РЕГЛАМЕНТ КОМІСІЇ (ЄС) 2017/460

(До Розділу V "Економічне та галузеве співробітництва"
Глава 1. Співробітництво у сфері енергетики, включаючи ядерну енергетику)

РЕГЛАМЕНТ КОМІСІЇ (ЄС) 2017/460
від 16 березня 2017,
яким затверджується мережевий кодекс гармонізованих структур тарифів на послуги транспортування газу

Адаптації зроблені Рішенням Постійної групи високого рівня 2018/07/PHLG-EnC.

Оскільки:

(1) Відповідно до Регламенту (ЄС) № 715/2009 необхідно затвердити мережевий кодекс гармонізованих структур тарифів на послуги транспортування газу і встановити загальноєвропейські правила, що мають на меті сприяння інтеграції ринків, підвищення рівня безпеки постачання та розвитку міждержавного з’єднання газових систем.

(2) Важливим кроком у досягненні цих цілей є підвищення прозорості структури тарифів на послуги транспортування та процедур щодо їх встановлення. Тому, необхідно визначити вимоги до оприлюднення інформації, пов’язаної із визначенням доходів операторів газотранспортної системи та визначенням різних тарифів на послуги транспортування та тарифів, що не пов’язані з послугами транспортування. Ці вимоги повинні сприяти кращому розумінню замовниками послуг транспортування питань встановлення тарифів на послуги транспортування, та тарифів, не пов’язаних із послугами транспортування, а також їх змін, встановлення та можливості змін. Крім того, замовники послуг транспортування повинні мати можливість зрозуміти витрати, що лежать в основі тарифів на послуги транспортування, та передбачити їх обґрунтований розмір. Вимоги щодо прозорості, викладені в цьому Регламенті, також узгоджені із правилом, що викладено в підпункті 3.1.2 (a) Додатку I до Регламенту (ЄС) № 715/2009.

(3) Після впровадження концепції системи входу-виходу відповідно до Регламенту (ЄС) № 715/2009, витрати на послуги транспортування більше безпосередньо не пов’язані з одним визначеним маршрутом, оскільки потужності для точки входу/виходу можуть бронюватись окремо, і замовники послуг транспортування можуть транспортувати газ з будь-якої точки входу до будь-якої точки виходу. У рамках цієї системи оператор газотранспортної системи обирає найбільш ефективний спосіб передачі газу через систему. Отже, для досягнення та забезпечення обґрунтованого рівня відображення та передбачуваності витрат у такій системі, тарифи на послуги транспортування повинні базуватися на методології розрахунку базової ціни із врахуванням спеціальних факторів створення вартості. Мають бути встановлені керівні принципи щодо застосування послідовної та прозорої методології розрахунку базової ціни. Необхідно встановити вимогу щодо проведення консультацій щодо запропонованої методології розрахунку базової ціни. Якщо запропонована методологія розрахунку базової ціни відрізняється від методології розрахунку базової ціни виходячи з відстані зваженої на потужність, остання повинна використовуватися для порівняння з запропонованою методологією розрахунку базової ціни.

(4) З метою уникнення подвійної оплати за послуги транспортування газу з/в газосховищ(а), цей Регламент встановлює понижуючий коефіцієнт, визнаючи загальний внесок у гнучкість системи та безпеку постачання такої інфраструктури. Газосховища прямо приєднанні до газотранспортної системи двох або більше операторів газотранспортної системи в безпосередньо приєднаних системах входу-виходу або одночасно до газотранспортної системи та газорозподільної системи дозволяють транспортувати газ між безпосередньо приєднаними системами. Застосування понижуючого коефіцієнту у точках входу або точках виходу з/в газосховищ(а) у випадках, коли газосховища використовуються для транспортування газу між безпосередньо приєднаними системами, принесе користь замовникам цих послуг транспортування у порівняні з іншими замовниками послуг транспортування, які бронюють потужності без понижуючого коефіцієнту в точках на міждержавних з’єднаннях або використовують газосховища, щоб транспортувати газ в межах однієї системи. Цей Регламент має запроваджувати механізми запобігання такої дискримінації.

(5) З метою забезпечення безпеки постачання, має бути розглянуто застосування понижуючих коефіцієнтів у точках входу з LNG, а також у точках входу/виходу з/в інфраструктури(у), створеної з метою припинення ізоляції газотранспортних систем держав-членів.

(6) Оператори газотранспортної системи в певних системах входу/виходу транспортують значно більший обсяг газу в інші системи, ніж обсяг споживання у власній системі входу/виходу. Отже, методологія розрахунку базової ціни повинна включати в себе гарантії, необхідні для захисту таких зацікавлених споживачів від ризиків, пов’язаних із великими транзитними потоками.

(7) З метою забезпечення стабільності тарифів на послуги транспортування для замовників послуг транспортування, для покращення фінансової стабільності та запобіганню негативного впливу на доходи та рух грошових коштів операторів газотранспортної системи, слід визначити принципи коригування доходів.

(8) Крім цього, повинні бути встановлені правила щодо принципів тарифоутворення для реалізації проєктів нової (збільшеної) потужності на ринкових засадах відповідно до порядку, визначеного у статтях 26-30 Регламенту Комісії (ЄС) 2017/459. У випадку, якщо реалізація проєктів нової (збільшеної) потужності призводить до необґрунтованого рівня перехресного субсидіювання, враховуючи значний ризик, якому піддаватимуться залучені споживачі, цей Регламент повинен запроваджувати механізми для зменшення таких ризиків.

(9) Цей Регламент повинен застосовуватися до тих частин нової інфраструктури, які не було звільнено згідно зі статтею 36 Директиви 2009/73/ЄС Європейського Парламенту та Ради (2) від застосування (2) Статті 41 (6), (8) та (10) цієї Директиви. У випадках, коли специфічні характеристики інтерконекторів визнано на європейському рівні шляхом звільнення від застосування положень Директиви 2009/73/ЄС Європейського Парламенту та Ради відповідно до статті 36 Директиви 2009/73/ЄС або іншими засобами, національні регулятори повинні мати повноваження звільняти від застосування вимог цього Регламенту, для уникнення загрози ефективної роботи таких інтерконекторів.

(10) Положення цього Регламенту не повинні обмежувати застосування правил ЄС та національних правил конкуренції, зокрема щодо заборон на обмежувальні угоди (стаття 101 Договору про функціонування Європейського Союзу) та зловживання домінуючим положенням (стаття 102 Договір про функціонування Європейського Союзу). Гармонізовані структури тарифів на послуги транспортування повинні бути розроблені таким чином, щоб уникнути закриття ринків поставки кінцевому споживачу.

(11) Національним регуляторам та операторам газотранспортної системи слід враховувати найкращі практики та спроби щодо гармонізації процесів впровадження цього Регламенту. Діючи відповідно до статті 7 Регламенту (ЄС) № 713/2009 Європейського Парламенту та Ради (3) Агенція з питань співробітництва енергетичних регуляторів має забезпечити найбільш ефективну реалізацію правил щодо гармонізованих структур тарифів на послуги транспортування газу на території Союзу.

(12) Заходи, передбачені в цьому Регламенті, відповідають висновку Комітету, створеного відповідно до статті 51 Директиви 2009/73/ЄС.

ГЛАВА I
ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ

Стаття 1
Предмет

Цей Регламент затверджує мережевий кодекс гармонізованої структури тарифів на послуги транспортування, включаючи правила застосування методології розрахунку базової ціни, відповідні консультації та вимоги щодо оприлюднення, а також розрахунок стартових цін на стандартні продукти потужності.

Стаття 2
Сфера застосування

1. Цей Регламент застосовується до всіх точок входу та всіх точок виходу з газотранспортних систем, за винятком Глав III, V, VI, статті 28, статті 31(2) та (3) та Глави IX, які застосовуються тільки до точок на міждержавних з’єднаннях. Глави III, V, VI, стаття 28 та Розділ IX застосовуються до точок входу з третіх країн та/або точок виходу до третіх країн, де національний регулятор приймає рішення щодо застосовування Регламенту (ЄС) 2017/459 у цих точках.

