспортування, яким надано право користування гарантованою та/або переривчастою потужністю. Обсяги транспортування природного газу, визначені в підтверджених номінаціях/реномінаціях замовників послуг транспортування природного газу, яким надано право користування потужністю з обмеженнями, можуть бути зменшені оператором газотранспортної системи в односторонньому порядку у випадку, коли відсутні вільні потужності для надання таких послуг та/або існує необхідність виконання реномінацій замовників послуг транспортування природного газу, яким надано право користування гарантованою та/або переривчастою потужністю, або з метою недопущення виникнення небалансу у таких замовників послуг транспортування;

5) обсяг природного газу, зазначений у номінації/реномінації для точки входу на міждержавному з'єднанні, має відповідати обсягу природного газу, зазначеному для точки виходу на міждержавному з'єднанні, в іншому випадку оператор газотранспортної системи відхиляє таку номінацію/реномінацію;

6) природний газ транспортується в митному режимі транзиту відповідно до вимог Митного кодексу України.

Якщо в результаті процесу перевірки відповідності номінації/реномінації з операторами суміжних систем виявляється, що підтверджені обсяги природного газу для потужності з обмеженнями в точці входу відрізняються від підтверджених обсягів у точці виходу, оператор газотранспортної системи з метою уникнення добового небалансу у замовника в односторонньому порядку зменшує підтверджені обсяги до найменшого із підтверджених обсягів природного газу та інформує про це замовників та відповідного оператора суміжної системи.

7. Потужність з обмеженнями, зазначена в підпункті 2 пункту 1 цієї глави, передбачає такі додаткові умови (обмеження):

1) потужність з обмеженнями визначених точок входу/виходу на міждержавному з'єднанні може використовуватися замовником послуг транспортування виключно для транспортування природного газу між такими точками входу/виходу на міждержавному з'єднанні та точками виходу/входу до/з газосховища чи групи газосховищ і не може використовуватися для транспортування природного газу до/від інших точок входу/виходу газотранспортної системи;

2) відсутність доступу до віртуальної торгової точки;

3) обсяг природного газу, поданий/відібраний до/з газотранспортної системи у визначеній точці входу/виходу на міждержавному з'єднанні, повинен дорівнювати обсягу природного газу, відібраному/поданому з/до газотранспортної системи в точці виходу/входу до/з газосховища чи групи газосховищ, протягом кожної газової доби;

4) номінації/реномінації підтверджуються після підтвердження номінацій/реномінацій замовників послуг транспортування, яким надано право користування гарантованою та/або переривчастою потужністю. Обсяги транспортування природного газу, визначені в підтверджених номінаціях/реномінаціях замовників послуг транспортування природного газу, яким надано право користування потужністю з обмеженнями, можуть бути зменшені оператором газотранспортної системи в односторонньому порядку у випадку, коли відсутні вільні потужності для надання таких послуг та/або існує необхідність виконання реномінацій замовників послуг транспортування природного газу, яким надано право користування гарантованою та/або переривчастою потужністю, або з метою недопущення виникнення небалансу у таких замовників послуг транспортування;

5) обсяг природного газу, зазначений у номінації/реномінації для точки входу або виходу на міждержавному з'єднанні, має відповідати обсягу природного газу, зазначеному для точки виходу або входу до/з газосховища чи групи газосховищ, в іншому випадку оператор газотранспортної системи відхиляє таку номінацію/реномінацію;

6) природний газ транспортується до/від газосховищ та зберігається в газосховищах у митному режимі митного складу, за яким такий природний газ має статус іноземного товару відповідно до статті 4 Митного кодексу України.

Замовлення та оплата послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу здійснюється замовником окремо на підставі договору зберігання (закачування, відбору) природного газу, укладеного між таким замовником та оператором газосховищ.

Якщо в результаті процесу перевірки відповідності номінації з операторами суміжних систем виявляється, що підтверджені обсяги природного газу для потужності з обмеженнями в точці входу або виходу на міждержавному з'єднанні відрізняються від підтверджених обсягів у точці виходу або входу до/з газосховища чи групи газосховищ, оператор газотранспортної системи з метою уникнення небалансу у замовника в односторонньому порядку зменшує підтверджені обсяги до найменшого із підтверджених обсягів природного газу та інформує про це замовника та відповідного оператора суміжної системи.

8. Замовник послуг транспортування має право змінити встановлені в пункті 7 цієї глави умови (обмеження) шляхом оплати за зміни умов (обмежень) потужності з обмеженнями.

Замовлення зміни умов (обмежень) використання потужності з обмеженнями, встановлених у пункті 7 цієї глави, здійснюється в таких випадках:

1) транспортування природного газу, який був поданий на точку виходу до газосховища чи групи газосховищ на умовах користування потужністю з обмеженнями, від точки входу з газосховища чи групи газосховищ у точки виходу на міждержавних з'єднаннях, на яких не пропонується потужність з обмеженнями;

2) зміни митного режиму природного газу, який був поданий на точку виходу до газосховища чи групи газосховищ на умовах користування потужністю з обмеженнями, на митний режим, за яким природний газ набув статусу українського товару відповідно до статті 4 Митного кодексу України.

Замовник послуг транспортування зобов'язаний повідомити про намір змінити встановлені в пункті 7 цієї глави умови (обмеження) використання потужності з обмеженнями шляхом надсилання оператору газотранспортної системи належним чином оформленого повідомлення. Оператор газотранспортної системи повинен протягом одного робочого дня надіслати відповідний рахунок на оплату змін умов (обмежень) потужності з обмеженнями. Зміна умов (обмежень) здійснюється на наступний робочий день після зарахування повної суми, зазначеної в рахунку на оплату змін умов (обмежень) потужності з обмеженнями. Повідомлення про намір змінити умови (обмеження) потужності з обмеженнями надається оператору газотранспортної системи відповідно до форми, яка встановлюється оператором газотранспортної системи та публікується на його веб-сайті.

9. Вартість, порядок та строки оплати за зміни умов (обмежень) потужності з обмеженнями визначаються відповідно до умов договору транспортування природного газу та цього Кодексу.

(розділ IX доповнено главою 8 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

9. Процедура передачі потужності

1. Замовник послуг транспортування, якому була розподілена потужність на річний, квартальний або місячний період, має право передати право доступу до такої потужності повністю або частково на період, який кратний газовому місяцю, іншому замовнику послуг транспортування після погодження з оператором газотранспортної системи.

(пункт 1 глави 9 розділу IX із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

2. Для передачі права користування договірною потужністю між замовниками послуг транспортування замовники не пізніше ніж за 5 робочих днів до дати запланованого початку права користування потужністю іншим замовником повинні надати оператору газотранспортної системи заявку про відчуження права користування потужністю та заявку про набуття права користування потужністю.

Оператор упродовж 2 робочих днів розглядає такі заявки та має право погодити їх або відмовити в передачі потужності.

3. Підставою для відмови у передачі потужності є:

1) наявність простроченої заборгованості принаймні в одного суб'єкта, що подає заявку, за чинним договором транспортування;

2) відсутність чинного договору транспортування в одного із суб'єктів, що подає заявку;

3) невиконання суб'єктом, що подає заявку, вимог до подання заявки про відчуження або про набуття права користування потужністю;

4) наявність прийнятої до розгляду оператором газотранспортної системи заявки на повернення розподіленої (договірної) потужності згідно з вимогами глави 2 розділу XV цього Кодексу, потужність якої визначається в заявці про відчуження права користування;

5) надсилання оператором газотранспортної системи повідомлення про намір та/або факт вилучення розподіленої (договірної) потужності згідно з вимогами глави 2 розділу XV цього Кодексу.

(пункт 3 глави 9 розділу IX у редакції постанови Національної комісії,
 що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 11.02.2020 р. N 370)

4. У разі відмови в погодженні передачі потужності оператор газотранспортної системи протягом 2 робочих днів повинен повідомити обох замовників послуг транспортування та вказати причину відмови.

У разі погодження передачі потужності оператор газотранспортної системи протягом 2 робочих днів надсилає замовникам послуг транспортування підписаний додаток до договору транспортування природного газу з відповідними змінами. Замовники повинні протягом 2 робочих днів повернути підписані додатки до договору.

Якщо підписані замовниками додатки до договору не будуть надані в зазначений строк, то погодження такої передачі потужності анулюється та потужність залишається розподіленою на попереднього замовника. При цьому зобов'язання по оплаті за таку розподілену потужність залишається за попереднім замовником.

(розділ IX доповнено главою 9 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

5. У випадку розподілу об'єднаної потужності передача потужності з однієї сторони міждержавного з'єднання не дозволяється.

(главу 9 розділу IX доповнено пунктом 5 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

X. ПРИПИНЕННЯ, ОБМЕЖЕННЯ ТА ВІДНОВЛЕННЯ ТРАНСПОРТУВАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ

(У розділі X, крім пунктів 1, 2, 4, 8, 9 та 15 глави 1 та пункту 1 глави 2, слово "припинення" у всіх відмінках замінено відповідно словами та символами "припинення (обмеження)"  згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 25 вересня 2018 року N 1079)

1. Припинення, обмеження транспортування природного газу

1. Оператор газотранспортної системи має право припинити (обмежити) транспортування природного газу в точці входу до газотранспортної системи або точці виходу з газотранспортної системи у випадках:

1) визнання аварійним стану систем газопостачання;

2) невідповідності якості природного газу на точці входу.

2. Оператор газотранспортної системи зобов'язаний припинити (обмежити) транспортування природного газу в точці входу до газотранспортної системи або точці виходу з газотранспортної системи у випадках:

1) несанкціонованого відбору природного газу;

2) відсутності договірної потужності у точці входу/виходу;

3) направлення замовником послуг транспортування повідомлення/доручення про припинення (обмеження) транспортування природного газу до точки виходу, в якій споживач, що порушує умови договору на постачання, одержує природний газ;

4) недостатності фінансового забезпечення у замовника послуг транспортування, невиконання умов договору транспортування природного газу;

5) в інших випадках, передбачених законодавством.

Оператор газотранспортної системи / замовник послуг транспортування надає повідомлення/доручення про припинення (обмеження) транспортування природного газу виконавцю з використанням електронного цифрового підпису уповноваженої особи.

Відповідальність за наявність підстав для припинення (обмеження) транспортування/постачання природного газу несе ініціатор такого припинення (обмеження).

(пункт 1 глави 1 розділу X замінено новими пунктами 1 та 2 згідно
 з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 25.09.2018 р. N 1079,
у зв'язку з цим пункти 2 - 15 вважати відповідно пунктами 3 - 16)

3. Припинення (обмеження) транспортування природного газу здійснюється у порядку, встановленому цим розділом, договором транспортування, Правилами постачання природного газу та іншими нормативно-правовими актами, що регулюють питання припинення (обмеження) транспортування природного газу.

(пункт 3 глави 1 розділу X із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 10.06.2020 р. N 1080)

4. Якщо за ініціативою замовника послуг транспортування (постачальника) необхідно припинити (обмежити) газопостачання споживачу, стосовно якого він є діючим постачальником, такий замовник послуг транспортування зобов'язаний ініціювати заходи з припинення (обмеження) розподілу (транспортування) природного газу такому споживачу шляхом звернення до оператора газорозподільної системи (оператора газотранспортної системи по прямих споживачах) з одночасним направленням оператору газотранспортної системи через інформаційну платформу повідомлення про таке припинення (обмеження).

При цьому оператори газорозподільної системи (оператор газотранспортної системи по прямих споживачах), на території ліцензованої діяльності яких розташовані споживачі відповідного замовника послуг транспортування, не пізніше двох робочих днів з моменту отримання від замовника послуг транспортування повідомлення про припинення (обмеження) розподілу (транспортування) природного газу зобов'язані повідомити про це відповідних споживачів та розпочати дії з припинення (обмеження) розподілу (транспортування) природного газу в порядку, визначеному чинним законодавством.

До закінчення строку, встановленого законодавством для припинення (обмеження) розподілу (транспортування) природного газу відповідним споживачам, алокація їх відборів здійснюється на замовника послуг транспортування, який має статус діючого постачальника таких споживачів.

Після закінчення строку, встановленого законодавством для припинення (обмеження) розподілу (транспортування) природного газу споживачам, алокація фактичного обсягу споживання природного газу такими споживачами здійснюється на відповідного оператора газорозподільної системи.

(пункт 4 глави 1 розділу X у редакції постанови Національної комісії, що
  здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 25.09.2018 р. N 1079)

5. Повідомлення про припинення (обмеження) можуть стосуватися лише тих фізичних точок виходу, стосовно яких існують технічні можливості здійснення припинення (обмеження) транспортування природного газу до споживача.

6. До повідомлення про припинення (обмеження) транспортування природного газу додаються документи, які підтверджують наявність умов припинення (обмеження) транспортування/постачання природного газу, визначених Правилами постачання природного газу.

У повідомленні про припинення (обмеження) транспортування природного газу замовник послуг транспортування (постачальник) зобов'язаний визначити, зокрема:

точку виходу, якої стосується повідомлення;

дату припинення (обмеження) транспортування природного газу оператором газотранспортної системи до точки виходу, в якій споживач одержує природний газ, але не раніше строку, визначеного Правилами постачання природного газу;

підставу припинення (обмеження) транспортування/постачання природного газу;

дані представника замовника послуг транспортування (постачальника), який має повноваження на цілодобові контакти з оператором газотранспортної системи (ім'я, прізвище, посада, номер телефону та факс), у тому числі для прийняття обов'язкового письмового рішення стосовно відкликання повідомлення.

7. Повідомлення про припинення (обмеження) транспортування природного газу повинно бути надіслане оператору газотранспортної системи разом з документами, про які йдеться в пункті 6 цієї глави, не пізніше чотирьох календарних днів до зазначеної в повідомленні дати припинення (обмеження) транспортування природного газу, а у разі припинення (обмеження) постачання на підприємствах металургійної та хімічної промисловості - не пізніше 6 (шести) календарних днів до зазначеної у повідомленні дати припинення (обмеження) транспортування природного газу.

(пункт 7 глави 1 розділу X із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 17.03.2020 р. N 621)

8. У разі виникнення випадку, зазначеного в пункті 1 цієї глави, оператор газотранспортної системи має право надіслати, а у разі виникнення випадку, зазначеного в пункті 2 цієї глави, зобов'язаний надіслати операторам газорозподільної системи, у газорозподільній зоні яких розташовані споживачі відповідного замовника послуг транспортування, повідомлення про припинення (обмеження) подачі природного газу відповідним споживачам.

При цьому оператори газорозподільної системи, у газорозподільній зоні яких розташовані споживачі відповідного замовника послуг транспортування, не пізніше одного дня з моменту отримання від оператора газотранспортної системи повідомлення про припинення (обмеження) подачі природного газу зобов'язані повідомити таких споживачів та розпочати дії з припинення (обмеження) розподілу природного газу в порядку, визначеному чинним законодавством.

(пункт 8 глави 1 розділу X із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437
,
у редакції постанови Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 25.09.2018 р. N 1079)

9. У разі виникнення випадку, зазначеного в пункті 1 цієї глави, оператор газотранспортної системи має право надіслати, а у разі виникнення випадку, зазначеного в пункті 2 цієї глави, зобов'язаний надіслати на адресу суб'єкта, що приєднаний до точки входу або точки виходу, повідомлення-вимогу про самостійне припинення (обмеження) подачі природного газу в точку входу або про самостійне припинення (обмеження) споживання природного газу в точці виходу. Оператор газотранспортної системи надсилає повідомлення-вимогу не пізніше ніж за три доби до дати припинення (обмеження). На підприємствах металургійної та хімічної промисловості такий строк не може бути меншим ніж п'ять діб.