2. <…>

Стаття 3
Визначення

Для цілей цього Регламенту застосовуються поняття, визначені в статті 2 Регламенту (ЄС) № 715/2009, статті 3 Регламенту Комісії (ЄС) 2017/459 <…>, статті 2 Регламенту Комісії (ЄС) 2015/703, а також статті 2 Директиви 2009/73/ЄС. Також застосовуються наступні визначення:

(1) базова ціна - це ціна за продукт потужності на гарантованій основі строком на один рік, що застосовується до точок входу/виходу та використовується для встановлення тарифів на послуги транспортування на основі потужності;

(2) методологія розрахунку базової ціни - це методологія, що застосовується до частини доходу від послуг транспортування, що відшкодовується з тарифів на послуги транспортування на основі потужності з метою визначення базових цін;

(3) метод нецінового обмеження - це регуляторний режим, такий як обмеження максимального доходу, норма доходності та режим витрати плюс, за якими необхідний дохід для оператора газотранспортної системи встановлюється відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC;

(4) дохід від послуг, що не пов’язані з транспортуванням - це частина необхідного чи цільового доходу, що відшкодовується тарифами, що не пов’язані з транспортуванням;

(5) регуляторний період - це період часу, на який встановлюються загальні правила для необхідного чи цільового доходу відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC;

(6) дохід від послуг транспортування - це частина необхідного чи цільового доходу, що відшкодовується тарифами на послуги транспортування;

(7) тарифи на послуги транспортування - це плата, що сплачується замовниками послуг транспортування за надані їм послуги транспортування;

(8) використання системи для внутрішніх потреб - це транспортування газу в межах системи вхід/вихід до споживачів, що підключені до цієї системи вхід/вихід;

(9) використання системи для міжсистемних потреб - це транспортування газу в рамках системи вхід/вихід споживачам, що підключені до іншої системи вхід/вихід;

(10) однорідна група точок - це група одного з наступних типів точок: точки входу на міждержавних з’єднаннях, точки виходу на міждержавних з’єднаннях, внутрішні точки входу, внутрішні точки виходу, точки входу з газосховища, точки виходу до газосховища, точки входу з установок LNG, точки виходу до установок LNG та точки входу від газовидобувних підприємств;

(11) необхідний дохід - це сума доходу оператора газотранспортної системи за надання послуг з транспортування та послуг, що не пов’язані з транспортуванням за певний період часу протягом визначеного регуляторного періоду, яку такий оператор газотранспортної системи має право отримати відповідно до методу нецінового обмеження та що встановлюється відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC;

(12) послуги транспортування - це регульовані послуги, що надаються оператором газотранспортної системи в рамках системи вхід-вихід з метою транспортування;

(13) тарифи, що не пов’язані з транспортуванням - це плата, що сплачується замовниками послуг транспортування за надані їм послуги, що не пов’язані з транспортуванням;

(14) цільовий дохід - це сума очікуваного доходу за послуги транспортування, що розраховується відповідно до принципів, визначених у статті 13(1) Регламенту (ЄC) № 715/2009 та очікуваного доходу за послуги, що не пов’язані з наданням послуг транспортування оператором газотранспортної системи протягом визначеного періоду часу за регуляторний період відповідно до методу граничної ціни;

(15) послуги, що не пов’язані з транспортуванням - це регульовані послуги, що не пов’язані з транспортуванням та балансуванням системи, які надаються оператором газотранспортної системи;

(16) мультиплікатор - це коефіцієнт, що застосовується до відповідної базової ціни для розрахунку стартової ціни за нерічний стандартний продукт потужності;

(17) метод граничної ціни - це регуляторний режим, за яким встановлюється максимальний тариф на послуги транспортування на основі цільового доходу відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC;

(18) фактор створення вартості - це ключовий фактор, що визначає діяльність оператора газотранспортної системи, що пов’язаний з витратами цього оператора газотранспортної системи, такий як відстань чи технічна потужність;

(19) кластер точок входу/виходу - це однорідна група точок чи група точок входу чи точок виходу, які знаходяться в безпосередній близькості та розглядаються, як, відповідно, одна точка входу чи одна точка виходу, з метою застосування методології розрахунку базової ціни;

(20) сценарій потоків - це комбінація точки входу та точки виходу, що відповідає використанню газотранспортної системи відповідно до очікуваних моделей пропозицій та попиту та для яких є наявний принаймні один трубопровідний маршрут, що дозволяє транспортувати газ у газотранспортну систему через цю точку входу та з газотранспортної системи через ту точку виходу, незалежно від того, чи потужність вже є заброньована в цій точці входу та точці виходу;

(21) фактор сезонності - це фактор, що відображає зміну попиту протягом року, що може застосовуватися в комбінації з відповідним мультиплікатором;

(22) фіксована ціна - це ціна, що розрахована відповідно до статті 24(b), коли стартова ціна не підлягає будь-яким змінам;

(23) тарифний період - це період протягом якого застосовується певний рівень базової ціни, з мінімальною тривалістю в один рік та максимальною тривалістю, що відповідає регуляторному періоду;

(24) регуляторний рахунок - це рахунок, до якого включаються принаймні недоотримані чи додатково отримані доходи від послуг транспортування відповідно до методу нецінового обмеження;

(25) аукціонна надбавка - це різниця між ціною аукціону та стартовою ціною аукціону;

(26) плаваюча ціна - це ціна, розрахована відповідно до статті 24(a), коли стартова ціна підлягає змінам, таким як уточнення доходу, змінам необхідного доходу чи прогнозованої замовленої потужності.

Стаття 4
Послуги та тарифи на транспортування та послуги та тарифи, що не пов’язані з транспортуванням

1. Послуга вважається послугою транспортування, якщо виконані обидві наступні вимоги:

(a) витрати за такі послуги обумовлені обома факторами створення вартості: технічною або прогнозованою замовленою потужністю та відстанню;

(b) витрати на такі послуги пов’язані з інвестуванням та експлуатацією інфраструктури, включеної в регуляторну базу активів для надання послуг транспортування.

У разі невідповідності жодному з критеріїв, визначених у пунктах (a) та (b), ця послуга може вважатися послугою з транспортування або послугою, що не пов’язана з транспортуванням за умови наявності відповідних висновків періодичних консультацій між оператором(ами) газотранспортної системи або національним регулятором та наявності рішень національного регулятора, прийнятих відповідно до статей 26 та 27 цього Регламенту.

2. Тарифи на послуги транспортування можуть встановлюватися із врахуванням умов продуктів потужності на гарантованій основі.

3. Дохід від послуг транспортування виплачується відповідно до тарифів на послуги транспортування на основі потужності.

Як виняток, за погодженням із національним регулятором, частина доходу від послуг транспортування може отримуватися лише з наступних тарифів на послуги транспортування, які базуються на основі обсягів, що встановлюються незалежно один від одного:

(a) плата на основі потоку, що відповідає наступним критеріям:

(i) стягується для цілей покриття витрат, спричинених переважно обсягами газових потоків;

(ii) розраховується на основі прогнозованих чи історичних потоків (або обох), та встановлюється таким чином, що він є однаковим для всіх точок входу та однаковим для всіх точок виходу;

(iii) виражається в грошовій чи натуральній формі.

(b) додаткова плата для відшкодування доходу, що відповідає всім наступним критеріям:

(i) стягується з метою управління отриманням додаткового чи недоотриманого доходу;

(ii) розраховується на основі прогнозованих чи історичних потоків (або обох);

(iii) застосовується на точках, що не є точками на міждержавному з’єднанні;

(iv) застосовується після оцінки національним регулятором її відповідності витратам та її впливу на перехресне субсидіювання між точками на міждержавному з’єднанні та точками, що не є точками на міждержавному з’єднанні.

4. Дохід за послуги, що не пов’язані з транспортуванням покривається тарифами, що не пов’язані з послугами транспортування, які застосовуються для відповідних послуг, не пов’язаних із транспортуванням. Такі тарифи є наступними:

(a) відображають витрати, є недискримінаційними, об’єктивними та прозорими;

(b) стягуються на користь надавачів відповідної послуги, не пов’язаної з транспортуванням, з метою мінімізації перехресного субсидіювання між замовниками послуг транспортування всередині або/та поза межами Договірних Сторін.

У разі якщо регулятор приймає рішення, що надана послуга, не пов’язана з транспортуванням, приносить користь всім замовника послуг транспортування, витрати на таку послугу стягуються з усіх замовників послуг транспортування.

Стаття 5
Оцінка розподілу витрат

1. Національний регулятор або оператор газотранспортної системи, відповідно до рішення національного регулятора, повинен проводити наступні оцінки та оприлюднювати їх як частину остаточних консультацій, зазначених у статті 26:

(a) оцінка розподілу витрат, що пов’язані з доходами від послуг транспортування, які покриваються тарифами на послуги транспортування на основі потужності, та базується виключно на факторі створення витрат:

(i) технічної потужності; чи

(ii) прогнозованої замовленої потужності; або

(iii) технічної потужності та відстані; або

(iv) прогнозованої договірної потужності та відстані;

(b) оцінка розподілу витрат, що пов’язані з доходами від послуг транспортування, що покривається тарифами на послуги транспортування на основі обсягів, за наявності, та базується виключно на факторі створення витрат:

(i) обсягу газових потоків; або

(ii) обсягу газових потоків та відстані.

2. Оцінки розподілу витрат вказують ступінь перехресного субсидіювання між використанням системи для внутрішніх потреб та для міжсистемних потреб на основі запропонованої методології розрахунку базової ціни.