(пункт 9 глави 1 розділу X у редакції постанови Національної комісії, що
  здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 25.09.2018 р. N 1079)

10. Повідомлення-вимога має містити інформацію про підставу припинення (обмеження) транспортування природного газу, дату і час припинення (обмеження).

11. Припинення (обмеження) подачі природного газу в точку входу або припинення (обмеження) споживання природного газу з точки виходу здійснюється самостійно суб'єктом господарювання, що приєднаний до точки входу або точки виходу, які обслуговують газопроводи чи газоспоживне обладнання, у присутності посадової особи оператора газотранспортної системи, яка здійснює опломбування та складає акт про припинення (обмеження) транспортування природного газу.

12. У разі відмови суб'єкта, що приєднаний до точки входу або точки виходу, самостійно припинити подачу природного газу в точку входу або самостійно припинити споживання природного газу з точки виходу або у разі самовільного його відновлення оператор газотранспортної системи здійснює примусове припинення (обмеження) шляхом часткового чи повного перекриття вхідної засувної арматури з її опломбуванням або механічного (зварного) від'єднання газопроводу, про що посадовою особою оператора газотранспортної системи складається акт.

13. Оператор газотранспортної системи має право залучити представників органів внутрішніх справ для безперешкодного доступу його працівників та посадових осіб до вхідної/вихідної засувної арматури газопроводу або газорозподільного пункту (за його наявності) та виконання ними робіт щодо припинення (обмеження) подачі природного газу в точку входу або припинення (обмеження) споживання природного газу з точки виходу.

14. Вартість та порядок здійснення оплати за використаний природний газ прямим споживачем з часу, вказаного в повідомленні-вимозі про самостійне припинення (обмеження) споживання природного газу, до часу фактичного припинення (обмеження) споживання природного газу визначається договором транспортування природного газу.

15. У разі усунення випадків, передбачених пунктами 1 і 2 цієї глави, до дати припинення (обмеження) подачі природного газу в точку входу або припинення (обмеження) споживання природного газу з точки виходу припинення (обмеження) транспортування природного газу не здійснюється.

(пункт 15 глави 1 розділу X у редакції постанови Національної комісії, що
  здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 25.09.2018 р. N 1079)

16. Припинення (обмеження) подачі природного газу в точку входу або припинення (обмеження) споживання природного газу з точки виходу не звільняє суб'єкта, якому було припинено (обмежено) транспортування газу, від оплати послуг за договором транспортування.

2. Відновлення транспортування природного газу

1. Відновлення транспортування природного газу здійснюється за умов:

усунення причин припинення (обмеження) транспортування природного газу, зазначених у пунктах 1 і 2 глави 1 цього розділу;

оплати вартості природного газу згідно з пунктом 14 глави 1 цього розділу;

оплати послуг з його транспортування;

оплати витрат на виконання робіт з припинення (обмеження) та відновлення транспортування природного газу.

(пункт 1 глави 2 розділу X у редакції постанови Національної комісії, що
  здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 25.09.2018 р. N 1079)

2. Відновлення подачі природного газу в точку виходу або відновлення споживання природного газу з точки виходу здійснюється самостійно працівниками суб'єкта, якому було припинено (обмежено) транспортування газу, у дату та час, визначені оператором газотранспортної системи, у присутності його посадової особи, яка складає акт про відновлення транспортування природного газу.

XI. НОМІНАЦІЯ ТА РЕНОМІНАЦІЯ

1. Загальні умови надання номінацій/реномінацій

1. Номінації подаються замовниками послуг транспортування на відповідну добу в розрізі кожної точки входу/виходу.

При цьому природний газ, що перебуває в митному режимі митного складу, може подаватись/відбиратись виключно в точках входу/виходу на міждержавних з'єднаннях та/або точках входу/виходу до/з митного складу газосховища чи групи газосховищ.

(пункт 1 глави 1 розділу XI доповнено новим абзацом другим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580,
у зв'язку з цим абзац другий вважати абзацом третім)

Замовник послуг транспортування, на якого в установленому порядку рішенням Кабінету Міністрів України відповідно до статті 11 Закону України "Про ринок природного газу" покладено спеціальні обов'язки щодо постачання природного газу окремим категоріям споживачів, подає окремі номінації/реномінації в рамках виконання спеціальних обов'язків для кожної точки входу/виходу, з/до якої такий замовник має намір подати/відбирати природний газ у відповідну газову добу.

2. Обсяг природного газу, зазначений у номінації/реномінації, виражається у куб. м та одночасно інформативно в одиницях енергії (кВт·год). При цьому для здійснення операцій на ринку природного газу використовується обсяг, зазначений у номінації/реномінації, виражений у куб. м. Для вираження обсягів у кВт·год використовується середньоарифметичне значення мінімального та максимального значення вищої теплоти згорання (25° C / 20° C), визначених розділом II цього Кодексу, що дорівнює 10,35 кВт·год/куб. м.

3. Номінації/реномінації, що подаються замовником послуг транспортування природного газу, повинні містити таку інформацію:

ідентифікацію точки входу або виходу, з/до якої замовник послуг транспортування має намір подати/відбирати природний газ у відповідну газову добу;

ідентифікацію замовника послуг транспортування природного газу, що надає номінацію/реномінацію на відповідну точку входу та виходу (назва замовника, його ЕІС-код);

ідентифікацію, що номінація/реномінація подається на обсяги природного газу, які заявляються до транспортування з використанням потужностей з обмеженнями;

(пункт 3 глави 1 розділу XI доповнено новим абзацом четвертим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580,
у зв'язку з цим абзаци четвертий - шостий вважати абзацами п'ятим - сьомим)

для точок входу/виходу на міждержавних з'єднаннях - напрямок потоку природного газу; час початку і кінця потоку природного газу, щодо якого надається номінація/реномінація; ідентифікацію контрагента замовника послуг транспортування природного газу, що отримує/передає природний газ у відповідній точці входу або виходу суміжного оператора газотранспортної системи (назва контрагента, його ЕІС-код);

газову добу, до якої належить відповідна номінація/реномінація;

обсяг природного газу, що заявляється до транспортування.

4. Подача природного газу в газотранспортну систему від (через) суміжних газовидобувних підприємств забезпечується за умови подання номінації/реномінації на віртуальну точку входу від суміжного газовидобувного підприємства. На віртуальній точці входу від суміжного газовидобувного підприємства номінацію/реномінацію має право подати лише замовник послуг транспортування природного газу, що є газовидобувним підприємством, на обсяги природного газу власного видобутку, що будуть подані через суміжне газовидобувне підприємство.

5. Подача природного газу газовидобувними підприємствами через підключення до газорозподільної системи забезпечується за умови подання номінації/реномінації на віртуальну точку входу з газорозподільної системи. На віртуальній точці входу з газорозподільної системи номінацію/реномінацію має право подати лише замовник послуг транспортування природного газу, що є газовидобувним підприємством, на обсяги природного газу власного видобутку, що будуть подані через місце підключення до газорозподільної системи. При цьому якщо до/через газовидобувне підприємство, що безпосередньо підключене до газорозподільної системи, підключені інші газовидобувні підприємства, газовидобувне підприємство, що безпосередньо підключене до газорозподільної системи, одночасно з наданням оператору газотранспортної системи номінації/реномінації подає до оператора газорозподільної системи інформацію (за формою цього оператора) про планові обсяги подачі природного газу цими газовидобувними підприємствами через віртуальну точку входу з газорозподільної системи.

6. У випадку якщо обсяг природного газу, визначений у номінації, поданій замовником послуг транспортування, перевищує величину вже розподіленої йому потужності, крім потужностей точок міждержавного з'єднання на гарантованій та/або переривчастій основі, на річний, квартальний та місячний періоди, то вважається, що замовник послуг транспортування на величину перевищення подав заявку на розподіл потужності на добу наперед.

(пункт 6 глави 1 розділу XI у редакції постанов
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580
,
від 11.02.2020 р. N 370)

7. Номінація/реномінація надається через інформаційну платформу оператора газотранспортної системи.

8. Якщо замовник послуг транспортування природного газу не надав номінацію на точку входу/виходу, на яку йому було розподілено потужність на відповідну газову добу, то вважається, що замовником було подано нульову номінацію на відповідну точку входу та/або виходу.

(пункт 8 глави 1 розділу XI із змінами, внесеними згідно з
 
постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 25.09.2018 р. N 1079
,
від 22.04.2019 р. N 580)

9. Номінації можуть бути змінені відповідно до процедури подачі реномінації.

10. У номінаціях/реномінаціях необхідно враховувати зміну часу з літнього на зимовий, а також із зимового на літній.

11. Номінації/реномінації, які подаються замовником послуг транспортування природного газу, повинні враховувати обмеження та припинення постачання/транспортування природного газу, які впроваджуються згідно з положеннями цього Кодексу, Національного плану дій, Правилами про безпеку постачання природного газу, а також інші обмеження, які впроваджуються згідно з чинними нормативно-правовими актами.

У разі отримання оператором газотранспортної системи в установленому законодавством порядку документа уповноваженого органу, яким накладено арешт на природний газ, обсяги якого зазначені в підтверджених номінаціях, такі номінації вважаються анульованими (крім обсягів природного газу, які фактично протранспортовані на дату отримання відповідного документа), про що оператор газотранспортної системи в цей же день інформує відповідного замовника послуг транспортування природного газу.

12. Оператор газорозподільної системи, оператор установки LNG, оператор газосховищ, суміжне газовидобувне підприємство, замовник послуг транспортування природного газу та прямий споживач у порядку, визначеному цим Кодексом, повинні повідомляти оператора газотранспортної системи про відсутність технічної можливості подавати/приймати обсяг природного газу, зазначений у номінаціях для точок входу та/або виходу. Оператор газотранспортної системи повинен негайно поінформувати про це замовників послуг транспортування природного газу. Замовники послуг транспортування природного газу протягом двох годин після одержання вищезазначеної інформації зобов'язані скоригувати номінацію в даній точці та подати оператору газотранспортної системи реномінацію.

Номінації/реномінації повинні враховувати обмеження та припинення транспортування, які впроваджуються згідно з положеннями цього Кодексу, Національного плану дій, а також інші обмеження, які впроваджуються згідно з чинними нормативно-правовими актами.

Оператор газотранспортної системи повинен негайно після прийняття рішення про обмеження/припинення транспортування природного газу проінформувати про це замовників послуг транспортування шляхом надсилання електронного повідомлення.

У разі якщо замовники послуг транспортування не подали оператору газотранспортної системи відповідну реномінацію, оператор газотранспортної системи має право в односторонньому порядку зменшити підтверджений обсяг замовників послуг транспортування з урахуванням пріоритету договірної потужності.

У випадку зменшення підтвердженого обсягу оператор газотранспортної системи повинен оперативно проінформувати відповідних замовників послуг транспортування за допомогою інформаційної платформи або електронною поштою. Таке повідомлення повинно містити таку інформацію:

зазначення точки входу/виходу;

рівень та очікуваний період обмеження;

новий підтверджений обсяг.

Про вжиття заходів, визначених абзацами другим - сьомим цього пункту, оператор газотранспортної системи негайно інформує Регулятора.

13. Обсяги транспортування природного газу, визначені у підтверджених номінаціях/реномінаціях замовників послуг транспортування природного газу, яким надано право користування переривчастою потужністю у точках входу/виходу на міждержавних з'єднаннях, можуть бути зменшені оператором газотранспортної системи в односторонньому порядку у випадку, коли немає вільної потужності для надання таких послуг та/або існує необхідність виконання реномінацій замовників послуг транспортування природного газу, яким надано право користування гарантованою потужністю.

Зменшення повинно здійснюватись у такій послідовності: потужність на добу, місячна потужність, квартальна потужність, річна потужність. У випадку якщо продукти мають однаковий строк, зменшення повинно бути пропорційним обсягам природного газу, вказаним у відповідній номінації. Оператор газотранспортної системи повинен негайно поінформувати про це відповідних замовників послуг транспортування природного газу.

Оператор газотранспортної системи повинен одночасно із підтвердженням реномінації замовнику послуг транспортування природного газу, якому надається послуга з транспортування на гарантованих засадах, проінформувати про зміну номінації/реномінації в односторонньому порядку замовника послуг транспортування природного газу, якому надається послуга транспортування природного газу на переривчастих засадах.

14. Оператор газотранспортної системи проводить перевірку поданих йому номінацій/реномінацій замовника послуг транспортування природного газу на відповідність вимогам, визначеним у цьому розділі.

Відхилення номінації/реномінації замовника послуг транспортування природного газу оператором газотранспортної системи відбувається не пізніше ніж через дві години після настання кінцевого строку подачі номінації та не пізніше ніж через дві години після початку розгляду реномінації та здійснюється через:

відсутність діючого договору транспортування природного газу або порушення його умов;

порушення вимог щодо змісту та/або порядку подання номінації/реномінації;

перевищення номінацією/реномінацією потужності, що розподілена замовнику послуг транспортування природного газу на міждержавних точках, крім випадків потужності з обмеженнями та/або випадків замовлення переривчастої потужності протягом доби на міждержавних з'єднаннях;

(абзац п'ятий пункту 14 глави 1 розділу XI у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

порушення умов (обмежень), визначених главою 8 розділу IX цього Кодексу, та/або порушення пункту 22 цієї глави;

(абзац п'ятий пункту 14 глави 1 розділу XI замінено двома абзацами
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580,
у зв'язку з цим абзаци шостий - чотирнадцятий
 вважати відповідно абзацами сьомим - п'ятнадцятим)

недостатність фінансового забезпечення, визначеного згідно з положеннями глави 2 розділу VIII цього Кодексу;

невиконання вимог чинного законодавства щодо наявності страхового запасу природного газу;

оголошення оператором газотранспортної системи, оператором газорозподільної системи, оператором LNG, оператором газосховищ, суміжним газовидобувним підприємством або прямим споживачем у точках входу або виходу про обмеження, аварію або надзвичайну ситуацію, що робить неможливим надання послуг транспортування природного газу за наданою номінацією;

відсутність, зупинення дії чи анулювання ліцензії на постачання природного газу для замовників послуг транспортування природного газу, які подали номінації/реномінації на точку виходу до прямого споживача та/або точки виходу до газорозподільної системи, за винятком подачі оператором газорозподільної системи номінації/реномінації на точку виходу до газорозподільної системи для покриття об'ємів (обсягів) втрат та виробничо-технологічних витрат природного газу в газорозподільній системі;

(абзац десятий пункту 14 глави 1 розділу XI із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

порушення пунктів 5 та 6 цієї глави;

порушення абзацу третього пункту 1 глави 3 цього розділу;

невиконання вимог чинного законодавства щодо переміщення природного газу через митний кордон України трубопровідним транспортом відповідно до обраного митного режиму;

накладення в установленому законодавством порядку арешту на обсяги, визначені в номінації/реномінації.

Кожній причині відхилення номінації/реномінації замовника послуг транспортування природного газу, визначеній у цьому пункті, оператор газотранспортної системи присвоює відповідний код.

15. Оператор газотранспортної системи не має права відхиляти номінацію та/або реномінацію замовника послуг транспортування природного газу у зв'язку з тим, що планові обсяги подачі природного газу замовником послуг транспортування природного газу відрізняються від його планового обсягу відборів, крім випадку надання замовником номінацій/реномінацій, поданих для використання потужності з обмеженнями.

(пункт 15 глави 1 розділу XI із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

16. У випадку відхилення реномінації оператор газотранспортної системи використовує останній підтверджений замовнику послуг транспортування обсяг природного газу (за наявності).

17. У разі відхилення номінації/реномінації оператор газотранспортної системи надає замовнику послуг транспортування природного газу код причини відхилення. Перелік кодів та їх значень, визначених у пункті 14 цієї глави, оператор газотранспортної системи розміщує на власному веб-сайті.

18. При перевірці номінацій/реномінацій оператор газотранспортної системи враховує пріоритет видів розподіленої потужності на замовників на відповідний період (від найбільшого до найменшого пріоритету):

гарантована потужність;

переривчаста потужність;

потужність з обмеженнями.

(пункт 18 глави 1 розділу XI доповнено абзацом четвертим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580,
у зв'язку з цим абзац четвертий вважати абзацом п'ятим)

Серед потужності одного виду пріоритет надається замовнику, якому розподілена потужність з найбільшим строком: річна, квартальна, місячна, на добу наперед. Потужність одного виду і строку, якщо номінацію на неї з технічних причин задовольнити повністю неможливо, розподіляється пропорційно до заявлених обсягів.

19. Номінація/реномінація, що пройшли процес перевірки, отримують статус підтвердженої номінації.

20. Оператор газотранспортної системи має право змінювати підтверджений обсяг транспортування природного газу (обмежувати та/або припиняти транспортування природного газу) у випадку, коли обсяги відборів замовника послуг транспортування природного газу у точках виходу на міждержавних з'єднаннях перевищують обсяги подач такого замовника у точках входу на міждержавних з'єднаннях на 5 та більше відсотків незалежно від розміру достатнього фінансового забезпечення такого замовника послуг транспортування природного газу.

21. Електронні документи, що надаються оператором газотранспортної системи відповідно до цього розділу, повинні містити його електронний цифровий підпис і на запит замовника послуг транспортування надаються йому у паперовій формі за підписом уповноваженої особи у строк, що не перевищує п'яти робочих днів.

22. Номінації/реномінації на транспортування природного газу з використанням потужностей з обмеженнями надаються виключно на точках входу або виходу, на яких пропонується потужність з обмеженнями.

(главу 1 розділу XI доповнено пунктом 22 згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

2. Процедура подання номінації

1. Замовники послуг транспортування природного газу подають номінацію оператору газотранспортної системи на газову добу (D) не пізніше ніж до 13:00 UTC (15:00 за київським часом) години для зимового періоду та 12:00 UTC (15:00 за київським часом) години для літнього періоду газової доби (D-1). Якщо замовник послуг транспортування природного газу надає більше ніж одну номінацію по одній і тій самій точці входу/виходу у визначений цим пунктом строк, оператор газотранспортної системи розглядає номінацію, яка була одержана останньою.

Оператор газотранспортної системи повинен повідомити замовника послуг транспортування природного газу про підтверджену номінацію транспортування природного газу згідно з номінацією, яка пройшла процес перевірки, до 15:00 UTC (17:00 за київським часом) години для зимового періоду та 14:00 UTC (17:00 за київським часом) години для літнього періоду газової доби (D-1).

2. Номінація може бути надана не раніше ніж за 60 діб до газової доби, до якої така номінація належить. При цьому перевірка відповідності фінансового забезпечення замовника послуг транспортування природного газу вимогам розділу VIII цього Кодексу окремо щодо кожної номінації на газову добу (D) здійснюється оператором газотранспортної системи під час перевірки номінації та у період часу, визначений пунктом 1 цієї глави, протягом газової доби (D-1).

3. У випадку якщо замовник послуг транспортування природного газу не надасть оператору газотранспортної системи номінацію згідно з положеннями пункту 1 цієї глави, вважається підтвердженою номінація для такого замовника послуг транспортування природного газу з обсягами природного газу, що дорівнює нулю відносно замовленої точки входу/виходу. При цьому відповідна потужність точок входу/виходу на міждержавному з'єднанні, яка не була номінована, може бути надана оператором газотранспортної системи іншим замовникам на період однієї газової доби.

4. У випадку відхилення номінації по точці входу/виходу в повному обсязі обсяг природного газу, узгоджений для замовника послуг транспортування природного газу у відповідній точці, становить нуль.

У разі ненадання або відхилення номінації постачальника "останньої надії" по точці виходу до прямих споживачів та до газорозподільних систем узгоджений обсяг для такого замовника послуг транспортування природного газу у відповідній точці становить нуль.

(пункт 4 глави 2 розділу XI доповнено абзацом другим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 23.09.2020 р. N 1752)

5. На точках входу/виходу на міждержавному з'єднанні суміжні оператори газотранспортних систем можуть погодити впровадження попереднього циклу прийняття номінацій, який полягає у такому:

1) замовники послуг транспортування не зобов'язані подавати номінації;

2) замовники послуг транспортування можуть подати номінації операторам газотранспортних систем на газову добу (D) не пізніше 12:00 UTC години для зимового часу чи 11.00 UTC години для літнього часу у газову добу (D-1);

3) оператор газотранспортної системи надсилає повідомлення про визначені обсяги відповідним замовникам послуг транспортування не пізніше 12.30 UTC години для зимового часу чи 11.30 UTC години для літнього часу у газову добу (D-1).

6. За відсутності номінації, поданої замовником послуг транспортування, до кінця строку подання номінацій, визначеного відповідно до положень цієї глави, оператор газотранспортної системи застосовує правило номінації за замовчуванням, погоджене з суміжним оператором газотранспортної системи. Правила номінації за замовчуванням, що застосовуються до точок входу/виходу на міждержавному з'єднанні, повинні бути повідомлені замовникам послуг транспортування оператором газотранспортної системи.

Оператор газотранспортної системи на своєму веб-сайті публікує перелік погоджених точок входу/виходу на міждержавному з'єднанні, на яких застосовується попередній цикл прийняття номінацій, та правила номінації за замовчуванням, що застосовуються до таких точок.

3. Процедура надання реномінації

1. Замовники послуг транспортування природного газу мають право змінити заявлені обсяги на точках входу та/або виходу, визначені в підтвердженій оператором газотранспортної системи номінації, шляхом подання реномінації обсягів транспортування природного газу для окремої газової доби.

На точках входу/виходу з/до газосховищ та точках входу/виходу на міждержавних з'єднаннях транспортування природного газу протягом доби здійснюється рівним погодинним графіком.

Змінам не підлягають обсяги, які були (будуть) протранспортовані/розподілені на підставі підтвердженої номінації до початку зміни обсягів транспортування, визначених реномінацією.

Реномінації обсягів транспортування природного газу для газової доби (D) надаються з 16:00 UTC (18:00 за київським часом) години для зимового періоду та з 15:00 UTC (18:00 за київським часом) для літнього періоду газової доби (D-1) до 02:00 UTC (04:00 за київським часом) години для зимового періоду та 01:00 UTC (04:00 за київським часом) для літнього періоду газової доби (D). Реномінація надається не менше ніж за 3 години до початку зміни обсягів транспортування, які були визначені номінацією.

2. Процедура розгляду реномінації обсягів транспортування природного газу для газової доби розпочинається кожну повну годину та триває 2 години.

Оператор газотранспортної системи розглядає останню реномінацію, одержану перед повною годиною.

3. Оператор газотранспортної системи повідомляє замовника послуг транспортування природного газу, який подав реномінацію, про підтвердження або про відхилення реномінації із зазначенням причин відхилення протягом двох годин від початку процедури розгляду реномінації обсягів транспортування природного газу для газової доби.

4. Оператор газотранспортної системи направляє повідомлення про підтверджені реномінації (із зазначенням обсягів) відповідним замовникам послуг транспортування природного газу протягом двох годин з початку розгляду реномінації. Час початку фактичної зміни підтвердженої номінації (у тому числі зміни потоку) природного газу складає дві години з початку розгляду реномінації, за винятком таких випадків:

відстрочення початку відбувається на запит замовника послуг транспортування природного газу;

оператор газотранспортної системи дозволив більш ранній початок.

5. Будь-яка зміна потоку природного газу відбувається на початку відповідної години.

4. Перевірка відповідності номінацій/реномінацій для точок входу/виходу на міждержавних з'єднаннях

1. Оператор газотранспортної системи проводить перевірку поданих номінацій/реномінацій для точок входу/виходу на міждержавних з'єднаннях на предмет відсутності причин відхилення, передбачених пунктом 14 глави 1 цього розділу, та відповідності номінаціям/реномінаціям, що були подані оператору суміжної газотранспортної системи.

2. Процес перевірки номінацій/реномінацій для точок входу або виходу на міждержавних з'єднаннях повинен проходити відповідно до угод про взаємодію, укладених з оператором іншої газотранспортної системи.

3. Якщо процес перевірки номінацій/реномінацій для точок входу/виходу на міждержавних з'єднаннях виявляє невідповідності в обсягах, застосовується "правило меншого". При цьому оператор газотранспортної системи підтверджує номінацію/реномінацію, що визначає обсяг природного газу, встановлений до рівня меншого обсягу природного газу, зазначеного в номінаціях/реномінаціях.

5. Перевірка відповідності номінацій для точок входу від суміжних газовидобувних підприємств (через мережі яких може передаватися природний газ іншого газовидобувного підприємства чи групи газовидобувних підприємств) та точок виходу до суміжних газовидобувних підприємств

1. Оператор газотранспортної системи проводить перевірку поданих номінацій для точок входу від суміжних газовидобувних підприємств (через мережі яких може передаватися природний газ іншого газовидобувного підприємства чи групи газовидобувних підприємств) та точок виходу до суміжних газовидобувних підприємств на предмет відсутності причин відхилення, передбачених пунктом 14 глави 1 цього розділу.

2. Оператор газотранспортної системи у разі відсутності причин відхилення, передбачених главою 1 цього розділу, до 13:30 UTC (15:30 за київським часом) години для зимового періоду та до 12:30 UTC (15:30 за київським часом) години для літнього періоду газової доби (D-1) направляє суміжному газовидобувному підприємству (а по газовидобувних підприємствах, підключених до/через газорозподільну систему, - відповідному оператору газорозподільної системи) номінації, подані газовидобувними підприємствами, що планують передачу природного газу через систему зазначеного суміжного газовидобувного підприємства (газовидобувного підприємства, безпосередньо підключеного до газорозподільних систем), з метою проведення перевірки технічної можливості та погодження загального обсягу природного газу, що планується для транспортування через точку входу від суміжного газовидобувного підприємства (точку входу з газорозподільної системи).

(абзац перший пункту 2 глави 5 розділу XI із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

Номінації, подані газовидобувними підприємствами на точки входу до газотранспортної системи, через які подається газ тільки їх власного видобутку, на перевірку не направляються.

(пункт 2 глави 5 розділу XI доповнено абзацом другим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

3. Пункт 3 глави 5 розділу розділу XI виключено

(згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580,
у зв'язку з цим пункти 4 - 6 вважати відповідно пунктами 3 - 5)

3. Суміжне газовидобувне підприємство/оператор газорозподільної системи (у випадку подачі номінації на віртуальну точку входу з газорозподільної системи) надсилає оператору газотранспортної системи інформацію про погоджені номінації до 14:15 UTC (16:15 за київським часом) години для зимового періоду та 13:15 UTC (16:15 за київським часом) години для літнього періоду газової доби (D-1).

4. Якщо оператор газотранспортної системи не отримує інформацію щодо погодження номінацій згідно з положенням цієї глави, оператор газотранспортної системи підтверджує номінації пропорційно поданим заявкам.

5. Якщо оператор газотранспортної системи не отримує інформацію про погодження обсягу природного газу, що планується до подачі/відбору замовником послуг транспортування через точку входу/виходу від/до суміжного газовидобувного підприємства, він відхиляє подані номінації.

6. Перевірка відповідності номінації для точок входу з установок LNG, для точок входу/виходу з/до газосховищ та для точок входу/виходу з/до митного складу газосховища чи групи газосховищ

(назва глави 6 розділу XI у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

1. Номінації, подані замовником послуг транспортування природного газу для віртуальних точок входу або точок виходу з/до газосховищ, віртуальних точок входу або точок виходу з/до митного складу газосховищ, віртуальної точки входу з установки LNG, повинні збігатися з відповідними номінаціями, поданими оператору газосховища/оператору установки LNG, включаючи ідентифікацію про те, що номінація/реномінація подається на обсяги газу, які заявляються до транспортування з використанням потужностей з обмеженнями.

(абзац перший пункту 1 глави 6 розділу XI у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

Оператор газотранспортної системи проводить перевірку поданих номінацій для точок входу з установок LNG та для точок входу/виходу до/з газосховищ на предмет відсутності причин відхилення, передбачених пунктом 14 глави 1 цього розділу.

Оператор газотранспортної системи надсилає оператору газосховищ/оператору установки LNG номінації, подані замовником послуг транспортування природного газу, до 13:30 UTC (15:30 за київським часом) години для зимового періоду та 12:30 UTC (15:30 за київським часом) години для літнього періоду газової доби (D-1) з метою перевірки та погодження поданих номінацій.

2. Оператор газосховища/оператор установки LNG надсилає оператору газотранспортної системи інформацію про погоджені номінації до 14:15 UTC (16:15 за київським часом) години для зимового періоду та 13:15 UTC (16:15 за київським часом) години для літнього періоду газової доби (D-1).

3. Якщо процес перевірки відповідності номінацій для віртуальних точок входу або точок виходу з/до газосховищ, віртуальних точок входу або точок виходу з/до митного складу газосховища чи групи газосховищ, віртуальної точки входу з установки LNG виявляє невідповідності в номінаціях, застосовується "правило меншого". При цьому оператор газотранспортної системи підтверджує номінацію, що визначає обсяг природного газу, встановлений до рівня меншого обсягу природного газу, зазначеного в номінаціях.

(пункт 3 глави 6 розділу XI із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

4. Якщо оператор газотранспортної системи не отримує інформацію про погодження обсягу природного газу, що планується до подачі/відбору замовником послуг транспортування для точок входу з установок LNG та для точок входу/виходу до/з газосховищ, він відхиляє подані номінації.

7. Перевірка відповідності реномінації для точок входу від суміжних газовидобувних підприємств, віртуальних точок входу з газорозподільних систем, віртуальних точок входу або віртуальних точок виходу до/з газосховищ, віртуальних точок входу або віртуальних точок виходу до/з митного складу газосховищ та для віртуальної точки входу з установки LNG

(назва глави 7 розділу XI у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

1. У разі подання замовником послуг транспортування природного газу реномінації обсягів природного газу для віртуальних точок входу з газорозподільних систем, для віртуальних точок входу або віртуальних точок виходу з/до газосховищ, для віртуальних точок входу або віртуальних точок виходу з/до митного складу газосховищ, віртуальної точки входу з установки LNG оператор газотранспортної системи надсилає оператору газорозподільної системи, оператору газосховища, оператору установки LNG цю реномінацію протягом 30 хвилин від початку процедури розгляду реномінації.