3. Оцінка розподілу витрат з пункту 1(a) проводиться наступним чином:

(a) дохід від послуг транспортування на основі потужності, який отримується від використання системи для внутрішніх потреб на всіх точках входу та всіх точках виходу ділиться на величину відповідного(их) факторів створення вартості потужності для використання системи для внутрішніх потреб для розрахунку співвідношення використання потужності для внутрішніх потреб, що визначається в грошових одиницях на одиницю виміру, таких як євро за MWh/доба відповідно до наступної формули:

(b) дохід від послуг на транспортування на основі потужності, який має бути отриманий від використання мережі для міжсистемних потреб на всіх точках входу та всіх точках виходу ділиться на величину відповідного(их) факторів створення вартості потужності для використання системи для міжсистемних потреб для розрахунку співвідношення використання потужності всередині системи, що визначається в грошових одиницях на одиницю виміру, таких як євро за MWh/доба відповідно до наступної формули:

де:

(c) індекс порівняння розподілу витрат на потужності між співвідношеннями, про які йдеться у пунктах (a) та (b), що визначається у відсотках та розраховується відповідно до наступної формули:

4. Оцінка розподілу витрат, зазначена у пункті 1(b) проводиться наступним чином:

(a) дохід від послуг транспортування на основі обсягів транспортування, який має бути отриманий від використання системи для внутрішніх потреб на всіх точках входу та всіх точках виходу ділиться на величину відповідного(их) фактору створення вартості на основі обсягів транспортування для використання системи для внутрішніх потреб для розрахунку співвідношення потоків всередині системи, що визначається в грошових одиницях на одиницю виміру, таких як євро за MWh відповідно до наступної формули

де:

(b) дохід від послуг транспортування на основі обсягів, який має бути отриманий від використання системи для міжсистемних потреб на всіх точках входу та всіх точках виходу, ділиться на величину відповідного(их) факторів створення вартості використання системи для міжсистемних потреб з метою розрахунку співвідношення вартості використання системи для міжсистемних потреб на основі обсягів транспортування, що визначається в грошових одиницях на одиницю виміру, таких як євро за MWh відповідно до наступної формули

де:

(c) індекс порівняння розподілу витрат на обсяги транспортування між співвідношеннями, про які йдеться у пунктах (a) та (b), що визначається у відсотках та розраховується відповідно до наступної формули:

5. Дохід від послуг на транспортування, що отримується від використання системи для внутрішніх потреб, визначений в пунктах 3(a) та 4(a) розраховується наступним чином:

(a) обсяг розподіленої потужності чи, відповідно, обсяг транспортування для використання системи для міжсистемних потреб на всіх точках входу вважається такими, що дорівнюють обсягу потужності чи, відповідно, обсягу транспортування для використання системи для міжсистемних потреб на всіх точках виходу;

(b) потужність та, відповідно, обсяги, визначені у пункті (a) цього пункту використовується для розрахунку доходу від послуг транспортування, який має бути отриманим за використання системи для міжсистемних потреб в усіх точках входу;

(c) різниця між загальним доходом від послуг транспортування, який отримується у точках входу, та значенням, яке отримується відповідно до підпункту (b) цього пункту, дорівнює доходу, від послуг транспортування, що отримується від використання системи для використання системи для внутрішніх потреб на точках входу.

6. У разі якщо відстань використовується як фактор створення вартості разом з технічною чи прогнозованою замовленою потужністю чи потоками, має братися відстань середньозважена на потужність чи обсяги транспортування. Якщо результат порівняння індексів розподілу витрат на потужність чи обсяги, зазначені у пункті 3(c) чи пункті 4(c), перевищує 10 відсотків, національний регулятор має надати пояснення такому результату у формі рішення, визначеному у статті 27(4).

ГЛАВА II
МЕТОДОЛОГІЯ РОЗРАХУНКУ БАЗОВОЇ ЦІНИ

Стаття 6
Застосування методології розрахунку базової ціни

1. Методологія розрахунку базової ціни повинна встановлюватися чи затверджуватися національним регулятором відповідно до статті 27. Методологія розрахунку базової ціни, що підлягає застосуванню, повинна враховувати висновки періодичних консультацій, що проводяться відповідно до статті 26 оператором(ами) газотранспортної системи або національним регулятором, згідно з рішенням національного регулятора.

2. Застосування методології розрахунку базової ціни дозволяє визначити базову ціну.

3. Методика розрахунку базової ціни повинна однаково застосовуватись до всіх точок входу/виходу у визначеній системі вхід-вихід з урахуванням винятків, викладених у статтях 10 та 11.

4. Коригування застосування методології розрахунку базової ціни на всіх точках входу та виходу може здійснюватися лише відповідно до статті 9 або внаслідок одного чи кількох з наступних випадків:

(а) порівняльний аналіз, проведений національним регулятором, за яким базова ціна у визначеній точці входу чи виходу коригуються так, щоб отримані значення відповідали конкурентному рівню базових цін;

(b) коригування, що здійснюється оператором(ами) газотранспортної системи або національним регулятором відповідно до рішення національного регулятора, в якому однакова базова ціна застосовується на деяких або всіх точках в межах однорідної групи точок;

(c) коригування, що здійснюється оператором(ами) газотранспортної системи або національним регулятором відповідно до рішення національного регулятора, при якому базові ціни на всіх точках входу та/або всіх точках виходу, коригуються шляхом множення на константу або шляхом додавання або віднімання їх від значень константи.

Стаття 7
Вибір методології розрахунку базової ціни

Методологія розрахунку базової ціни повинна відповідати статті 13 Регламенту (ЄС) № 715/2009 і наступним вимогам. Методика має бути спрямованою на:

(а) надання замовниками послуг транспортування можливості розрахувати базові ціни та зробити їх точний прогноз;

(b) врахування фактичних витрат, пов’язаних з наданням послуг транспортування з урахуванням рівня складності газотранспортної системи;

(c) забезпечення недопущення дискримінації та запобігання неналежному перехресному субсидіюванню, в тому числі з урахуванням оцінок розподілу витрат, викладених у статті 5;

(d) забезпечення того, щоб значний обсяг ризиків, пов’язаних, зокрема, з транспортуванням через систему вхід-вихід, не був покладений на кінцевого споживача в рамках цієї системи вхід-вихід;

(e) забезпечення того, щоб отримані базові ціни не перешкоджали транскордонній торгівлі.

Стаття 8
Методологія розрахунку базової ціни для потужності зваженої на відстань

1. Параметри методології розрахунку базової ціни для потужності зваженої на відстань мають бути наступними:

(a) частина доходу від послуг транспортування, що підлягає відшкодуванню з тарифів на послуги транспортування на основі потужності;

(b) прогнозована замовлена потужність на кожній точці або кластері точок входу та на кожній точці або кластері точок виходу;

(c) якщо точки входу та точки виходу можуть бути об’єднані у відповідному сценарії потоків - найкоротша відстань маршрутів по трубопроводам між точкою або кластером точок входу та точкою або кластером точок виходу;

(d) комбінації точок входу та точок виходу, де деякі точки входу та деякі точки виходу можуть бути об’єднані у відповідному сценарії потоку;

(e) розбивка вхід-вихід, згадана у статті 30(1)(b)(v)(2), становить 50/50.

Якщо точки входу та точки виходу не можуть бути об’єднані в сценарій потоку, ця комбінація точок входу та виходу не враховується.

2. Базові ціни повинні бути визначені в наступних послідовних кроках :

(a) середньозважена відстань для кожної точки або кожного кластеру точок входу та для кожної точки або кожного кластера точок виходу розраховується з урахуванням, у відповідних випадках, комбінацій, зазначених в пункті 1(d), за наступними відповідними формулами:

(i) для точки або кластеру точок входу, як суми продуктів потужності в кожній точці або кластері точок виходу та відстані від цієї точки або кластеру точок входу до кожної точки або кластеру точок виходу, поділені на суму потужностей на кожній точці або кластері точок виходу:

де:

ADEn - середньозважена відстань для точки або кластеру точок входу;

CAPEx - прогнозована замовлена потужність на точці або кластері точок виходу;

DEn,Ex - відстань між визначеною точкою або кластером точок входу та визначеною точкою або кластером точок виходу, зазначеними в пункті 1(c).

(ii) для точки або кластеру точок виходу, як суми продуктів потужності в кожній точці або кластері точок входу та відстані до цієї точки або кластеру точок виходу з кожної точки або кластері точок входу, поділені на суму потужності у кожній точці або у кластері точок входу:

де:

ADEx - середньозважена відстань для точки або кластеру точок виходу;

CAPEn - прогнозована замовлена потужність на точці або кластері точок входу;

DEn,Ex - відстань між визначеною точкою або кластером точок входу та визначеною точкою або кластером точок виходу, зазначеними в пункті 1(c).