Реномінації, подані газовидобувними підприємствами, що подають природний газ через систему суміжного газовидобувного підприємства (газовидобувного підприємства, безпосередньо підключеного до газорозподільних систем) та/або через газорозподільні мережі, надсилаються суміжному газовидобувному підприємству, оператору газорозподільної системи протягом 30 хвилин від початку процедури розгляду реномінації.

Реномінації, подані газовидобувними підприємствами на точки входу до газотранспортної системи, через які подається газ тільки їх власного видобутку, на перевірку не направляються.

(пункт 1 глави 7 розділу XI у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

2. Суміжне газовидобувне підприємство, через мережі якого подається газ іншого газовидобувного підприємства, оператор газорозподільної системи, оператор газосховища, оператор установки LNG здійснюють перевірку реномінації та надсилають оператору газотранспортної системи інформацію про результати перевірки реномінації протягом 45 хвилин з часу одержання реномінації від оператора газотранспортної системи.

(пункт 2 глави 7 розділу XI із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

3. Якщо процес перевірки відповідності реномінації для віртуальної точки входу/виходу з/до газосховищ, для віртуальної точки входу/виходу з/до митного складу газосховищ або віртуальної точки входу з установки LNG виявляє невідповідності в реномінаціях, застосовується "правило меншого". При цьому оператор газотранспортної системи підтверджує реномінацію, що визначає обсяг природного газу, встановлений до рівня меншого обсягу природного газу, зазначеного в реномінаціях.

(пункт 3 глави 7 розділу XI із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580)

4. Процес перевірки відповідності реномінації для точок входу від суміжних газовидобувних підприємств, віртуальних точок входу з газорозподільних систем здійснюється відповідно до глави 5 цього розділу.

5. Якщо оператор газотранспортної системи не отримує інформацію про погодження обсягів природного газу, що планується для подачі/відбору через точки входу/виходу від/до суміжних газовидобувних підприємств, точку входу з газорозподільних систем, точки входу/виходу до/з газосховищ та точку входу з установок LNG, він відхиляє подані реномінації.

(розділ XI із змінами, внесеними згідно з постановами
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 10.03.2016 р. N 304,
від 28.04.2017 р. N 615,
у редакції постанови Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 27.12.2017 р. N 1437)

XII. ОБМІН ІНФОРМАЦІЄЮ ПРО ПОДАЧІ ТА ВІДБОРИ ПРИРОДНОГО ГАЗУ ЗАМОВНИКА ПОСЛУГ ТРАНСПОРТУВАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ ТА ВИЗНАЧЕННЯ АЛОКАЦІЙ

1. Загальні положення

1. Оператор газотранспортної системи на підставі інформації про виміряний за газову добу обсяг природного газу та всі його подачі та відбори, яка надається оператором газорозподільної системи, суміжним газовидобувним підприємством, газовидобувним підприємством, підключеним безпосередньо до газорозподільної системи, оператором газосховищ, оператором установки LNG та прямим споживачем, надає кожному замовнику послуг транспортування природного газу інформацію про його подачі та відбори в точках входу/виходу до/з газотранспортної системи за відповідну газову добу (D) в порядку, встановленому цим розділом. Інформація про відбори в точках виходу до газорозподільних систем надається в розрізі споживачів замовника послуг транспортування.

2. Якщо інформація про фактичний обсяг споживання природного газу не може бути отримана щодобово (за відсутністю дистанційної передачі даних комерційного вузла обліку), використовується розрахункове (прогнозоване) значення.

3. Алокація природного газу по кожному замовнику послуг транспортування природного газу, поданих (отриманих) ним у точці входу та відібраних (переданих) у точці виходу за певний період, визначається оператором газотранспортної системи та доводиться ним до відома замовника послуг транспортування природного газу у порядку, визначеному цим Кодексом.

4. Відповідальність за своєчасність, повноту і достовірність інформації, що надається відповідно до цього розділу, несе той суб'єкт, на якого покладається обов'язок щодо надання інформації оператору газотранспортної системи відповідно до цього розділу.

Електронні документи (електронні повідомлення), що надаються оператором газотранспортної системи відповідно до цього розділу, повинні містити його електронний цифровий підпис і на запит замовника послуг транспортування надаються йому у паперовій формі за підписом уповноваженої особи у строк, що не перевищує 5 робочих днів.

5. Інформація про обсяги подач та відборів природного газу, попередня та остаточна алокація визначаються в метрах кубічних та інформативно в одиницях енергії (кВт·год).

2. Прогноз відборів/споживання, що не вимірюються щодобово

1. Не пізніше ніж об 11:00 UTC (13:00 за київським часом) годині для зимового періоду або о 10:00 UTC (13:00 за київським часом) годині для літнього періоду газової доби (D-1) оператор газотранспортної системи надає замовнику послуг транспортування природного газу на газову добу (D) прогноз його відборів/споживання, що не вимірюються щодобово, окремо по кожному з них, у тому числі відборів кожного споживача, постачальником якого є цей замовник послуг транспортування природного газу.

2. У газову добу (D) оператор газотранспортної системи надає замовнику послуг транспортування природного газу щонайменше два оновлення прогнозу відборів, що не вимірюються щодобово.

Перше оновлення надається не пізніше ніж о 13:00 UTC (15:00 за київським часом) годині для зимового періоду або о 12:00 UTC (15:00 за київським часом) годині для літнього періоду газової доби (D).

Друге оновлення надається не пізніше ніж о 17:00 UTC (19:00 за київським часом) годині для зимового періоду або о 16:00 UTC (19:00 за київським часом) годині для літнього періоду газової доби (D).

3. Оператор газотранспортної системи надає замовнику послуг транспортування природного газу прогноз відборів/споживання, що не вимірюються щодобово, та оновлення такого прогнозу на підставі інформації (прогнозу), наданої оператором газорозподільної системи, стосовно споживачів, які знаходяться в його газорозподільній зоні.

4. Оператор газорозподільної системи здійснює прогнозування відборів/споживання у газорозподільній зоні, в якій він здійснює діяльність з розподілу природного газу.

Оператор газорозподільної системи надає оператору газотранспортної системи інформацію, необхідну для надання замовникам послуг транспортування природного газу згідно з цим Кодексом, у тому числі з метою проведення оператором газотранспортної системи процедури алокації.

5. Розрахунок прогнозів відборів/споживання, що не вимірюються щодобово, проводиться оператором газорозподільної системи. При цьому такий розрахунок здійснюється на підставі статистики місячних відборів/споживання за попередні три роки та враховує зміни температури навколишнього природного середовища, профілі споживання, дні тижня, сезон відпусток та інші параметри, що впливають на добовий відбір/споживання.

6. Оператор газорозподільної системи надає оператору газотранспортної системи прогнози відборів/споживання, що не вимірюються щодобово, та оновлення таких прогнозів не пізніше ніж за одну годину до закінчення строку надання такої інформації оператором газотранспортної системи замовникам послуг транспортування природного газу згідно з цією главою.

7. Інформація повинна надаватись оператором газорозподільної системи в електронному вигляді через інформаційну платформу за встановленою оператором газотранспортної системи формою, погодженою Регулятором.

8. Оператор газорозподільної системи щорічно оприлюднює звіт про точність прогнозування відборів/споживання, що не вимірюються щодобово, до 01 березня року, наступного за звітним.

9. У разі порушення оператором газорозподільної системи обов'язків, передбачених цією главою, оператор газотранспортної системи терміново інформує про це Регулятора.

3. Порядок обміну інформацією про подачі та відбори/споживання, що вимірюються протягом доби

1. Оператор газотранспортної системи надає замовнику послуг транспортування природного газу інформацію про його подачі та відбори/споживання природного газу, що вимірюються протягом доби, щодобово окремо по кожному з його споживачів щонайменше два рази на газову добу.

Перше оновлення надається не пізніше 13:00 UTC (15:00 за київським часом) години для зимового періоду або 12:00 UTC (15:00 за київським часом) години для літнього періоду газової доби (D).

Друге оновлення надається не пізніше 17:00 UTC (19:00 за київським часом) години для зимового періоду або 16:00 UTC (19:00 за київським часом) години для літнього періоду газової доби (D).

2. Оператор газорозподільної системи, суміжне газовидобувне підприємство, газовидобувне підприємство, підключене безпосередньо до газорозподільної системи, оператор газосховищ, оператор установки LNG та прямий споживач надають оператору газотранспортної системи інформацію про подачі та відбори/споживання, що вимірюються протягом доби, не пізніше ніж за одну годину до закінчення строку надання такої інформації оператором газотранспортної системи замовникам послуг транспортування природного газу згідно з пунктом 1 цієї глави. При цьому інформація про добові обсяги подач та відборів/споживання, що вимірюються протягом доби, надається оператору газотранспортної системи не пізніше ніж о 08:00 UTC (10:00 за київським часом) годині для зимового періоду або о 07:00 UTC (10:00 за київським часом) годині для літнього періоду після закінчення газової доби (D). Така інформація повинна надаватись в електронному вигляді через інформаційну платформу за встановленою оператором газотранспортної системи формою, погодженою Регулятором.

4. Порядок обміну інформацією про подачі та відбори/споживання по закінченню газової доби

1. Оператор газорозподільної системи, суміжне газовидобувне підприємство, газовидобувне підприємство, підключене безпосередньо до газорозподільної системи, оператор газосховищ, оператор установки LNG та прямий споживач надають оператору газотранспортної системи інформацію про фактичні обсяги подач або відборів/споживання, що вимірюються протягом доби та щодобово, не пізніше ніж за одну годину до закінчення строку надання такої інформації оператором газотранспортної системи замовникам послуг транспортування природного газу згідно з пунктом 1 глави 5 цього розділу.

Якщо газорозподільна система має місце передачі природного газу в/з іншу(ої) газорозподільну(ої) систему(и), оператори відповідних газорозподільних систем подають оператору газотранспортної системи інформацію про фактичний обсяг приймання-передачі природного газу з однієї газорозподільної зони в іншу у строк, визначений абзацом першим цього пункту, в електронному вигляді через інформаційну платформу за встановленою оператором газотранспортної системи формою, погодженою Регулятором.

2. Оператор газорозподільної системи надає оператору газотранспортної системи інформацію про остаточні прогнозовані обсяги відборів/споживання, що не вимірюються щодобово, не пізніше ніж за одну годину до закінчення строку надання такої інформації оператором газотранспортної системи замовникам послуг транспортування природного газу згідно з пунктом 1 глави 5 цього розділу в електронному вигляді через інформаційну платформу за встановленою оператором газотранспортної системи формою, погодженою Регулятором.

3. Отримані згідно з пунктами 1 - 2 цієї глави дані про фактичні та розрахункові відбори та подачі використовуються для проведення попередніх алокацій та розрахунку попереднього обсягу добового небалансу замовників послуг транспортування природного газу.

5. Попередня щодобова алокація подач природного газу замовника послуг транспортування природного газу

1. Оператор газотранспортної системи не пізніше ніж о 15:00 UTC (17:00 за київським часом) годині для зимового періоду або о 14:00 UTC (17:00 за київським часом) годині для літнього періоду газової доби (D+1) здійснює попередню алокацію подач природного газу та надає її кожному замовнику послуг транспортування природного газу за газову добу (D).

2. У точках входу з газосховищ оператор газотранспортної системи визначає алокацію обсягів згідно з даними підтверджених номінацій/реномінацій. При цьому обсяги, визначені в алокації, дорівнюють обсягам, визначеним у підтверджених номінаціях/реномінаціях.

3. У точках входу на міждержавних з'єднаннях оператор газотранспортної системи визначає попередню алокацію обсягів подач замовника послуг транспортування згідно з даними підтверджених номінацій/реномінацій. При цьому обсяги, визначені в попередній алокації, дорівнюють обсягам, визначеним у підтверджених номінаціях/реномінаціях (крім випадків, визначених цим пунктом).

У випадку якщо угодою про взаємодію із суміжним оператором газотранспортної системи передбачено інший порядок визначення алокації, визначення попередньої алокації здійснюється відповідно до такої угоди про взаємодію з урахуванням вимог цього абзацу. При цьому оператор газотранспортної системи на своєму веб-сайті публікує перелік точок входу на міждержавному з'єднанні, на яких попередня алокація здійснюється відповідно до угоди про взаємодію, а також положення угоди про взаємодію, які передбачають порядок визначення алокації.

4. Для здійснення оператором газотранспортної системи алокації в точках входу від суміжних газовидобувних підприємств суміжне газовидобувне підприємство надає оператору газотранспортної системи відповідну інформацію про обсяги подач природного газу (у розрізі газовидобувних підприємств, що подають природний газ до газотранспортної системи в цій точці входу) не пізніше ніж за одну годину до закінчення строку надання такої інформації оператором газотранспортної системи, встановленого пунктом 1 цієї глави, в електронному вигляді через інформаційну платформу за встановленою оператором газотранспортної системи формою, погодженою Регулятором.

Якщо інформація про обсяги подачі природного газу у відповідній точці входу не буде надана оператору газотранспортної системи (у строки, визначені цією главою) для проведення алокації, обсяг природного газу, поданий у відповідних точках входу від газовидобувних підприємств, повинен бути визначений у такому порядку:

якщо обсяг по відповідній точці входу перевищує сумарні підтверджені номінації/реномінації газовидобувних підприємств по цій точці, то оператор газотранспортної системи визначає газовидобувним підприємствам, номінації/реномінації яких були підтверджені по цій точці, обсяг їх підтверджених номінацій/реномінацій, а різниця визначається суміжному газовидобувному підприємству, про що оператор газотранспортної системи інформує замовників послуг транспортування природного газу та суміжне газовидобувне підприємство;

якщо фактичний обсяг по відповідній точці входу не перевищує сумарні підтверджені номінації/реномінації газовидобувних підприємств по цій точці, то оператор газотранспортної системи визначає газовидобувним підприємствам, номінації/реномінації яких були підтверджені по цій точці, обсяг пропорційно їх підтвердженим номінаціям/реномінаціям, про що оператор газотранспортної системи інформує газовидобувні підприємства, для яких по цій точці входу були підтверджені номінації/реномінації.

5. Для здійснення оператором газотранспортної системи алокації в точках входу з газорозподільних систем (місце надходження природного газу від газовидобувного підприємства в точці його підключення до газорозподільної системи, через яку, у тому числі, може передаватися природний газ іншого газовидобувного підприємства чи групи газовидобувних підприємств) оператор газорозподільної системи надає оператору газотранспортної системи відповідну інформацію про обсяги подач природного газу у віртуальній точці входу з газорозподільної системи в розрізі газовидобувних підприємств не пізніше ніж за одну годину до закінчення строку надання такої інформації оператором газотранспортної системи, встановленого пунктом 1 цієї глави, в електронному вигляді через інформаційну платформу за встановленою оператором газотранспортної системи формою, погодженою Регулятором.

При цьому газовидобувне підприємство, що безпосередньо підключене до газорозподільної системи, зобов'язане надати відповідному оператору газорозподільної системи інформацію (за формою цього оператора) щодо фактичного обсягу подачі природного газу у віртуальній точці входу з газорозподільної системи у розрізі підключених до/через нього газовидобувних підприємств не пізніше ніж за три години до закінчення строку надання інформації оператором газотранспортної системи, встановленого пунктом 1 цієї глави, в електронному вигляді.

Якщо інформація про обсяг подачі природного газу через місце підключення газовидобувного підприємства до газорозподільної системи буде відрізнятися від даних комерційного вузла обліку, що обліковує природний газ через зазначене місце підключення, для проведення алокації обсяг подачі природного газу через місце підключення газовидобувного підприємства визначається за даними комерційного вузла обліку, а обсяги, подані газовидобувними підприємствами через зазначене місце підключення, повинні бути визначені в такому порядку:

якщо обсяг подачі природного газу за даними комерційного вузла обліку буде перевищувати обсяг, наданий газовидобувним підприємством, то оператор газорозподільної системи визначає газовидобувним підприємствам (крім безпосередньо підключеного) обсяг їх підтверджених номінацій/реномінацій, а різницю визначає газовидобувному підприємству, що безпосередньо підключене до газорозподільної системи, про що оператор газорозподільної системи його інформує;

якщо обсяг подачі природного газу за даними комерційного вузла обліку буде меншим від даних, наданих газовидобувним підприємством, то оператор газорозподільної системи визначає газовидобувним підприємствам обсяг пропорційно їх підтвердженим номінаціям/реномінаціям, про що оператор газорозподільної системи їх інформує.

6. Попередня щодобова алокація відборів замовника послуг транспортування природного газу

1. Оператор газотранспортної системи не пізніше ніж о 15:00 UTC (17:00 за київським часом) годині для зимового періоду або о 14:00 UTC (17:00 за київським часом) годині для літнього періоду газової доби (D+1) здійснює попередню алокацію відборів природного газу та надає її кожному замовнику послуг транспортування природного газу за газову добу (D).

2. У точках виходу до газосховищ оператор газотранспортної системи визначає алокацію обсягів згідно з даними підтверджених номінацій/реномінацій. При цьому обсяги, визначені в алокації, дорівнюють обсягам, визначеним у підтверджених номінаціях/реномінаціях.

3. У точках виходу на міждержавних з'єднаннях оператор газотранспортної системи визначає попередню алокацію обсягів відборів замовника послуг транспортування згідно з даними підтверджених номінацій/реномінацій. При цьому обсяги, визначені в попередній алокації, дорівнюють обсягам, визначеним у підтверджених номінаціях/реномінаціях (крім випадків, визначених цим пунктом).

У випадку якщо угодою про взаємодію із суміжним оператором газотранспортної системи передбачено інший порядок визначення алокації, визначення попередньої алокації здійснюється відповідно до такої угоди про взаємодію з урахуванням вимог цього абзацу. При цьому оператор газотранспортної системи на своєму веб-сайті публікує перелік точок виходу на міждержавному з'єднанні, на яких попередня алокація здійснюється відповідно до угоди про взаємодію, а також положення угоди про взаємодію, які передбачають порядок визначення алокації.

4. Весь обсяг природного газу, відібраний у точці виходу до газорозподільної системи, підлягає розподілу на відповідних замовників послуг транспортування природного газу шляхом визначення алокації.

Оператор газотранспортної системи визначає попередню щодобову алокацію відборів замовника послуг транспортування природного газу на основі інформації, отриманої згідно з цим розділом, та даних Реєстру споживачів постачальника.

У випадку відбору/споживання, що вимірюється щодобово, для проведення попередньої щодобової алокації використовуються фактичні дані відбору/споживання, отримані на кінець газової доби.

У випадку відбору/споживання, що не вимірюється щодобово, для проведення попередньої щодобової алокації використовуються дані другого оновлення прогнозу відбору/споживання, визначеного згідно з пунктом 2 глави 2 цього розділу.

Якщо обсяг природного газу, переданий до газорозподільної системи (з урахуванням обсягів подачі природного газу газовидобувним підприємством, приєднаним до мереж газорозподільної системи, та перетоку природного газу в суміжну газорозподільну систему), перевищує сумарний обсяг природного газу, що був відібраний споживачами згідно з інформацією про відбори з газорозподільної системи, то вся різниця є відбором відповідного оператора газорозподільної системи.

Якщо обсяг природного газу, переданий до газорозподільної системи (з урахуванням обсягів подачі природного газу газовидобувним підприємством, приєднаним до мереж газорозподільної системи, та перетоку природного газу в суміжну газорозподільну систему), є меншим за сумарний обсяг природного газу, що був відібраний споживачами згідно з інформацією про відбори з газорозподільної системи, то оператор газотранспортної системи пропорційно зменшує остаточний розрахунковий обсяг по відборах, що не вимірюються щодобово, з цієї газорозподільної системи.

5. У точках виходу до прямого споживача оператор газотранспортної системи проводить алокацію всього обсягу природного газу на його діючого постачальника на підставі даних Реєстру споживачів постачальника.

6. Якщо газорозподільна система має місце передачі природного газу в іншу газорозподільну систему (тобто через суміжну газорозподільну систему природний газ передається в іншу газорозподільну систему), оператор газорозподільної системи, якому належить чи в експлуатації якого знаходиться комерційний вузол обліку, надає оператору газотранспортної системи інформацію про фактичний обсяг приймання-передачі природного газу з однієї газорозподільної системи в іншу не пізніше ніж за одну годину до закінчення строку надання такої інформації оператором газотранспортної системи, встановленого пунктом 1 цієї глави.

7. Алокація відборів природного газу споживача можлива тільки на замовника послуг транспортування природного газу, що є діючим постачальником такого споживача згідно з даними Реєстру споживачів постачальника, та відноситься на нього оператором газотранспортної системи до моменту припинення постачання природного газу такому споживачу в установленому порядку, крім випадків, передбачених нижче.

У разі несанкціонованого відбору природного газу споживачем весь відповідний обсяг вноситься в алокацію відповідного оператора газорозподільної системи, а по прямому споживачу - оператора газотранспортної системи.

У разі письмової вимоги замовника послуг транспортування природного газу, що є постачальником, або оператора газотранспортної системи до оператора газорозподільної системи про припинення розподілу природного газу споживачу замовника, яка подається в установленому законодавством порядку, алокація фактичного обсягу споживання природного газу таким споживачем після строку, установленого законодавством на припинення розподілу природного газу такому споживачу, здійснюється на оператора газорозподільної системи.

У разі письмової вимоги замовника послуг транспортування природного газу, що є постачальником, до оператора газотранспортної системи про припинення транспортування природного газу прямому споживачу замовника, яка подається в установленому законодавством порядку, фактичний обсяг споживання природного газу таким прямим споживачем після строку, установленого законодавством на припинення транспортування природного газу такому прямому споживачу, вноситься до алокації оператора газотранспортної системи.

7. Остаточні алокації щодобових подач та відборів замовника послуг транспортування природного газу

1. Остаточна алокація щодобових подач та відборів замовника послуг транспортування природного газу газового місяця (М) здійснюється оператором газотранспортної системи з урахуванням вимог цієї глави.

2. У точках виходу до газорозподільної системи з метою проведення остаточної алокації щодобових відборів/споживання, що не вимірюються щодобово, оператор газорозподільної системи до 08 числа газового місяця (М+1) надає оператору газотранспортної системи інформацію про фактичний місячний відбір/споживання природного газу окремо по кожному споживачу, відбір/споживання якого не вимірюється щодобово. У випадку якщо комерційний вузол обліку обладнаний обчислювачем (коректором) з можливістю встановити за результатами місяця фактичне щодобове споживання природного газу, така інформація додатково надається в розрізі газових днів газового місяця (М).

3. У точках виходу до газорозподільної системи оператор газотранспортної системи здійснює остаточну алокацію щодобових відборів замовника послуг транспортування природного газу з урахуванням інформації про прогнозовані та фактичні обсяги споживання по кожному окремому споживачу замовника послуг транспортування природного газу з урахуванням вимог цієї глави.

4. Остаточна алокація відборів/споживання, що вимірюються щодобово, дорівнює обсягам попередніх добових алокацій, крім випадків зміни режимів нарахування споживачу обсягів у порядку, встановленому Кодексом газорозподільних систем. При зміні режимів нарахування споживачу обсягів за період такої зміни коригування добових обсягів споживання здійснюється відповідно до пункту 6 цієї глави.

5. Остаточна алокація відборів/споживання, що не вимірюються щодобово, за умови здійснення обліку комерційним вузлом обліку, обладнаним обчислювачем (коректором) з можливістю встановити за результатами місяця фактичне щодобове споживання природного газу, а також обсяги остаточних щодобових алокацій по такому споживачу коригуються та дорівнюють фактичному споживанню за відповідну газову добу газового місяця (М) за даними обчислювача (коректора), крім випадків зміни режимів нарахування споживачу обсягів у порядку, встановленому Кодексом газорозподільних систем. При зміні режимів нарахування споживачу обсягів за період такої зміни коригування добових обсягів споживання здійснюється відповідно до пункту 6 цієї глави.

6. У випадку якщо фактичний місячний обсяг відбору/споживання дорівнює сумі попередніх щодобових алокацій за місяць, для відбору/споживання, що не вимірюється щодобово та облік якого здійснюється комерційним вузлом обліку, не обладнаним обчислювачем (коректором), обсяги щодобових остаточних алокацій дорівнюють обсягам, визначеним попередніми щодобовими алокаціями.

У випадку якщо фактичний місячний обсяг відборів/споживання не дорівнює сумі попередніх щодобових алокацій за місяць, для відбору/споживання, що не вимірюється щодобово та облік якого здійснюється комерційним вузлом обліку, не обладнаним обчислювачем (коректором), для визначення щодобових остаточних алокацій відборів приймаються дані скоригованих щодобових алокацій. При цьому попередні щодобові алокації відбору/споживання коригуються на величину D (з урахуванням додатної/від'ємної величини), розмір якої визначається за формулою

D = VDпрогноз ґ (VMфакт / VMпрогноз - 1),

де VDпрогноз - попередня щодобова алокація;

VMфакт - фактичний місячний обсяг споживання/відбору;

VMпрогноз - місячна сума попередніх щодобових алокацій.

Якщо місячна сума щодобових алокацій за даними оператора газорозподільної системи дорівнює нулю, розмір коригування остаточних щодобових алокацій визначається за формулою

D = VMфакт / n,

де n - кількість днів у газовому місяці, у які об'єкт споживача був підключений до газових мереж.

Коригування обсягів добового відбору/споживання не здійснюється щодо днів, протягом яких об'єкт споживача був відключений в установленому порядку від газорозподільної системи.

Коригування обсягів добового відбору/споживання забезпечується оператором газорозподільної системи на інформаційній платформі.

7. Остаточна алокація щодобових подач та відборів природного газу замовника послуг транспортування природного газу по точках входу/виходу до/з газотранспортної системи, крім точки виходу до газорозподільної системи, здійснюється на підставі попередніх щодобових алокацій подач та відборів. При цьому обсяги в остаточній щодобовій алокації дорівнюють обсягам, визначеним у попередній щодобовій алокації.

8. Угода про впровадження оперативного балансового рахунку

1. Оператор газотранспортної системи може укласти угоду про впровадження оперативного балансового рахунку з оператором суміжної газотранспортної системи, оператором газорозподільної системи, суміжним газовидобувним підприємством, оператором установки LNG або оператором газосховища, що мають фізичне з'єднання з газотранспортною системою, для підтримання подачі природного газу на точку входу до газотранспортної системи або відбору з точки виходу з газотранспортної системи. Угода може бути укладена, якщо існують технічні можливості для впровадження такого рахунку.

2. Для точок входу/виходу, стосовно яких укладена угода про впровадження оперативного балансового рахунку, алокацією замовника послуг транспортування природного газу є підтверджена номінація.

3. Список точок, стосовно яких укладена угода про впровадження оперативного балансового рахунку, розміщується на веб-сайті оператора газотранспортної системи.

(розділ XII із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
енергетики та комунальних послуг, від 10.03.2016 р. N 304
,
у редакції
постанов Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 28.04.2017 р. N 615
,
від 27.12.2017 р. N 1437)

9. Угода про алокацію

1. Постачальники зі споживачем, комерційний ВОГ якого віднесено до I категорії (річний обсяг споживання становить більше 3 млн куб. м), мають право укласти угоду про алокацію, предметом якої є розподілення обсягів постачання природного газу на одну точку комерційного обліку, якій присвоєно окремий EIC-код, в одному розрахунковому періоді між замовниками послуг транспортування (постачальниками), які є сторонами угоди про алокацію.

2. Угоди про алокацію реєструються на інформаційній платформі оператора газотранспортної системи. Оператор газотранспортної системи зобов'язаний забезпечити на своїй інформаційній платформі можливість здійснення реєстрації угоди про алокацію.

3. З метою реєстрації на інформаційній платформі угоди про алокацію замовник послуг транспортування (постачальник), який є стороною угоди про алокацію, зобов'язаний внести до інформаційної платформи такі дані:

1) EIC-код споживача та, за наявності, EIC-код його точки комерційного обліку;

2) період постачання природного газу, на який розповсюджується дія алокаційного алгоритму;

3) кількість замовників послуг транспортування (постачальників), які є сторонами угоди про алокацію;

4) власний EIC-код та EIC-коди інших сторін угоди про алокацію;

5) дані алокаційного алгоритму: власну частку та частку кожної зі сторін угоди про алокацію у відсотках від загального об'єму/обсягу добового відбору/споживання природного газу споживачем, що буде відноситись до алокації відборів кожного із замовників послуг транспортування (постачальників) та обліковуватись оператором газотранспортної системи в їх портфоліо балансування.

Внесення таких даних скріплюється електронним цифровим підписом уповноваженої особи замовника послуг транспортування (постачальника), авторизованої на інформаційній платформі.

Період постачання не може перевищувати строк чинності договору транспортування природного газу замовника послуг транспортування (постачальника), який є стороною угоди про алокацію.

У випадку, якщо угода про алокацію передбачає постачання природного газу споживачу одним із замовників послуг транспортування (постачальників), який є стороною угоди про алокацію, у рамках виконання ним спеціальних обов'язків, які в установленому порядку покладені рішенням Кабінету Міністрів України на підставі статті 11 Закону України "Про ринок природного газу", період постачання має бути кратний газовому місяцю.

Оператор газотранспортної системи здійснює перевірку даних для реєстрації угоди про алокацію з моменту внесення даних усіма замовниками послуг транспортування (постачальниками), які є сторонами угоди про алокацію (крім споживача), на інформаційній платформі оператора газотранспортної системи.

4. Якщо дані, внесені кожним із замовників послуг транспортування (постачальників), який є стороною угоди про алокацію, збігаються, сума часток пропорційного розподілення (алокаційний алгоритм) добового відбору/споживання природного газу споживачем дорівнює 100 відсоткам, а інформаційна платформа не виявляє споживача в Реєстрі іншого(-ших) постачальника(-ків) у періоді постачання природного газу, визначеному в угоді про алокацію, оператор газотранспортної системи реєструє угоду про алокацію на інформаційній платформі, а такий споживач включається до Реєстрів споживачів кожного постачальника, який є стороною угоди про алокацію.

5. Якщо дані, внесені кожним із постачальників, який є стороною угоди про алокацію, не збігаються та/або сума часток пропорційного розподілення (алокаційний алгоритм) добового відбору/споживання природного газу споживачем не дорівнює 100 відсоткам, оператор газотранспортної системи відмовляє в реєстрації на інформаційній платформі угоди про алокацію, про що кожному з учасників, які є замовниками послуг транспортування (постачальниками), надсилається відповідне інформаційне повідомлення через інформаційну платформу у строк не пізніше однієї газової доби з моменту внесення даних усіма замовниками послуг транспортування (постачальниками), які є сторонами угоди про алокацію.