вага витрат для кожної точки або кожного кластеру точок входу та для кожної точки або кожного кластера точок виходу розраховується відповідно до таких формул:

де:

Wc,En - вага витрат для визначених точок або для кластеру точок входу;

Wc,Ex - вага витрат для визначених точок або для кластеру точок виходу;

ADEn - середньозважена відстань для точки або кластеру точок входу;

ADEx - середньозважена відстань для точки або кластеру точок виходу;

CAPEn - прогнозована замовлена потужність на точці або кластері точок входу;

CAPEx - прогнозована замовлена потужність на точці або кластері точок виходу;

(c) частина доходів від послуг транспортування, яка підлягає відшкодуванню за рахунок тарифів на послуги транспортування на основі потужності на всіх точках входу, та частина доходів від послуг транспортування, що підлягають відшкодуванню з тарифів на послуги транспортування на основі потужності на всіх точках виходу, ідентифікуються шляхом застосування розбивки вхід-вихід;

(d) частина доходів від послуг транспортування, яка підлягає відшкодуванню за рахунок тарифів на послуги транспортування на основі потужності на кожній точці або кожному кластері точок входу, та для кожної точки або кожного кластера точок виходу, підраховуються відповідно до таких формул:

де:

Wc,En - вага витрат для визначених точок або для кластеру точок входу;

Wc,Ex - вага витрат для визначених точок або для кластеру точок виходу;

REn - є частиною доходів від послуг транспортування газу, яка підлягає відшкодуванню за рахунок тарифів на послуги транспортування на основі потужності в точці або кластері точок входу;

REx - є частиною доходів від послуг транспортування газу, яка підлягає відшкодуванню за рахунок тарифів на послуги транспортування на основі потужності в точці або кластері точок виходу;

(e) отримані значення, визначені у пункті (d), повинні ділитись на прогнозовану замовлену потужність у кожній точці або кожному кластері точок входу та на кожній точці або кожному кластері точок виходу, відповідно до таких формул:

де:

TEn - базова ціна на точці або кожній точці з кластеру точок входу;

TEx - базова ціна на точці або кожній точці з кластеру точок виходу;

CAPEn - прогнозована замовлена потужність в точці або кластері точок входу;

CAPEx - прогнозована замовлена потужність в точці або кластері точок виходу.

Стаття 9
Коригування тарифів на точках входу та виходу з/в газосховищ(а) та точок входу з установок LNG та інфраструктури побудованої з метою припинення ізоляції держав-членів

1. Дисконт, щонайменше, 50 відсотків, застосовується до тарифів на послуги транспортування на основі потужності у точках входу та виходу з/в газосховищ(а), за винятком випадків, коли використовується газосховище, яке підключено до більш ніж однієї газотранспортної або газорозподільної системи для конкурування з точкою на міждержавному з’єднанні.

2. У точках входу з установок LNG, а також у точках входу та виходу з/в інфраструктури, розробленої з метою припинення ізоляції газотранспортних систем Договірних Сторін, дисконт може застосовуватися до відповідних тарифів на послуги транспортування на основі потужності з метою підвищення безпеки постачання.

Стаття 10
Правила щодо системи входу-виходу в межах Договірної Сторони, в якій діє більше ніж один оператор газотранспортної системи

1. Відповідно до статті 6(3), одна і та ж методологія розрахунку базової ціни застосовується спільно усіма операторами газотранспортної системи в рамках системи вхід-вихід в межах Договірної Сторони.

2. Як виняток із пункту 1 та з урахуванням пункту 3, національний регулятор може прийняти рішення:

(a) щодо застосування однакової методології розрахунку базової ціни окремо кожним оператором газотранспортної системи в рамках системи вхід-вихід;

(b) як виняток із статті 6(3) при плануванні об’єднання систем вхід-вихід, на проміжних етапах дозволяється застосування різних методологій розрахунку базової ціни окремо кожним оператором газотранспортної системи в рамках відповідних систем вхід-вихід. Таке рішення повинно визначати термін для застосування проміжних етапів. Національний регулятор або оператори газотранспортної системи, за рішенням національного регулятора, проводять оцінку впливу та аналіз витрат перед тим, як здійснити такі проміжні етапи.

В результаті застосування різних методик розрахунку базової ціни, дохід від послуг на транспортування отриманий операторами газотранспортної системи повинен бути відповідним чином скоригований.

3. Для забезпечення спільного належного застосування однієї і тієї ж методології розрахунку базової ціни, встановлюється ефективний механізм компенсації між операторами газотранспортної системи в межах однієї системи. Рішення, визначене в пункті 2(а) або пункті 2(b), може прийматися, якщо дотримуються такі умови:

(a) ефективний механізм компенсації між операторами газотранспортної системи в межах однієї системи встановлений з метою:

(i) запобігання негативному впливу на доходи відповідних операторів газотранспортної системи;

(ii) уникнення перехресного субсидіювання між використанням системи для внутрішніх потреб та міжсистемних потреб;

(b) таке окреме застосування гарантує відповідність таких витрат тим, що зазнаються ефективним оператором газотранспортної системи.

4. Максимальний період, встановлений у рішенні, що приймається відповідно до пункту 2(a) або, відповідно, до пункту 2(b), повинен бути встановленим не пізніше п’яти років з дати, зазначеної у статті 38(2). Заздалегідь до настання дати, визначеної в цьому рішенні, національний регулятор може прийняти рішення щодо відтермінування цієї дати.

5. Разом із проведенням остаточної консультації відповідно до статті 26, національний регулятор проводить консультацію щодо принципів ефективного механізму компенсації операторам газотранспортної системи в межах однієї системи, визначених у пункті 3, та їх наслідків щодо впливу на рівень тарифів. Механізм компенсації операторам газотранспортної системи в межах однієї системи застосовується відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄС та оприлюднюється разом з отриманими за результатом проведених консультацій відповідями.

6. Стартова ціна, визначена у статті 22(1), розраховується відповідно до зазначеної статті. При застосовуванні пункту 2, проводяться наступні два розрахунки:

(a) розрахунок, зазначений у статті 22(1), здійснюється кожним залученим оператором газотранспортної системи;

(b) середньозважене значення отриманих вартостей, зазначених у пункті (a), обчислюється відповідно до формули, викладеної у статті 22(1)(b) (з відповідними змінами).

7. Остаточна консультація, зазначена у статті 26, проводиться усіма операторами газотранспортної системи спільно або національним регулятором. У разі застосування пункту 2, така консультація проводиться кожним оператором газотранспортної системи окремо або національним регулятором, згідно з рішенням національного регулятора.

8. Інформація, зазначена у статтях 29 та 30, повинна оприлюднюватись в узагальненому вигляді, всіма залученими операторами газотранспортної системи. У разі застосування пункту 2, повинні бути виконані наступні дві дії:

(a) така інформація оприлюднюється індивідуально для кожного залученого оператора газотранспортної системи;

(b) національний регулятор оприлюднює інформацію про розбивку вхід/вихід, зазначену в статті 30(1)(b)(v)(2) для системи вхід-вихід.

Стаття 11
Правила для системи вхід-вихід, що охоплюють більше ніж одну Договірну Сторону або охоплюють Договірну(і) Сторону(ни) та державу(и)-члена(и), в якій діє більше ніж один оператор газотранспортної системи

Однакова методологія розрахунку базової ціни може застосовуватися спільно або окремо або різні методології можуть застосовуватися окремо у разі якщо більше ніж один оператор газотранспортної системи оперує на системі вхід-вихід, охоплюючи більше ніж одну Договірну Сторону або державу-члена.

ГЛАВА III
СТАРТОВІ І ЦІНИ

Стаття 12
Загальні положення

1. Для річних стандартних продуктів потужності на гарантованій основі, в якості стартових цін використовуються базові ціни. Для нерічних стандартних продуктів потужності на гарантованій основі, стартові ціни розраховуються відповідно до цієї глави. Для річних та нерічних стандартних продуктів потужності на переривчастій основі, стартова ціна розраховується відповідно до цієї глави. Рівень мультиплікаторів та сезонних факторів, визначених відповідно до статті 13, та рівень дисконтів для стандартних продуктів потужності на переривчастій основі, визначених у статті 16, може бути різним для різних точок на міждержавному з’єднанні.

2. Якщо тарифний період та газовий рік не співпадають, можуть застосовуватися окремі стартові ціни:

(a) для періоду з 1 жовтня до кінця діючого тарифного періоду; та

(b) для періоду з початку тарифного періоду після діючого тарифного періоду до 30 вересня.

3. Відповідні стартові ціни, що оприлюднюються згідно з статтею 29, є обов’язковими для наступного газового року чи на період після нього у випадку, якщо застосовується фіксована ціна, починаючи після щорічного аукціону річної потужності, за винятком ситуацій, коли:

(a) дисконти на місячні та добові стандартні продукти потужності на переривчастій основі перераховуються протягом тарифного періоду, якщо імовірність переривання, про яку йде мова в статті 16, змінюється більше ніж на двадцять відсотків;

(b) стартова ціна перераховується протягом тарифного періоду при надзвичайних обставинах за настанням яких не перегляд тарифу створюватиме загрозу роботі оператора газотранспортної системи.

Стаття 13
Рівень мультиплікаторів та факторів сезонності

1. Рівень мультиплікаторів повинен бути у межах:

(a) для квартальних та місячних стандартних продуктів потужності, рівень відповідного мультиплікатора повинен бути не менше 1, та не перевищувати 1,5;

(b) для стандартних продуктів на добу наперед та для стандартних продуктів протягом доби, рівень відповідного мультиплікатора повинен бути не менше 1, та не перевищувати 3. У випадках, коли це виправдано, рівень відповідних мультиплікаторів може бути менше 1, проте не менше 0, або перевищувати 3.

2. Якщо застосовуються фактори сезонності, середня арифметична за газовий рік добутку мультиплікатора, що застосовується для відповідного стандартного продукту потужності, та відповідного фактору сезонності має потрапляти у обмеження, що є однаковим для рівня відповідних мультиплікаторів, визначених у пункті 1.