6. Якщо дані, внесені кожним із замовників послуг транспортування (постачальників), який є стороною угоди про алокацію, збігаються, сума часток пропорційного розподілення (алокаційний алгоритм) добового відбору/споживання природного газу споживачем дорівнює 100 відсоткам, але інформаційна платформа виявляє споживача в Реєстрі іншого постачальника у періоді постачання природного газу, визначеному в угоді про алокацію, оператор газотранспортної системи призупиняє реєстрацію угоди про алокацію та застосовуються загальні правила про зміну постачальника, передбачені пунктом 4 глави 5 розділу IV цього Кодексу, з урахуванням того, що обмін інформацією здійснюється щодо всіх сторін угоди про алокацію.

У випадку, якщо при реєстрації нової угоди про алокацію інформаційна платформа виявляє, що в ініційований період постачання природного газу споживач вже включений до Реєстрів постачальників, які є сторонами діючої угоди про алокацію, вимоги про вчинення дій щодо підтвердження на інформаційній платформі згоди на перехід споживача до нових постачальників або непогодження на інформаційній платформі переходу споживача до нових постачальників, передбачені пунктом 4 глави 5 розділу IV цього Кодексу, поширюються на кожного діючого постачальника.

При цьому надання згоди на перехід споживача до нових постачальників хоча б однією зі сторін діючої угоди про алокацію є достатньою підставою для здійснення зміни постачальника та дострокового припинення реєстрації діючої угоди про алокацію.

7. Угода про алокацію може бути достроково припинена одним із замовників послуг транспортування (постачальників), який є стороною угоди про алокацію, шляхом надсилання оператору газотранспортної системи через інформаційну платформу повідомлення про припинення участі (відповідно до угоди про алокацію) за умови, що дата припинення угоди про алокацію настане не раніше ніж через п'ять днів (сім днів по споживачу, який належить до підприємств металургійної та хімічної промисловості) після дати ініціювання таких змін на інформаційній платформі.

У такому випадку оператор газотранспортної системи скасовує реєстрацію угоди про алокацію на інформаційній платформі, про що інформує замовників послуг транспортування (постачальників), які є сторонами угоди про алокацію, шляхом надсилання інформаційного повідомлення через інформаційну платформу та вносить відповідні коригування до Реєстрів споживачів постачальників, які є сторонами угоди про алокацію, у частині коригування періоду постачання газу відповідному споживачу.

При цьому такий споживач (відповідна точка комерційного обліку цього споживача, якій присвоєно окремий EIC-код) відображається в інформаційній платформі як такий, що не зареєстрований у Реєстрі споживачів жодного постачальника.

8. У випадку припинення оператором газотранспортної системи надання одному із замовників послуг транспортування (постачальників), який є стороною угоди про алокацію, послуг транспортування природного газу в порядку, встановленому цим Кодексом чи договором транспортування природного газу, оператор газотранспортної системи скасовує реєстрацію угоди про алокацію на інформаційній платформі, про що інформує замовників послуг транспортування (постачальників), які є сторонами угоди про алокацію, шляхом надсилання інформаційного повідомлення через інформаційну платформу та вносить відповідні коригування до Реєстрів споживачів постачальників, що є сторонами угоди про алокацію, у частині коригування періоду постачання газу відповідному споживачу.

При цьому, починаючи з доби скасування реєстрації угоди про алокацію, але не раніше ніж через п'ять днів (сім днів по споживачу, який належить до підприємств металургійної та хімічної промисловості) після її скасування, такий споживач (відповідна точка комерційного обліку споживача, якій присвоєно окремий EIC-код) відображається в інформаційній платформі як такий, що не зареєстрований у Реєстрі споживачів жодного постачальника.

9. У випадку, якщо угода про алокацію передбачає постачання природного газу споживачу одним із замовників послуг транспортування (постачальників), який є стороною угоди про алокацію, у рамках виконання ним спеціальних обов'язків, які в установленому порядку покладені рішенням Кабінету Міністрів України на підставі статті 11 Закону України "Про ринок природного газу", такі сторони угоди про алокацію мають право в період з 8 числа газового місяця (М+1) по 13:00 UTC (15:00 за київським часом) годину для зимового періоду або 12:00 UTC (15:00 за київським часом) годину для літнього періоду до 9 числа газового місяця (М+1) здійснити коригування алокаційного алгоритму за кожну газову добу звітного місяця на інформаційній платформі відповідно до даних фактичного використання споживачем природного газу.

При цьому оператор газотранспортної системи реєструє на інформаційній платформі коригування алокаційного алгоритму, якщо сума часток пропорційного розподілення добового відбору/споживання природного газу споживачем дорівнює 100 відсоткам.

В іншому випадку оператор газотранспортної системи відмовляє в реєстрації відповідних коригувань алокаційного алгоритму.

(розділ XII доповнено главою 9 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 12.04.2019 р. N 558)

XIII. ФІЗИЧНЕ БАЛАНСУВАННЯ

1. Замовник послуг транспортування зобов'язаний подавати та відбирати до/з газотранспортної системи природний газ в обсягах, які виникають на підставі умов укладених договорів постачання природного газу, договору транспортування природного газу, технічної угоди та підтверджених номінацій.

2. Замовники послуг транспортування зобов'язані своєчасно врегульовувати свої небаланси. Оператор газотранспортної системи вчиняє дії з врегулювання добового небалансу виключно з метою підтримання звичайного рівня функціонування газотранспортної системи в разі недотримання замовниками послуг транспортування своїх підтверджених номінацій.

(пункт 2 розділу XIII із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

3. Якщо існує загроза цілісності газотранспортної системи, оператор газотранспортної системи вживає таких заходів:

1) купівлю-продаж природного газу за короткостроковими договорами в точці, в якій відбувається передача природного газу, а в разі відсутності такої можливості - за конкурсною процедурою та за ринковими цінами;

2) регулювання обсягу надходження газу в газотранспортну систему (точки входу та/або виходу) у випадках, передбачених Національним планом дій та цим Кодексом;

3) регулювання обсягу природного газу, який знаходиться в газотранспортній системі;

4) регулювання обсягу природного газу, який зберігається у газосховищах, які знаходяться в управлінні оператора газотранспортної системи.

4. Оператор газотранспортної системи має право зарезервувати частину діючої ємності газосховища, потужності закачування та відбору газосховища, що необхідні для виконання ним обов'язків з балансування системи.

5. Оператор газотранспортної системи до 01 вересня поточного року зобов'язаний надати оператору газосховища заявку про ємність газосховища, потужність відбору та потужність закачування газосховища протягом наступного газового року, що є необхідними для резервування оператором газотранспортної системи з метою забезпечення збалансованості газотранспортної системи.

6. Особливі умови, які стосуються використання оператором газотранспортної системи зарезервованої діючої ємності газосховища, потужності закачування та відбору газосховищ, визначаються договором зберігання природного газу.

7. До ємності газосховища, потужності відбору та закачування газосховища, що були зарезервовані оператором газотранспортної системи, не може бути надано доступ іншим суб'єктам без згоди оператора газотранспортної системи.

8. Технічна угода, що укладається між оператором газосховища та оператором газотранспортної системи, визначає засади управління оператором газотранспортної системи оперативним балансовим рахунком та обсяг природного газу, який може бути взаємно обмінений між вказаними операторами з метою вирівнювання різниць між обсягами, визначеними в номінаціях, і обсягами, фактично направленими до/з газотранспортної системи, а також засади вирівнювання сальдо оперативного балансового рахунку.

9. З метою забезпечення безпечності функціонування та цілісності газотранспортної системи, у тому числі балансування газотранспортної системи, оператор газотранспортної системи управляє потоками природного газу, які закачуються та відбираються до/з газосховища, що є в управлінні оператора газотранспортної системи, а також частиною газосховищ відповідно до пункту 3 цього розділу.

10. Оператор газотранспортної системи для забезпечення власної господарської діяльності (у тому числі для балансування, власних виробничо-технічних потреб, покриття витрат та виробничо-технологічних витрат) придбаває природний газ у власника природного газу (у тому числі у газовидобувного підприємства, оптового продавця, постачальника) на загальних підставах та ринкових умовах.

11. Оператор газотранспортної системи, здійснюючи балансування газотранспортної системи, бере до уваги очікуваний результат від використання тих чи інших заходів балансування з огляду на забезпечення стабільного рівня функціонування газотранспортної системи, а також час, необхідний для їх впровадження.

12. У разі якщо не вистачає інструментів, зазначених у пункті 2 цього розділу, оператор газотранспортної системи може запровадити обмеження у точках входу та виходу згідно з розділом XV цього Кодексу.

XIV. КОМЕРЦІЙНЕ БАЛАНСУВАННЯ

1. Загальні умови

1. Замовники послуг транспортування відповідають за збалансованість своїх портфоліо балансування протягом періоду балансування для мінімізації потреб оператора газотранспортної системи у вчиненні дій із врегулювання небалансів, передбачених цим Кодексом. Періодом балансування є газова доба (D).

(пункт 1 глави 1 розділу XIV у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

2. При розрахунку небалансу замовників послуг транспортування оператор газотранспортної системи враховує всі обсяги природного газу у розрізі кожного замовника послуг транспортування, переданого до газотранспортної системи та відібраного з газотранспортної системи.

Подачі та відбори замовника послуг транспортування, на якого в установленому порядку рішенням Кабінету Міністрів України відповідно до статті 11 Закону України "Про ринок природного газу" покладено спеціальні обов'язки, в межах виконання ним таких спеціальних обов'язків обліковуються оператором газотранспортної системи в окремому портфоліо балансування.

(пункт 2 глави 1 розділу XIV у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

Подачі та відбори замовника послуг транспортування, який здійснює функції постачальника "останньої надії", у межах виконання ним таких функцій обліковуються оператором газотранспортної системи в окремому портфоліо балансування.

(пункт 2 глави 1 розділу XIV доповнено абзацом третім згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 23.09.2020 р. N 1752)

3. Перевищення обсягів відібраного природного газу з газотранспортної системи над обсягами переданого природного газу є негативним небалансом, а перевищення обсягів переданого природного газу над обсягами відібраного природного газу - позитивним небалансом.

4. Оператор газотранспортної системи надсилає замовнику послуг транспортування відомості для визначення статусу небалансу замовника послуг транспортування. Відомості про статус небалансу надаються замовнику послуг транспортування за допомогою інформаційної системи.

5. Інформація про небаланс замовника послуг транспортування надається оператором газотранспортної системи в метрах кубічних та інформативно в одиницях енергії (кВт·год). При цьому розрахунки здійснюються в метрах кубічних.

(главу 1 розділу XIV доповнено пунктом 5 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 28.04.2017 р. N 615
,
пункт 5 глави 1 розділу XIV у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 27.12.2017 р. N 1437)

2. Торгові сповіщення

1. Передача природного газу, поданого в газотранспортну систему, між двома портфоліо балансування замовників послуг транспортування здійснюється шляхом надання оператору газотранспортної системи торгових сповіщень на відчуження чи набуття природного газу, що були надані оператору газотранспортної системи по відношенню до однієї газової доби.

Замовник послуг транспортування має право надавати торгове сповіщення виключно після набуття/відчуження права власності на такий обсяг (об'єм) природного газу за договором купівлі-продажу природного газу (або іншою цивільно-правовою угодою) іншому замовнику послуг транспортування у відповідну газову добу на віртуальну торгову точку.

(пункт 1 глави 2 розділу XIV доповнено абзацом згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 25.09.2018 р. N 1079)

При цьому оператор газотранспортної системи не має права вимагати від замовників послуг транспортування будь-яких підтверджуючих документів набуття/відчуження права власності на такий обсяг (об'єм) природного газу.

(пункт 1 глави 2 розділу XIV доповнено абзацом згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 25.09.2018 р. N 1079)

2. Оператор газотранспортної системи забезпечує функціонування інформаційної платформи, на якій здійснюється опрацювання наданих торгових сповіщень.

3. Замовник послуг транспортування природного газу може надавати торгове сповіщення на газову добу незалежно від надання номінації/реномінації на таку газову добу.

Замовник послуг транспортування природного газу може надавати необмежену кількість торгових сповіщень протягом газової доби (D).

Обробка торгових сповіщень оператором газотранспортної системи здійснюється цілодобово не довше тридцяти хвилин, крім випадку якщо замовником послуг транспортування не визначено інший строк набрання чинності торговим сповіщенням, що дає можливість подовжити термін обробки торгового сповіщення до двох годин.

4. Замовник має право змінити або відкликати надане торгове сповіщення до моменту його підтвердження оператором газотранспортної системи.

5. Торгове сповіщення має містити таку інформацію:

газова доба, коли передаватиметься природний газ;

(пункт 5 глави 2 розділу XIV доповнено новим абзацом другим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 25.09.2018 р. N 1079,
у зв'язку з цим абзаци другий - четвертий
 вважати відповідно абзацами третім - п'ятим)

ідентифікацію відповідних портфоліо балансування замовників послуг транспортування природного газу, між якими відбувається передача природного газу, зокрема реквізити замовників, їх ЕІС-коди;

зазначення чи є це торговим сповіщенням на відчуження чи набуття;

обсяг природного газу, що передається (набувається), виражений у куб. м та одночасно (інформативно) в одиницях енергії (кВт·год).

6. Оператор газотранспортної системи публікує на своєму сайті форму торгових сповіщень.

7. Оператор газотранспортної системи не розглядає торгові сповіщення у таких випадках:

відсутності у замовника послуг транспортування діючого договору транспортування природного газу або неналежних розрахунків за договором транспортування;

при порушенні замовником послуг транспортування вимог щодо змісту торгових сповіщень та/або порядку їх подання, передбаченого Кодексом;

недостатності фінансового забезпечення, визначеного згідно з положеннями глави 2 розділу VIII цього Кодексу.

8. Якщо оператор газотранспортної системи отримує торгові сповіщення на відчуження та на набуття, що збігаються, та якщо обсяги природного газу у сповіщеннях є рівними, то оператор газотранспортної системи погоджує таку передачу природного газу та відносить такі обсяги природного газу на відповідні портфоліо балансування:

як відбір з газотранспортної системи по відношенню до портфоліо балансування замовника послуг транспортування природного газу, що надає торгове сповіщення на відчуження;

як подачу до газотранспортної системи по відношенню до портфоліо балансування замовника послуг транспортування природного газу, що надає торгове сповіщення на набуття.

Передача природного газу здійснюється на віртуальній торговій точці.

У випадку коли обсяги природного газу в парі торгових сповіщень на відчуження та набуття, що збігаються, не є рівними, оператор газотранспортної системи відхиляє обидва сповіщення.

9. Замовник послуг транспортування природного газу за умови попереднього письмового погодження з оператором газотранспортної системи має право доручити третій особі надавати від його імені торгові сповіщення на підставі відповідного договору доручення.

Положення цієї глави застосовуються під час торгів оператором газотранспортної системи на торговій платформі.

3. Балансуючі дії оператора газотранспортної системи

1. Оператор газотранспортної системи здійснює балансуючі дії для:

підтримання тиску в газотранспортній системі з метою виконання вимог цілісності газотранспортної системи та вимог щодо експлуатації газотранспортної системи;

досягнення певної кількості природного газу у газотранспортній системі на кінець доби, що може відрізнятися від кількості, що очікується відповідно до передбачених подач та відборів для такої газової доби, але яка буде сумісна з економічною, ефективною та безпечною експлуатацією газотранспортної системи.

2. Під час здійснення балансуючих дій оператор газотранспортної системи враховує:

власну оцінку попиту на природний газ за газову добу або протягом газової доби, щодо якої здійснюється(-ються) балансуюча(-і) дія(-ї);

інформацію про номінації, алокації та виміряні потоки природного газу;

тиск природного газу в газотранспортній системі.

3. Оператор газотранспортної системи вчиняє балансуючі дії шляхом купівлі та продажу короткострокових стандартизованих продуктів та/або використання послуг балансування.

4. Під час вчинення балансуючих дій оператор газотранспортної системи має дотримуватись таких принципів:

балансуючі дії мають вчинятися на недискримінаційній основі;

балансуючі дії мають ураховувати обов'язки оператора газотранспортної системи щодо економічної та ефективної експлуатації газотранспортної системи.

5. З метою здійснення балансуючих дій оператор газотранспортної системи може в якості контрагента проводити операції на торгових платформах.

6. Оператор газотранспортної системи має право створити та/або використовувати спільну балансуючу платформу для суміжних зон балансування в рамках співпраці з суміжними операторами газотранспортних систем. Якщо впроваджується спільна балансуюча платформа, її експлуатація здійснюється відповідними операторами газотранспортних систем.

4. Вимоги до торгових платформ

1. Для забезпечення функціонування ліквідного ринку природного газу та можливості торгівлі природного газом між учасниками ринку природного газу, для задоволення їх попиту та пропозицій, у тому числі врегулювання їх небалансів протягом газової доби (D), в Україні можуть створюватися відповідні торгові платформи.

Адміністраторами торгових платформ є оператори торгових платформ.

Порядок участі в торгових операціях на торговій платформі визначається правилами роботи торгової платформи, затвердженими оператором торгової платформи, які мають бути розміщені на його веб-сайті та повинні відповідати вимогам цього Кодексу і законодавству України.

Розрахунки за природний газ, відчужений на торговій платформі, можуть здійснюватися шляхом оплати коштів з рахунку умовного зберігання (ескроу), відкритого учаснику торгів (замовнику послуг транспортування або оператору газотранспортної системи), який придбав такий газ. Рахунок умовного зберігання (ескроу) для розрахунків за природний газ, придбаний на торговій платформі, відкривається в банку, визначеному відповідним оператором торгової платформи.

(пункт 1 глави 4 розділу XIV доповнено новим абзацом четвертим
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30.10.2018 р. N 1282,
у зв'язку з цим абзац четвертий вважати абзацом п'ятим)

Для забезпечення належної електронної взаємодії та документообігу між оператором торгової платформи та оператором газотранспортної системи укладається договір про взаємодію.

2. Оператори торгових платформ зобов'язані дотримуватись положень цього Кодексу.

3. Торгова платформа повинна забезпечувати:

достатні можливості протягом газової доби як замовникам послуг транспортування природного газу для торгівлі, так і оператору газотранспортної системи для вчинення належних балансуючих дій шляхом торгівлі відповідними короткостроковими стандартизованими продуктами;

прозорий та недискримінацій доступ до неї;

надання послуг на рівних засадах;

анонімність торгів;

надання детального опису поточних заявок та пропозицій усім учасникам торгів;

надання в установленому порядку інформації про усі торгові операції оператору газотранспортної системи.

Для цілей закупівлі короткострокових стандартизованих продуктів оператор газотранспортної системи може брати участь у торгах на торговій платформі.

4. Торгова платформа повинна забезпечувати можливість ідентифікації угод, які укладені учасниками (хоча б одним із учасників), у разі якщо це передбачено правилами торгової платформи.

Форма узагальненого торгового сповіщення та інструкція щодо способу його передачі розміщуються на сайті оператора газотранспортної системи.

5. За результатами торгів оператор торгової платформи оприлюднює ціну та обсяги купівлі-продажу природного газу для кожної газової доби та інші показники, що можуть використовуватися як орієнтир (індикатор) для укладення правочинів щодо купівлі-продажу природного газу на ринку природного газу.

Оператор торгової платформи зобов'язаний оприлюднювати на власному веб-сайті інформацію про зміни у маржинальній ціні придбання та маржинальній ціні продажу природного газу одразу після кожної торгової угоди.

6. Оператор газотранспортної системи терміново інформує оператора торгової платформи про те, що замовник послуг транспортування втратив право подавати торгове сповіщення відповідно до чинних договорів. У такому випадку право замовника послуг транспортування на участь у торгах на торговій платформі зупиняється, що не перешкоджає оператору торгової платформи вдаватися до інших способів захисту своїх прав відповідно до правил торгової платформи.

7. Оператор газотранспортної системи зобов'язаний протягом десяти робочих днів з дня отримання звернення до нього від оператора торгової платформи надіслати проект договору про взаємодію оператору торгової платформи.

5. Послуги балансування

1. Оператор газотранспортної системи має право закуповувати послуги балансування, якщо короткострокові стандартизовані продукти не можуть задовольнити потреби у підтримці оптимальної роботи газотранспортної системи або за відсутності ліквідності торгівлі короткостроковими стандартизованими продуктами.

2. Для цілей вчинення балансуючих дій із використанням послуг балансування оператор газотранспортної системи, закуповуючи такі послуги балансування, має враховувати:

як послуги балансування підтримуватимуть роботу газотранспортної системи у межах її операційних лімітів;

швидкість надання послуги балансування у порівнянні зі швидкістю надання будь-якого наявного короткострокового стандартизованого продукту;

очікувану вартість закупівлі та використання послуг балансування у порівнянні із очікуваною вартістю використання будь-якого наявного короткострокового стандартизованого продукту;

вимоги до якості природного газу оператора газотранспортної системи;

наскільки закупівля та використання послуг балансування можуть мати вплив на ліквідність короткострокового оптового ринку природного газу.

3. Послуги балансування мають бути закуплені у ринковий спосіб через прозору та недискримінаційну процедуру публічних закупівель відповідно до чинного законодавства.

Положення договору на послуги балансування не повинні обмежувати оператора газотранспортної системи протягом газової доби здійснювати продаж/купівлю короткострокових стандартизованих продуктів.

Строк надання послуги балансування не має перевищувати одного року, якщо інше не погоджене Регулятором.

4. Оператор газотранспортної системи має аналізувати використання ним послуг балансування та здійснювати оцінку можливості задоволення операційних вимог газотранспортної системи короткостроковими стандартизованими продуктами.

5. Оператор газотранспортної системи зобов'язаний оприлюднювати на своєму веб-сайті інформацію про закуплені послуги балансування та понесені відповідні витрати за кожний рік отримання таких послуг. Така інформація оприлюднюється протягом двох місяців з дати закінчення року отримання послуг балансування.

6. Послуга балансування надається оператору газотранспортної системи на умовах відповідного договору про надання послуги балансування.

(пункт 6 глави 5 розділу XIV у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики
 та комунальних послуг, від 26.08.2020 р. N 1611)

6. Обсяг добового небалансу та плата за добовий небаланс

1. Оператор газотранспортної системи розраховує обсяг добового небалансу для кожного портфоліо балансування замовників послуг транспортування природного газу за кожну газову добу як різницю між алокаціями подач природного газу до газотранспортної системи та алокаціями відбору з газотранспортної системи (з урахуванням підтверджених торгових сповіщень).

2. У випадку якщо сума подач природного газу замовника послуг транспортування за газову добу дорівнює сумі відборів природного газу замовника послуг транспортування за цю газову добу, вважається, що у замовника послуг транспортування природного газу відсутній добовий небаланс за цю газову добу.

У випадку якщо сума подач природного газу замовника послуг транспортування природного газу за газову добу не дорівнює сумі відборів природного газу замовника послуг транспортування природного газу за цю газову добу, вважається, що у замовника послуг транспортування природного газу є добовий небаланс і до нього застосовується плата за добовий небаланс.

3. Оператор газотранспортної системи на підставі попередніх алокацій подач та відборів замовника послуг транспортування природного газу (з урахуванням обсягів природного газу, відчужених чи набутих на віртуальній торговій точці) щодобово не пізніше ніж о 15:00 UTC (17:00 за київським часом) годині для зимового періоду або о 14:00 UTC (17:00 за київським часом) годині для літнього періоду після закінчення газової доби (D) надає кожному замовнику послуг транспортування природного газу інформацію про його попередній добовий небаланс та розрахунок попередньої вартості за добовий небаланс.

4. Плата за добовий небаланс має відображати витрати та враховувати вартість вчинення балансуючих дій оператором газотранспортної системи, а також коригування, визначене відповідно до вимог цієї глави.

5. Плата за добовий небаланс має бути відображена окремо в рахунках оператора газотранспортної системи, що виставляються замовнику послуг транспортування природного газу.

6. Плата за добовий небаланс застосовується таким чином:

якщо обсяг добового небалансу замовника послуг транспортування природного газу за газову добу є позитивним, то вважається, що замовник послуг транспортування природного газу на підставі попередньої згоди, наданої на умовах договору на транспортування природного газу, продав оператору газотранспортної системи природний газ в обсязі добового небалансу і, відповідно, має право на отримання грошових коштів від оператора газотранспортної системи у розмірі плати за добовий небаланс;

якщо добовий небаланс замовника послуг транспортування природного газу за газову добу є негативним, то вважається, що замовник послуг транспортування природного газу на підставі попередньої згоди, наданої на умовах договору на транспортування природного газу, придбав природний газ в оператора газотранспортної системи в обсязі добового небалансу та повинен сплатити оператору газотранспортної системи плату за добовий небаланс.

7. Для розрахунку плати за добовий небаланс для кожного замовника послуг транспортування природного газу оператор газотранспортної системи множить остаточний обсяг добового небалансу на ціну, що застосовується відповідно до пунктів 8 - 11 цієї глави. Оператор газотранспортної системи до 08:00 UTC (10:00 за київським часом) години для зимового періоду та 07:00 UTC (10:00 за київським часом) години для літнього періоду газової доби (D+1) оприлюднює на власному веб-сайті остаточні ціни газової доби (D), які визначаються відповідно до пунктів 8 - 11 цієї глави.

(пункт 7 глави 6 розділу XIV у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики
 та комунальних послуг, від 26.08.2020 р. N 1611)

8. Для цілей розрахунку плати за добовий небаланс ціна, що застосовується (крім випадку обсягів небалансу, який виник у рамках виконання спеціальних обов'язків, в установленому порядку покладених Кабінетом Міністрів України на суб'єктів ринку природного газу на підставі статті 11 Закону України "Про ринок природного газу"), визначається як:

маржинальна ціна продажу природного газу, якщо обсяг добового небалансу замовника послуг транспортування природного газу за газову добу є позитивним (тобто коли подачі замовника послуг транспортування природного газу протягом газової доби перевищують його відбори);

маржинальна ціна придбання природного газу, якщо обсяг добового небалансу замовника послуг транспортування природного газу за газову добу є негативним (тобто коли відбори замовника послуг транспортування протягом газової доби перевищують його подачі).

Для цілей розрахунку плати за добовий небаланс замовника послуг транспортування, на якого в установленому порядку рішенням Кабінету Міністрів України відповідно до статті 11 Закону України "Про ринок природного газу" покладені спеціальні обов'язки, щодо обсягів небалансу, який виник у межах виконання таких спеціальних обов'язків, використовується ціна продажу/придбання, що дорівнює:

у випадку продажу природного газу власного видобутку - ціні продажу (відповідно до рішення Кабінету Міністрів України);

у випадку постачання природного газу виробникам теплової енергії - ціні постачання (відповідно до рішення Кабінету Міністрів України);

у випадку постачання природного газу побутовим споживачам та релігійним організаціям - ціні придбання (відповідно до рішення Кабінету Міністрів України) у рамках виконання спеціальних обов'язків (якщо такі спеціальні обов'язки покладені на суб'єктів ринку природного газу).

9. Маржинальна ціна продажу та маржинальна ціна придбання природного газу розраховуються для кожної газової доби таким чином:

1) маржинальна ціна продажу є найменшим з таких значень:

найнижча ціна продажу будь-якого короткострокового стандартизованого продукту, стороною якого є оператор газотранспортної системи, що відноситься до газової доби (D);

середньозважена ціна короткострокових стандартизованих продуктів за газову добу (D), зменшена на величину коригування;

2) маржинальна ціна придбання є найбільшим з таких значень:

найвища ціна придбання будь-якого короткострокового стандартизованого продукту, стороною якого є оператор газотранспортної системи, що відноситься до газової доби (D);

середньозважена ціна короткострокових стандартизованих продуктів за газову добу (D), збільшена на величину коригування.

10. З метою визначення маржинальної ціни продажу, маржинальної ціни придбання й середньозваженої ціни оператором газотранспортної системи використовується інформація про операції, що відбуваються на торговій платформі, вибір якої погоджений Регулятором.

11. У випадку непогодження Регулятором відповідно до пункту 10 цієї глави торгової платформи маржинальна ціна продажу та маржинальна ціна придбання розраховуються для кожної газової доби таким чином:

маржинальна ціна продажу визначається шляхом зменшення вартості природного газу, придбаного/проданого оператором газотранспортної системи внаслідок отримання послуг балансування за цю газову добу, на величину коригування;

(абзац другий пункту 11 глави 6 розділу XIV із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 26.08.2020 р. N 1611)

маржинальна ціна придбання визначається шляхом збільшення вартості природного газу, придбаного/проданого оператором газотранспортної системи внаслідок отримання послуг балансування за цю газову добу, на величину коригування.

(абзац третій пункту 11 глави 6 розділу XIV із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 26.08.2020 р. N 1611)

12. Пункт 12 глави 6 розділу XIV виключено

(згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 26.08.2020 р. N 1611,
у зв'язку з цим пункти 13 - 22 вважати відповідно пунктами 12 - 21)

12. Оператор газотранспортної системи разом з наданням замовникам послуг транспортування інформації про їх добовий небаланс зобов'язаний повідомляти про застосований метод розрахунку маржинальної ціни придбання/продажу.

13. Величина коригування, визначена в пунктах 9 та 11 цієї глави, становить:

1) 10 %:

у випадку позитивного небалансу від 3 % до 5 % (включно) (для операторів газорозподільної системи з метою покриття своїх нормативних та виробничо-технологічних втрат / витрат від 7,5 % до 15 % (включно)) від обсягів природного газу, поданих на точках виходу (за винятком віртуальної торгової точки) до газотранспортної системи у відповідну газову добу;

у випадку негативного небалансу від 3 % до 5 % (включно) (для операторів газорозподільної системи з метою покриття своїх нормативних та виробничо-технологічних втрат / витрат від 7,5 % до 15 % (включно)) від обсягів природного газу, поданих на точках входу (за винятком віртуальної торгової точки) до газотранспортної системи у відповідну газову добу;

2) 20 %:

у випадку позитивного небалансу більше ніж 5 % (для операторів газорозподільної системи з метою покриття своїх нормативних та виробничо-технологічних втрат / витрат більше ніж на 15 %) від обсягів природного газу, поданих на точках виходу (за винятком віртуальної торгової точки) до газотранспортної системи у відповідну газову добу;

у випадку негативного небалансу більше ніж 5 % (для операторів газорозподільної системи з метою покриття своїх нормативних та виробничо-технологічних втрат / витрат більше ніж на 15 %) від обсягів природного газу, поданих на точках входу (за винятком віртуальної торгової точки) до газотранспортної системи у відповідну газову добу.