3. До 1 жовтня 2025 року, максимальний рівень мультиплікаторів для стандартних продуктів на добу наперед та для стандартних продуктів протягом доби не має перевищувати 1,5, якщо до 1 жовтня 2023 року Рада Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства надасть рекомендацію <…> щодо зменшення максимального рівня мультиплікаторів до цього рівня. Ця рекомендація має враховувати наступні аспекти, пов’язані з використанням мультиплікаторів та факторів сезонності до та після 31 травня 2021 року:

(a) зміни у динаміці замовлень;

(b) вплив на дохід від послуг на транспортування та його отримання;

(c) різниця між рівнем тарифів на транспортування, що застосовуються для двох послідовних тарифних періодів;

(d) перехресне субсидіювання між замовниками послуг транспортування, що придбали стандартні продукти на річну та нерічну потужність;

(e) вплив на транскордонні потоки.

Стаття 14
Розрахунок стартових цін на нерічні стандартні продукти потужності для потужності на гарантованій основі за відсутності факторів сезонності

Стартові ціни на нерічні стандартні продукти потужності для потужності на гарантованій основі розраховуються наступним чином:

(a) для квартальних, місячних та добових стандартних продуктів потужності відповідно до наступної формули:

де:

Pst - це стартова ціна на відповідний стандартний продукт потужності;

M - це рівень мультиплікатора, що відповідає відповідному стандартному продукту потужності;

T - це базова ціна;

D - це тривалість відповідного стандартного продукту потужності, виражена у кількості газових діб. Для високосних років, формула має бути скоригована, щоб замість цифри 365 враховувалась цифра 366.

(b) для стандартних продуктів потужності протягом доби відповідно до наступної формули:

де:

Pst - це стартова ціна на стандартний продукт потужності протягом доби;

M - це рівень відповідного мультиплікатора;

T - це базова ціна;

H - це тривалість стандартного продукту потужності протягом доби у годинах. Для високосних років, формула має бути скоригована, щоб замість цифри 8760 враховувалась цифра 8784.

Стаття 15
Розрахунок стартових цін на нерічні стандартні продукти потужності для потужності на гарантованій основі із врахуванням факторів сезонності

1. У разі застосовування сезонних факторів, стартові ціни для нерічних стандартних продуктів для потужності на гарантованій основі розраховуються відповідно до формул, визначених у статті 14, що потім помножуються на відповідний фактор сезонності, розрахований згідно з частинами 2-6.

2. Методологія, визначена у пункті 3, базується на прогнозних потоках, окрім випадків, коли потоки газу принаймні протягом одного місяця дорівнюють 0. У цьому випадку методологія базується на прогнозних замовлених потужностях.

3. Для місячних стандартних продуктів потужності для потужності на гарантованій основі, сезонні фактори розраховуються наступними послідовними кроками:

(a) для кожного місяця відповідного газового року, використання газотранспортної системи розраховується на основі прогнозованих потоків чи прогнозованих замовлених потужностей з використанням:

(i) інформації по окремим точкам на міждержавних з’єднаннях, де сезонні фактори розраховуються для кожної точки на міждержавних з’єднаннях;

(ii) інформації по середнім прогнозованим обсягам транспортування чи прогнозованим замовленим потужностям, де фактори сезонності розраховуються для окремих чи всіх точок на міждержавних з’єднаннях.

(b) кінцеві значення, про які йде мова в пункті (a) сумуються;

(c) коефіцієнт використання розраховується шляхом поділу кожного кінцевого значення, про яке йдеться в пункті (a) на кінцеве значення з пункту (b);

(d) кожне з остаточних значень, про які йдеться у пункті (c) повинно бути помножено на 12. Якщо якийсь з результатів дорівнює 0, то ці значення потрібно скоригувати на меншу з наступних величин: 0,1 чи менший з кінцевих результатів, окрім 0;

(e) початковий рівень відповідних факторів сезонності розраховується шляхом підвищення кожного з кінцевих результатів з пункту (d) до тієї ж ступені, що не менша 0, і не більша 2;

(f) розраховується середньоарифметичний добуток кінцевих результатів з пункту (e) та мультиплікатора для місячних стандартних продуктів потужності;

(g) результат значення пункту (f) порівнюється з межами, визначеними в статті 13(1), наступним чином:

(i) якщо це значення знаходиться в цих межах, то рівень сезонних факторів має дорівнювати відповідним кінцевим результатам пункту (e);

(ii) якщо це значення знаходиться поза цими межами, тоді застосовується пункт (h).

(h) рівень факторів сезонності розраховується як добуток відповідних кінцевих результатів з пункту (e) та корегуючого фактору наступним чином:

(i) якщо кінцевий результат пункту (f) перевищує 1,5, корегуючий фактор розраховується як 1,5, що ділиться на цю величину;

(ii) якщо кінцевий результат, про який йдеться у пункті (f) менший за 1, корегуючий фактор розраховується як 1, що ділиться на цю величину.

4. Для стандартних продуктів на добу наперед для потужності на гарантованій основі та стандартних продуктів для потужності на гарантованій основі протягом доби, фактори сезонності розраховуються у порядку, визначеному пунктами 3(f)-(h), з відповідними змінами.

5. Для квартальних стандартних продуктів потужності фактори сезонності розраховуються наступними послідовними діями:

(a) початковий рівень відповідних факторів сезонності розраховується одним з наступних варіантів:

(i) дорівнює середній арифметичній відповідних факторів сезонності, що застосовуються до трьох відповідних місяців;

(ii) є не меншим за найменший та не перевищує найбільший рівень відповідних факторів сезонності, що застосовуються до трьох відповідних місяців.

(b) дії, визначені у пунктах 3(f) - (h) застосовуються з використанням кінцевих значень пункту (a), з відповідними змінами.

6. Для всіх нерічних стандартних продуктів для потужності на гарантованій основі, розрахункові значення з пунктів 3-5 можуть бути округлені у меншу чи більшу сторону.

Стаття 16
Розрахунок стартових цін для стандартних продуктів потужності на переривчастій основі

1. Стартова ціна для стандартних продуктів потужності на переривчастій основі розраховується шляхом помноження стартових цін на відповідні стандартні продукти для потужності на гарантованій основі, як це визначено у статтях 14 та 15, відповідно, на різницю між 100% та рівнем очікуваного дисконту, розрахованому відповідно до пунктів 2 і 3.

2. Очікуваний дисконт розраховується відповідно до наступної формули:

де:

Diex-ante - це рівень очікуваного дисконту;

Фактор Pro - це ймовірність переривання, що встановлюється чи погоджується відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC, як це визначено в статті 28, та стосується типу стандартного продукту потужності на переривчастій основі;

A - це фактор коригування, що встановлюється чи погоджується відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC, як це визначено в статті 28, та застосовується для відображення очікуваної економічної вартості стандартного продукту потужності на переривчастій основі, розрахованого для кожної, окремих чи всіх точок на міждержавних з’єднаннях, і становить значення не менше 1.

3. Фактор Pro, зазначений у пункті 2, розраховується для кожної, окремих чи всіх точок міждержавного з’єднання та для типу стандартного продукту потужності на переривчастій основі, що пропонується, відповідно до наступної формули на основі прогнозованої інформації щодо компонентів цієї формули:

де:

N очікувана кількість переривань протягом часу D;

Dint середня очікувана тривалість переривання у годинах;

D - це загальна тривалість відповідного типу стандартного продукту потужності на переривчастій основі, виражена в годинах;

CAPav.int - це очікуваний середній обсяг потужності на переривчастій основі для кожного переривання, якщо такий обсяг пов’язаний з відповідним типом стандартного продукту потужності на переривчастій основі;

CAP - це загальний обсяг потужності на переривчастій основі за відповідний тип стандартного продукту потужності на переривчастій основі.

4. Як альтернативний варіант застосування очікуваних дисконтів відповідно до пункту 1, національний регулятор може прийняти рішення про застосування ретроспективного дисконту, коли замовники послуг транспортування отримують компенсації після фактичних переривань. Такі ретроспективні дисконти можуть застосовуватися лише у точках на міждержавних з’єднаннях, в яких не було переривання потужності через фізичні перевантаження у попередньому газовому році.

Ретроспективна компенсація за кожен день, у разі якщо відбувалося переривання, дорівнює потрійній резервній ціні на стандартний продукт на добу наперед на потужність на гарантованій основі.

ГЛАВА IV
ПЕРЕГЛЯД ДОХОДУ

Стаття 17
Загальні положення

1. В той час та до тієї міри, коли оператор газотранспортної системи функціонує в рамках методу нецінового обмеження, повинні застосовуватися наступні принципи:

(a) недоотримані чи додатково отримані доходи за послуги транспортування повинні мінімізуватися з урахуванням необхідних інвестицій;

(b) рівень тарифів на послуги транспортування має забезпечувати вчасне отримання доходу від послуг на транспортування оператором газотранспортної системи;

(c) необхідно наскільки це можливо уникати значних невідповідностей між рівнями тарифів на послуги транспортування, що застосовуються для двох послідовних тарифних періодів.

2. В той час та до тієї міри, коли оператор газотранспортної системи функціонує в рамках режиму нецінового обмеження, або застосовується підхід фіксованої ціни, визначений у статті 24(b), не повинен відбуватися перегляд тарифу, та всі ризики пов’язані з недоотриманими чи додатково отриманими доходами покриваються виключно надбавкою за ризик. В таких випадках статті 18, 19(1)-(4) та 20 не застосовуються.

3. Відповідно до вимог щодо проведення періодичних консультацій згідно з статтею 26 та після погодження, отриманого згідно з статтею 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC, дохід від послуг, не пов’язаних із транспортуванням може бути переглянутий відповідно до процедури, визначеній в цій главі.

Стаття 18
Недоотримані та додатково отримані доходи

1. Недоотримані чи додатково отримані доходи за послуги з транспортування дорівнюють:

де:

RA - це фактично отриманий дохід, пов’язаний з наданням послуг транспортування;

R - це дохід від послуг транспортування.

Значення RA та R розраховуються для однакового тарифного періоду, а у випадках, коли створено ефективний механізм компенсації між операторами газотранспортної системи відповідно до статті 10(3), то такий механізм не застосовується.

2. Якщо різниця, порахована відповідно до пункту 1 є позитивною, то вона вказує на додатково отриманий дохід від послуг транспортування. Якщо ця різниця негативна (від’ємна), то це вказує на недоотриманий дохід від послуг транспортування.

Стаття 19
Регуляторний рахунок

1. У регуляторний рахунок має включатися інформація, визначена у статті 18(1) за відповідний тарифний період, та може включатися інша інформація, наприклад, різниця між планованими та фактичними компонентами витрат.

2. Недоотриманий чи додатково отриманий дохід оператора газотранспортної системи за послуги транспортування включається на регуляторний рахунок, у разі незастосування інших правил відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC.

3. У разі застосування механізмів стимулювання продажу потужностей, за умови прийняття рішення відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC, лише частина недоотриманого чи додатково отриманого доходу оператора газотранспортної системи за послуги транспортування включається до регуляторного рахунку. У цьому випадку, залишок має бути збереженим або сплаченим, в визначеному порядку, оператором(у) газотранспортної системи.

4. Кожен оператор газотранспортної системи має використовувати один регуляторний рахунок.

5. За умови прийняття рішення відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC, отримана аукціонна премія, у разі наявності, може включатися до спеціального рахунку, що відрізняється від регуляторного рахунку, згаданого у параграфі 4. Національний регулятор може прийняти рішення щодо використання аукціонної премії для зменшення фізичного перевантаження або, якщо оператор газотранспортної системи функціонує лише відповідно до методу нецінового обмеження, щодо зниження тарифів на послуги транспортування на наступний тарифний період(и), як це визначено у статті 20.

Стаття 20
Перегляд регуляторного рахунку

1. Повний чи частковий перегляд регуляторного рахунку проводиться відповідно до діючої методології розрахунку базової ціни та, додатково до цього, з використанням плати, визначеної у статті 4(3)(b), у разі її застосування.

2. Перегляд регуляторного рахунку проводиться відповідно до правил, впроваджених відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC на відповідний період перегляду, що означає період, за який переглядається регуляторний рахунок, визначений у статті 19.

3. Регуляторний рахунок переглядається з метою відшкодування оператору газотранспортної системи недоотриманого доходу, або повернення замовникам послуг транспортування додатково отриманого доходу.

ГЛАВА V
ВСТАНОВЛЕННЯ ЦІН НА ОБ’ЄДНАНУ ПОТУЖНІСТЬ ТА ПОТУЖНІСТЬ ВІРТУАЛЬНОЇ ТОЧКИ НА МІЖДЕРЖАВНИХ З’ЄДНАННЯ

Стаття 21
Встановлення цін на об’єднану потужність

1. Стартова ціна на продукти об’єднаної потужності дорівнює сумі стартових цін на потужності, що складають такий продукт. Стартові ціни на відповідні потужності входу та виходу встановлюються, якщо продукти об’єднаної потужності пропонуються та розподіляються за допомогою спільної платформи замовлення потужності, визначеній у статті 37 Регламента (ЄС) 2017/459.

2. Дохід від продажу продуктів об’єднаних потужностей, що відповідає стартовій ціні за такий продукт, зараховується відповідному оператору газотранспортної системи наступним чином:

(a) після кожної транзакції на продукти об’єднаної потужності;

(b) пропорційно до стартових цін на потужності такого продукту.

3. Аукціонна премія від продажу продуктів об’єднаних потужностей зараховується відповідно до угоди між відповідними операторами газотранспортної системи, яку має затвердити національний регулятор чи відповідні державні органи не пізніше ніж за три місяці перед початком щорічних аукціонів розподілу потужності. За відсутності такого погодження всіма залученими національними регуляторами, аукціонні премії відповідним операторам газотранспортної системи розподіляються порівну.

4. Якщо точки на міждержавних з’єднаннях з’єднують суміжні системи входу/виходу Договірних Сторін, відповідні національні регулятори направляють угоду, визначену в частині 3, до Ради Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства з метою інформування.

Стаття 22
Встановлення цін для потужності віртуальної точки на міждержавних з’єднаннях

1. Стартова ціна на стандартний продукт необ’єднаної потужності, що пропонується на віртуальній точці на міждержавних з’єднаннях розраховується відповідно до одного з наступних підходів:

(a) розраховується на основі базової ціни, якщо застосована методологія розрахунку базової ціни дозволяє врахувати створену віртуальну точку на міждержавному з’єднанні;

(b) дорівнює середньозваженій стартових цін, якщо таке середнє значення розраховується на основі базових цін для кожної точки на міждержавному з’єднанні, що входить в віртуальну точку, якщо застосована методологія розрахунку базової ціни не дозволяє врахувати створення віртуальної точки на міждержавному з’єднанні, відповідно до формули:

де:

Pst, VIP - це стартова ціна на стандартний продукт необ’єднаної потужності у віртуальній точці на міждержавному з’єднанні;

i - це точка на міждержавному з’єднанні, що входить до віртуальної точки з’єднання;

n - це кількість точок на міждержавних з’єднаннях, що входять у віртуальну точку на міждержавному з’єднанні;

Pst, i - це стартова ціна на певний стандартний продукт необ’єднаної потужності у точці і на міждержавному з’єднаннi;

CAPi - це технічна потужність чи прогнозована замовлена потужність, у точці і на міждержавному з’єднаннi.

2. Стартова ціна на стандартний продукт об’єднаної потужності, яка пропонується у віртуальній точці на міждержавному з’єднанні, розраховується відповідно до статті 21(1).

ГЛАВА VI
КЛІРИНГОВА ЦІНА ТА ЦІНА ДО СПЛАТИ

Стаття 23
Розрахунок клірингової ціни у точках на міждержавних з’єднаннях

Клірингова ціна за відповідний стандартний продукт потужності у точці на міждержавному з’єднанні розраховується відповідно до формули:

де:

Pcl - це клірингова ціна;

PR,au - це стартова ціна за стандартний продукт потужності, що застосовується, та яка оприлюднюється, коли цей продукт пропонується на аукціоні;

AP - аукціонна премія, у разі наявності.

Стаття 24
Розрахунок ціни до сплати у точках на міждержавних з’єднаннях

Ціна до сплати за певний стандартний продукт потужності у точці на міждержавному з’єднанні розраховується відповідно до однієї з наступних формул:

(a) коли застосовується підхід змінної ціни до сплати:

де:

Pflo - це змінна ціна до сплати;

PR,flo - це стартова ціна за стандартний продукт потужності, що застосовується на час використання продукту;

AP аукціонна премія, у разі наявності

(b) коли застосовується підхід фіксованої ціни до сплати:

де:

Pfix - це фіксована ціна до сплати;

PR,y - це стартова ціна річного стандартного продукту потужності, що застосовується, та яка публікується на час виставлення продукту на аукціон;

IND - це співвідношення між обраним індексом на час використання та тим самим індексом на час, коди продукт пропонувався на аукціон;

RP - це надбавка за ризик, що відображає переваги наявності достовірності рівня тарифу на послуги транспортування, водночас така надбавка не має бути менше 0;

AP - аукціонна премія, у разі наявності.

Стаття 25
Підходи до умов визначення ціни до сплати

1. В той час та до тієї міри, коли оператор газотранспортної системи функціонує в рамках методу нецінового обмеження, застосовуються наступні підходи до визначення ціни до сплати:

(a) для випадків, коли пропонується лише існуюча потужність:

(i) пропонується підхід змінної ціни до сплати;

(ii) підхід фіксованої ціни до сплати не дозволяється.

(b) для нової(збільшеної) потужності та існуючої потужності, що пропонуються на одному аукціоні чи при застосуванні одного механізму розподілу потужності:

(i) може бути запропонований підхід змінної ціни до сплати;

(ii) підхід фіксованої ціни до сплати може бути запропонований, якщо виконуються одна з наступних умов:

(1) застосовується альтернативний механізм розподілу, визначений у статті 30 Регламенту (ЄС) 2017/459;

(2) проєкт включений до списку Проєктів Енергетичного Співтовариства або Проєктів Спільного Інтересу Енергетичного Співтовариства, визначеного у статті 3 Регламенту (ЄС) № 347/2013, як прийнято та адаптовано Рішенням Ради Міністрів Енергетичного Співтовариства 2015/09/MC-EnC.