Розмір величини коригування, який визначається згідно з вимогами цього пункту, застосовується на весь розмір добового небалансу.

(пункт 13 глави 6 розділу XIV у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики
 та комунальних послуг, від 26.08.2020 р. N 1611)

14. Плата за добовий небаланс для замовника послуг транспортування природного газу розраховується без урахування величини коригування, якщо обсяг добового небалансу не перевищує допустиме відхилення. При цьому у випадку визначення маржинальної ціни продажу/придбання відповідно до пункту 9 цієї глави плата за добовий небаланс для замовника послуг транспортування розраховується виходячи із середньозваженої ціни короткострокових стандартизованих продуктів за газову добу (D).

15. У випадку позитивного небалансу допустиме відхилення розраховується щоденно та дорівнює 3 % від обсягів природного газу, поданих на точках виходу (за винятком віртуальної торгової точки) до газотранспортної системи у відповідну газову добу.

(абзац перший пункту 15 глави 6 розділу XIV із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 26.08.2020 р. N 1611)

У випадку негативного небалансу допустиме відхилення розраховується щоденно та дорівнює 3 % від обсягів природного газу, поданих на точках входу (за винятком віртуальної торгової точки) до газотранспортної системи у відповідну газову добу.

(абзац другий пункту 15 глави 6 розділу XIV із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 26.08.2020 р. N 1611)

У випадку якщо попередня щодобова алокація відборів/споживання, що не вимірюються щодобово, відрізняється від остаточної щодобової алокації відборів/споживання, що не вимірюються щодобово, розмір допустимого відхилення збільшується на різницю між попередньою та остаточною алокацією.

У випадку якщо попередня щодобова алокація відбору оператором газорозподільної системи з метою покриття своїх нормативних та виробничо-технологічних втрат / витрат відрізняється від остаточної щодобової алокації такого відбору, розмір допустимого відхилення збільшується на різницю між попередньою та остаточною щодобовою алокацією про обсяги відбору природного газу оператором газорозподільної системи для нормативних та виробничо-технологічних втрат / витрат, але не більше 7,5 % від попередньої щодобової алокації відбору природного газу оператором газорозподільної системи з метою покриття своїх нормативних та виробничо-технологічних втрат / витрат за відповідну газову добу.

(абзац четвертий пункту 15 глави 6 розділу XIV у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики
 та комунальних послуг, від 26.08.2020 р. N 1611)

16. На підставі остаточних алокацій подач та відборів замовника послуг транспортування природного газу оператор газотранспортної системи здійснює розрахунок остаточного обсягу добового небалансу замовника послуг транспортування природного газу за кожну газову добу звітного місяця та визначає його остаточну плату за добовий небаланс за кожну газову добу і сумарно за звітний місяць.

17. Оператор газотранспортної системи до 12 числа газового місяця, наступного за звітним, надає замовнику послуг транспортування природного газу в електронному вигляді через інформаційну платформу інформацію про остаточні щодобові подачі та відбори (у розрізі споживачів замовника послуг транспортування природного газу), обсяги та вартість щодобових небалансів у звітному газовому місяці.

18. У випадку якщо загальна вартість щодобових негативних небалансів протягом звітного газового місяця перевищує загальну вартість щодобових позитивних небалансів протягом звітного газового місяця, оператор газотранспортної системи до 14 числа газового місяця, наступного за звітним, надсилає замовнику послуг транспортування природного газу рахунок на оплату за добовий небаланс (розмір визначається як різниця між загальною вартістю щодобових негативних небалансів протягом звітного газового місяця та загальною вартістю щодобових позитивних небалансів протягом звітного газового місяця). Замовник послуг транспортування природного газу має оплатити рахунок на оплату за добовий небаланс у строк до 20 числа місяця, наступного за звітним.

19. У випадку якщо загальна вартість щодобових позитивних небалансів протягом звітного газового місяця перевищує загальну вартість щодобових негативних небалансів протягом звітного газового місяця, оператор газотранспортної системи до 14 числа газового місяця, наступного за звітним, повідомляє замовника послуг транспортування природного газу про розмір грошових коштів, які підлягають виплаті замовнику (розмір визначається як різниця між загальною вартістю щодобових позитивних небалансів протягом звітного газового місяця та загальною вартістю щодобових негативних небалансів протягом звітного газового місяця). Виплата грошових коштів здійснюється на рахунок замовника послуг транспортування природного газу у строк до 20 числа місяця, наступного за звітним.

За письмовою заявою замовника послуг транспортування природного газу оператор газотранспортної системи може здійснити зарахування плати за добовий небаланс на користь замовника послуг транспортування природного газу в якості попередньої оплати за добовий небаланс наступних періодів.

20. Оператор газотранспортної системи зобов'язаний вести окремий облік доходів та витрат, пов'язаних з вчиненням балансуючих дій.

21. Особливості визначення обсягу добового небалансу замовників послуг транспортування, які є учасниками балансуючої групи, і балансуючої групи загалом, розрахунку плати за добовий небаланс балансуючої групи та порядку її здійснення визначаються главою 7 цього розділу.

(главу 6 розділу XIV доповнено пунктом 21 згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 12.04.2019 р. N 558)

7. Балансуюча група

1. Декілька замовників послуг транспортування мають право об'єднатися в балансуючу групу і визначити одного замовника послуг транспортування між собою як сторону, відповідальну за сплату/отримання плати за добовий небаланс усіх учасників балансуючої групи перед оператором газотранспортної системи (далі - сторона, відповідальна за добовий небаланс групи).

Замовник послуг транспортування по одному портфоліо балансування може бути учасником тільки однієї балансуючої групи, а період його участі в балансуючій групі не може становити менше одного газового місяця та починається з 01 числа газового місяця.

Замовник послуг транспортування, на якого в установленому порядку рішенням Кабінету Міністрів України відповідно до статті 11 Закону України "Про ринок природного газу" покладено спеціальні обов'язки, по окремому портфоліо балансування, створеному в межах виконання ним таких спеціальних обов'язків, має право об'єднатися в балансуючу групу виключно із замовниками послуг транспортування, на яких в установленому порядку рішенням Кабінету Міністрів України відповідно до статті 11 Закону України "Про ринок природного газу" покладено спеціальні обов'язки, по окремому портфоліо балансування, створеному в межах виконання ними таких спеціальних обов'язків.

Умови договору про утворення балансуючої групи поширюються на всі подачі та відбори природного газу до/з газотранспортної системи, що становлять портфоліо балансування замовника послуг транспортування, який є учасником балансуючої групи.

2. Для створення балансуючої групи замовник послуг транспортування, який є стороною, відповідальною за добовий небаланс групи, звертається до оператора газотранспортної системи з заявою щодо створення балансуючої групи відповідно до встановленої форми, оприлюдненої на веб-сайті оператора газотранспортної системи, не пізніше ніж за десять робочих днів до початку газового місяця, в якому балансуюча група повинна бути утворена.

Разом із заявою такий замовник послуг транспортування надає один примірник укладеного договору про утворення балансуючої групи. Договір має бути підписаний усіма учасниками балансуючої групи.

Предметом договору про утворення балансуючої групи є визначення сторони, відповідальної за добовий небаланс групи.

Договір про утворення балансуючої групи повинен містити такі умови, що є істотними та обов'язковими для цього виду договору:

1) місце і дату укладення договору, а також найменування замовників послуг транспортування та їх EIC-коди як суб'єктів ринку природного газу;

2) предмет договору;

3) найменування та EIC-код сторони, відповідальної за добовий небаланс групи;

4) положення про те, що сторона, відповідальна за добовий небаланс групи, уповноважена у відносинах з оператором газотранспортної системи в частині плати за добовий небаланс діяти як комісіонер інших учасників балансуючої групи, які є його комітентами;

5) безвідкличне та безумовне доручення учасників балансуючої групи стороні, відповідальній за добовий небаланс групи, здійснювати від свого імені за результатами кожної газової доби операції з продажу оператору газотранспортної системи обсягу позитивного добового небалансу групи або операції з купівлі в оператора газотранспортної системи обсягу негативного добового небалансу групи із застосуванням маржинальної ціни придбання/продажу, яка визначається відповідно до положень розділу XIV цього Кодексу;

(підпункт 5 пункту 2 глави 7 розділу XIV із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 26.08.2020 р. N 1611)

6) отримання плати за добовий небаланс від оператора газотранспортної системи від свого імені та в інтересах учасників балансуючої групи;

7) безвідкличне та безумовне доручення учасників балансуючої групи на ім'я оператора газотранспортної системи здійснювати стягнення/виплату плати за добовий небаланс усіх учасників балансуючої групи з/на користь сторони, відповідальної за добовий небаланс групи, в інтересах учасників балансуючої групи;

8) безвідкличне та безумовне доручення учасників балансуючої групи стороні, відповідальній за добовий небаланс групи, отримувати плату за добовий небаланс від оператора газотранспортної системи від свого імені та в інтересах учасників балансуючої групи;

9) безвідкличне та безумовне зобов'язання сторони, відповідальної за добовий небаланс групи, здійснювати плату за добовий небаланс від свого імені та в інтересах учасників балансуючої групи оператору газотранспортної системи;

10) строк, на який утворюється балансуюча група, що не може бути меншим за 1 газовий місяць та не може перевищувати найменший з усіх строків дії договорів транспортування природного газу замовників послуг, що є учасниками балансуючої групи;

11) умови припинення договору про утворення балансуючої групи та розпуску балансуючої групи;

12) солідарну відповідальність учасників балансуючої групи перед оператором газотранспортної системи за недотримання умов такого договору, у тому числі за невиконання стороною, відповідальною за добовий небаланс групи, зобов'язань щодо сплати оператору газотранспортної системи плати за добовий небаланс усіх учасників балансуючої групи;

13) відповідальність сторін договору про утворення балансуючої групи за недотримання умов такого договору.

Балансуюча група вважається утвореною з моменту її реєстрації на інформаційній платформі оператора газотранспортної системи та починає діяти з 01 числа місяця, наступного за місяцем реєстрації групи на інформаційній платформі.

3. З метою реєстрації на інформаційній платформі створення балансуючої групи замовники послуг транспортування зобов'язані не пізніше ніж за п'ять робочих днів до початку газового місяця, в якому балансуюча група повинна бути утворена, внести такі дані:

1) власний EIC-код та EIC-коди інших учасників;

2) кількість учасників балансуючої групи;

3) EIC-код сторони, відповідальної за добовий небаланс групи;

4) строк, на який утворюється балансуюча група, що не може бути меншим за 1 газовий місяць та не може перевищувати найменший з усіх строків дії договорів транспортування природного газу замовників послуг, що є учасниками балансуючої групи.

Внесення таких даних скріплюється електронним цифровим підписом уповноваженої особи замовника послуг транспортування, авторизованого на інформаційній платформі.

4. Оператор газотранспортної системи здійснює перевірку даних для реєстрації на інформаційній платформі створення балансуючої групи з моменту внесення даних усіма учасниками балансуючої групи.

Якщо дані, внесені кожним учасником балансуючої групи, у частині кількості учасників балансуючої групи, EIC-коду сторони, відповідальної за добовий небаланс групи, та строку, на який утворюється балансуюча група, збігаються, а оператором газотранспортної системи одержано примірник договору про створення балансуючої групи, підписаний усіма її учасниками, оператор газотранспортної системи здійснює реєстрацію балансуючої групи на інформаційній платформі.

5. Оператор газотранспортної системи відмовляє в реєстрації балансуючої групи у випадку:

неподання заяви про створення балансуючої групи;

неподання примірника договору про утворення балансуючої групи;

невідповідності даних, внесених до інформаційної платформи кожним із замовників послуг транспортування, який є стороною договору про утворення балансуючої групи, змісту наданого договору про утворення балансуючої групи;

порушення хоча б одним із учасників балансуючої групи умов договору транспортування природного газу;

відсутності в договорі про утворення балансуючої групи умов, що є істотними та обов'язковими відповідно до пункту 2 цієї глави.

6. Прийняття до балансуючої групи нового учасника здійснюється шляхом розпуску діючої балансуючої групи та утворення нової балансуючої групи.

7. Якщо замовник послуг транспортування має намір вийти з балансуючої групи, він не пізніше ніж до 25 числа газового місяця подає оператору газотранспортної системи через інформаційну платформу повідомлення про вихід з балансуючої групи.

Вихід з балансуючої групи хоча б одного учасника є підставою для розпуску балансуючої групи та скасування її реєстрації оператором газотранспортної системи на інформаційній платформі. У такому випадку сторона, відповідальна за добовий небаланс групи, має виконати зобов'язання щодо сплати оператору газотранспортної системи плати за добовий небаланс усіх учасників балансуючої групи.

8. Балансуюча група розпускається по закінченню строку, на який вона утворювалася.

Оператор газотранспортної системи має право скасувати реєстрацію балансуючої групи на інформаційній платформі у разі невиконання стороною, відповідальною за добовий небаланс групи, зобов'язань щодо сплати оператору газотранспортної системи плати за добовий небаланс усіх учасників балансуючої групи.

Балансуюча група розпускається в першу добу наступного газового місяця.

Днем розпуску балансуючої групи є день скасування оператором газотранспортної системи її реєстрації на інформаційній платформі.

9. Сторона, відповідальна за добовий небаланс групи, надає оператору газотранспортної системи фінансове забезпечення за всіх учасників балансуючої групи.

Оператор газотранспортної системи здійснює перевірку достатності поданого стороною, відповідальною за добовий небаланс групи, фінансового забезпечення виключно в порядку, визначеному пунктом 1 глави 2 розділу VIII цього Кодексу.

Учасник балансуючої групи, який не є стороною, відповідальною за добовий небаланс групи, звільняється від зобов'язання надавати оператору газотранспортної системи фінансове забезпечення до того моменту, поки він є учасником балансуючої групи. Такий учасник балансуючої групи може діяти виключно в межах розміру достатнього фінансового забезпечення сторони, відповідальної за добовий небаланс групи.

У разі недостатності фінансового забезпечення сторони, відповідальної за добовий небаланс групи, вважається, що у всіх учасників балансуючої групи відсутнє фінансове забезпечення, а оператором газотранспортної системи до всіх учасників балансуючої групи застосовуються заходи в частині зупинення надання послуг транспортування, передбачені цим Кодексом, які є наслідком недостатності фінансового забезпечення.

10. Оператор газотранспортної системи до 12 числа газового місяця, наступного за розрахунковим, надає замовникам послуг транспортування, які є учасниками балансуючої групи, в електронному вигляді через інформаційну платформу інформацію про обсяги добових небалансів кожного учасника балансуючої групи в розрахунковому газовому місяці, обсяги добових небалансів балансуючої групи в розрахунковому газовому місяці, плату за добовий небаланс балансуючої групи в розрахунковому газовому місяці.

11. Надання учасникам балансуючої групи інформації про їх остаточні щодобові подачі та відбори, обсяги добових небалансів протягом розрахункового газового місяця здійснюється в порядку, визначеному главою 6 цього розділу. Інформація про обсяги добових небалансів балансуючої групи доводиться оператором газотранспортної системи до відома замовників послуг тр