2. В той час та до тієї міри, коли оператор газотранспортної системи функціонує в рамках режиму цінового обмеження, можуть застосовуватися підходи змінної ціни до сплати та/або фіксованої ціни до сплати.

ГЛАВА VII
КОНСУЛЬТАЦІЙНІ ВИМОГИ

Стаття 26
Періодична консультація

1. Одна або декілька консультацій проводяться національним регулятором або оператором(ами) газотранспортної системи, залежно від рішення національного регулятора. Наскільки це є можливим та з метою підвищення ефективності процесу консультацій, консультаційний документ повинен бути опублікований англійською мовою. Остання консультація до прийняття рішення, зазначеного у статті 27(4), повинна відповідати вимогам, викладеним у цій статті та статті 27, і включати таку інформацію:

(а) опис запропонованої методології розрахунку базової ціни, а також наступні пункти:

(і) орієнтовна інформація, зазначена у статті 30(1)(a), в тому числі:

(1) обґрунтування використаних параметрів, які пов’язані з технічними характеристиками системи;

(2) відповідну інформацію про відповідні значення таких параметрів та застосовані припущення.

(ii) розмір запропонованих коригувань для тарифів на послуги транспортування на основі потужності відповідно до статті 9;

(iii) орієнтовні базові ціни для консультацій;

(iv) результати, компоненти та деталі цих компонентів для оцінок розподілу витрат, зазначених у статті 5;

(v) оцінка запропонованої методології базової ціни відповідно до статті 7;

(vi) якщо запропонована методологія розрахунку базової ціни є відмінною від методології розрахунку базової ціни відстані зваженої по потужності, яка детально описана у статті 8, її порівняння з останньою супроводжується інформацією, вказаною в пункті (iii);

(b) орієнтовна інформація, викладена в статті 30(1)(b)(i), (iv), (v);

(c) наступна інформація щодо тарифів на послуги транспортування та тарифів на послуги, що непов’язані із транспортуванням:

(i) якщо пропонуються тарифи на послуги транспортування на основі обсягів, зазначених у статті 4(3):

(1) спосіб, у який вони встановлюються;

(2) частка необхідного чи цільового доходу, передбаченого для відшкодування такими тарифами;

(3) орієнтовні тарифи на послуги транспортування на основі обсягів;

(ii) якщо пропонуються послуги, що не пов’язані з транспортуванням надані замовникам послуг транспортування:

(1) методологія визначення тарифів на послуги, що не пов’язані з транспортуванням;

(2) частка необхідного чи цільового доходу, передбаченого для відшкодування такими тарифами;

(3) порядок узгодження відповідних доходів від послуг, що не пов’язані з транспортуванням, як це зазначено в статті 17(3);

(4) орієнтовні тарифи на послуги, що не пов’язані з транспортуванням та надаються замовникам послуг транспортування ;

(d) орієнтовна інформація, викладена у статті 30(2);

(e) якщо підхід фіксованої ціни, згаданий у статті 24(b), розглядатиметься як пропозиція за методом максимальної ціни за існуючу потужність:

(i) запропонований показник;

(ii) використовується запропонований розрахунок та спосіб отримання доходу від премії за ризик;

(iii) на якій точці(ках) на міждержавному(их) з’єднанні(ях) та для якого тарифного періоду(ів) такий підхід пропонується;

(iv) процес надання потужності в точці(ках) на міждержавному(их) з’єднанні(ях), де пропонуються підходи як фіксованих, так і плаваючих цін, зазначені у статті 24.

2. Остання консультація до прийняття рішення, згаданого у статті 27(4), має тривати щонайменше протягом двох місяців. Для кожної з консультацій, згаданих у пункті 1, можуть знадобитися консультаційні документи, подані на консультацію, що містять неконфіденційну версію, придатну для публікації.

3. Протягом одного місяця після завершення консультації оператор(и) газотранспортної системи або національний регулятор, залежно від компанії, яка оприлюднює консультаційний документ, зазначений у частині 1, оприлюднює отримані відповіді від консультацій та їх висновки. Наскільки це можливо і для підвищення ефективності процесу консультацій, зведені дані мають бути надані англійською мовою.

4. Подальші періодичні консультації мають проводитися відповідно до статті 27(5).

5. <…> Для цілей консультаційного документа, згаданого в частині 1, може використовуватися зразок, розроблений Агенцією з питань співробітництва енергетичних регуляторів. <…>

Стаття 27
Періодичні рішення, що приймаються національним регулятором

1. Після початку останньої консультації відповідно до статті 26 до прийняття рішення, зазначеного у статті 27(4), національний регулятор або оператор(и) газотранспортної системи, за рішенням національного регулятора, надсилає документи пов’язані з консультацією до Ради Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства.

2. Рада Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства аналізує наступні аспекти в документах пов’язаних з консультацією:

(a) чи була опублікована вся інформація, що зазначена у статті 26(1);

(b) чи елементи, по яким проводиться консультація відповідно до статті 26 відповідають наступним вимогам:

(i) чи запропонована методологія розрахунку базової ціни відповідає вимогам, викладеним у статті 7;

(ii) чи задовольняються критерії встановлення тарифів на послуги транспортування на основі обсягів, як зазначено у пункті 3 статті 4;

(iii) чи задовольняються критерії встановлення тарифів на послуги, що не пов’язані з транспортуванням, зазначених у підпункті 4 статті 4.

3. Протягом двох місяців після закінчення консультацій, згаданих у пункті 1, Рада Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства опубліковує та надає національному регулятору або оператору газотранспортної системи, залежно від того, який суб’єкт опублікував, документи пов’язані з консультацією, та Секретаріату Енергетичного Співтовариства висновок про аналіз відповідно до пункту 2 англійською мовою.

Агенція зберігає конфіденційність будь-якої комерційної таємниці.

4. Протягом п’яти місяців після закінчення останньої консультації національний регулятор, діючи згідно з пунктом (a) статті 41(6) Директиви 2009/73/ЄС, повинен прийняти та опублікувати мотивоване рішення щодо всіх пунктів, зазначених у статті 26(1). Після публікації національний регулятор надсилає Раді Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства та Секретаріату Енергетичного Співтовариства своє рішення.

5. Процедура проведення останньої консультації по методології розрахунку базової ціни відповідно до статті 26, рішення національного регулятора відповідно до пункту 4, розрахунок тарифів на підставі цього рішення та публікація тарифів відповідно до розділу VIII, можуть бути розпочаті з моменту набрання чинності цим Регламентом і повинні бути виконані не пізніше 31 травня 2021 року. У цій процедурі враховуються вимоги, викладені в главах II, III та IV. Тарифи, що застосовуються до діючого тарифного періоду станом на 31 травня 2021 року, будуть застосовуватися до його кінця. Ця процедура повинна повторюватись принаймні кожні п’ять років, починаючи з 31 травня 2021 року.

Стаття 28
Консультації щодо дисконтів, мультиплікаторів та факторів сезонності

1. Одночасно з останньою консультацією, проведеною відповідно до cтатті 26(1), національний регулятор повинен провести консультації з національними регуляторами всіх безпосередньо пов’язаних держав-членів та Договірних Сторін та відповідних зацікавлених сторін з наступного:

(a) рівень мультиплікаторів;

(b) при необхідності, рівень факторів сезонності та розрахунки, зазначені у статті 15;

(c) рівні дисконтів, встановлених у статті 9(2) та 16.

Обґрунтоване рішення відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄС щодо аспектів, зазначених у підпунктах (а)-(c) цього пункту, приймається після закінчення консультації. Кожен національний регулятор повинен враховувати позиції національних регуляторів безпосередньо пов’язаних держав-членів та Договірних Сторін.

2. Будь-яка подальша консультація має проводитися в кожному тарифному періоді з дати прийняття рішення, зазначеного в пункті 1. Після кожної консультації та відповідно до статті 32(a), національний регулятор приймає та публікує обґрунтоване рішення щодо питань, зазначених у пункті 1(a), (b) та (c).

3. У разі прийняття рішення, зазначеного в пунктах 1 і 2, національний регулятор повинен враховувати отримані консультаційні відповіді та наступні аспекти:

(a) для мультиплікаторів:

(i) баланс між сприянням торгівлі газу в короткостроковій перспективі та надання довгострокових сигналів для ефективного інвестування в газотранспортну систему;

(ii) вплив на дохід від послуг транспортування та його покриття;

(iii) необхідність уникнення перехресного субсидування між замовниками послуг транспортування та покращення рівня відображення витрат при встановленні стартових цін;

(iv) ситуації фізичного та контрактного перевантаження;

(v) вплив на транскордонні потоки;

(b) для факторів сезонності:

(i) вплив на полегшення економічного та ефективного використання інфраструктури;

(ii) необхідність поліпшення рівня відображення витрат при встановленні стартових цін.

Глава VIII
ВИМОГИ ДО ПУБЛІКАЦІЇ

Стаття 29
Інформація, яка підлягає опублікуванню до щорічного аукціону розподілу потужності

Для точок на міждержавних з’єднаннях, та у випадку прийняття національним регулятором відповідного рішення щодо застосування Регламенту (ЄС) 2017/459 до точок що не є точками на міждержавних з’єднаннях, перед проведенням щорічного аукціону розподілу потужності, відповідно до вимог, встановлених у статтях 31 та 32 національним регулятором або оператором(ами) газотранспортної системи відповідно до рішення національного регулятора, наступна інформація підлягає опублікуванню:

(a) для стандартних продуктів потужності на гарантованій основі:

(i) стартові ціни, що застосовуються, принаймні, до кінця газового року, що починається після щорічного аукціону розподілу потужності;

(ii) мультиплікатори та фактори сезонності що застосовуються для стартових цін за нерічні стандартизовані продукти потужності;

(iii) обґрунтування національного регулятора на рівні мультиплікаторів;

(iv) у разі застосування факторів сезонності, обґрунтування щодо їх застосування.

(b) для стандартизованих продуктів потужності на переривчастій основі:

(i) стартові ціни, що застосовуються, принаймні, до кінця газового року, що починається після щорічного аукціону для річної потужності;

(іі) оцінка ймовірності переривання, в тому числі:

(1) перелік усіх видів стандартизованих продуктів для потужності на переривчастій основі, включаючи відповідну ймовірність переривання та рівень дисконту, що застосовується;

(2) пояснення щодо розрахунку ймовірності переривання для кожного виду продукту, зазначеного в пункті (1);

(3) історичні та/або прогнозовані дані, які використовуються для оцінки ймовірності переривання, зазначеної у пункті (2).

Стаття 30
Інформація для оприлюднення перед тарифним періодом

1. Наступна інформація підлягає публікації до тарифного періоду згідно з вимогами, викладеними в статтях 31 та 32 національним регулятором або оператором(ами) газотранспортної системи, за рішенням національного регулятора:

(a) інформація про параметри, що використовуються в методології розрахунку базової ціни, які пов’язані з технічними характеристиками газотранспортної системи, такими як:

(i) технічна потужність в точках входу та виходу та відповідні припущення;

(ii) прогнозована замовлена потужність в точках входу та виходу та відповідні припущення;

(iii) кількість та напрямок газового потоку для точок входу та виходу та відповідні припущення, такі як сценарії попиту та пропозиції для газового потоку в пікових умовах;

(iv) структурне представлення газотранспортної системи з відповідним рівнем деталізації;

(v) додаткова технічна інформація про газотранспортну систему, така як довжина і діаметр трубопроводів, а також потужність компресорних станцій.

(b) наступна інформація:

(i) необхідний чи цільовий дохід оператора газотранспортної системи;

(ii) інформація про зміни доходу, зазначеного в пункті (i), від одного року до наступного;

(iii) наступні параметри:

(1) види активів, що входять до складу регуляторної бази активів та їх сукупна вартість;

(2) вартість капіталу та методологія його розрахунку;

(3) капітальні витрати, в тому числі:

(a) методологія для визначення початкової вартості активів;

(b) методологія переоцінки активів;

(c) пояснення розвитку вартості активів;

(d) періоди амортизації та суми за типом активів.

(4) операційні витрати;

(5) механізми стимулювання та цілі ефективності;

(6) показники інфляції.

(iv) дохід від послуг транспортування;

(v) наступне співвідношення для доходу, зазначеного у пункті (iv):

(1) розбивка "потужність"/"обсяги", що означає розподіл між доходом від тарифів на послуги транспортування на основі потужності та тарифів на послуги транспортування на основі обсягів;

(2) розбивка "вхід-вихід", що означає розподіл між доходом від тарифів на послуги транспортування на основі потужності на всіх точках входу та доходом від тарифів на послуги транспортування на основі потужності на всіх точках виходу:

(3) розбивка на "користування системою для внутрішніх/міжсистемних потреб", що означає розподіл між доходами від використання системи всередині системи в точках входу та точках виходу та доходами від використання системи між системами в точках входу та точках виходу, визначених у статті 5.

(vi) в тих випадках і в тій мірі, коли оператор газотранспортної системи працює за методом нецінового обмеження, така інформація, пов’язана з попереднім тарифним періодом щодо узгодження регуляторного рахунку:

(1) фактично отриманий дохід, недоотримане або додатково отримане відшкодування необхідного доходу та його частини, що відноситься до регуляторного рахунку та, при необхідності, до субрахунків в межах такого регуляторного рахунку;

(2) період врегулювання та впроваджені механізмів стимулювання.

(vii) передбачене використання аукціонної премії.

(c) наступна інформація про тарифи на послуги транспортування та тарифи на послуги, що не пов’язані з транспортуванням, що супроводжуються відповідною інформацією щодо їх розрахунку:

(i) при необхідності, тарифи на послуги транспортування на основі обсягів, зазначені в статті 4(3);

(ii) при необхідності, тарифи на послуги, що не пов’язані із транспортуванням, зазначені в статті 4(4);

(iii) базові ціни та інші ціни, що застосовуються до пунктів, відмінних від тих, що зазначені в статті 29.

2. Крім того, опублікуванню підлягає наступна інформація щодо тарифів на послуги транспортування:

(a) пояснення наступного:

(i) різниця в рівнях тарифів на послуги транспортування для одного і того ж типу послуг транспортування, що застосовуються для діючого тарифного періоду та тарифного періоду, щодо якого публікується інформація;

(ii) розрахункова різниця між рівнями тарифів на послуги транспортування для одного і того ж типу послуг транспортування, що застосовуються для тарифного періоду, щодо якого публікується інформація, а також для кожного тарифного періоду протягом решти регуляторного періоду.

(b) щонайменше, спрощена тарифна модель, що регулярно оновлюється, разом із поясненнями щодо її використання, що дозволить замовникам послуг транспортування обчислювати тарифи на послуги транспортування, що застосовуються для діючого тарифного періоду, та оцінити їх можливий ріст за такий тарифний період.

3. Для точок, виключених із визначення відповідних точок у пункті 3.2(1)(a) Додатку І до Регламенту (ЄС) № 715/2009, інформація щодо розміру прогнозованої замовленої потужності та прогнозованого обсягу транспортування повинна бути опублікованою як це зазначено в пункті 3.2(2) Додатку I до Регламенту (ЄС) № 715/2009.

Стаття 31
Форма публікації

1. Для Договірних Сторін, оператори газотранспортних систем, які є учасниками або мають статус учасника-спостерігача Європейської мережі операторів газотранспортних систем (ENTSOG) інформація, зазначена у статтях 29 та 30, повинна бути опублікована як це зазначено у статті 32 шляхом розміщення посилання на платформі, зазначеній у пункті 3.1.1(1)(h) Додатку I до Регламенту (ЄС) № 715/2009, на платформі відповідного суб’єкта господарювання.

Така інформація повинна бути доступною для громадськості, безкоштовною та без будь-яких обмежень щодо використання. Така інформація підлягає публікації:

(a) в зручній для користувача формі;

(b) чітким, легко доступним способом та на недискримінаційній основі;

(c) в завантажувальному форматі;

(d) на одній або декількох офіційних мовах Договірних Сторін та, <…> при можливості, англійською мовою.

2. Для Договірних Сторін оператори газотранспортних систем яких є учасниками або мають статус учасника-спостерігача Європейської мережі операторів газотранспортних систем (ENTSOG) наступна інформація повинна бути опублікована для точок на міждержавних з’єднаннях на платформі, зазначеній у пункті 3.1.1(1)(h) Додатку I до Регламенту (ЄС) № 715/2009:

(a) так само, як зазначено у статті 29, стартові і ціни на стандартизовані продукти потужності на гарантованій основі та на стандартизовані продукти потужності на переривчастій основі;

(b) так само, як зазначено у статті 30, плата на основі обсягів транспортування , зазначена у статті 4(3)(a), у разі застосування.

Для інших Договірних Сторін така інформація підлягає оприлюдненню на веб-сайті національного оператора(ів) газотранспортної системи.

3. Інформація, зазначена в пункті 2, підлягає опублікуванню наступним чином:

(a) як зазначено в пункті 1(a) до (c);

(b) англійською мовою;

(c) в стандартизованій таблиці, яка повинна містити принаймні таку інформацію:

(i) точка на міждержавному з’єднанні;

(ii) напрямок газового потоку;

(iii) назви відповідних операторів газотранспортної системи;

(iv) початковий та кінцевий час, на який пропонується продукт;

(v) потужність на гарантованій чи переривчастій основі;

(vi) зазначення стандартизованого продукту потужності;

(vii) застосовний тариф за кВт/год та кВт /д в національній валюті та в євро з урахуванням наступного:

(1) де використовувана одиниця потужності становить кВт/год, інформація щодо застосовного тарифу на кВт/д не є обов’язковою, і навпаки;

(2) якщо місцева валюта не євро, інформація щодо застосовного тарифу в євро не є обов’язковою.

Крім того, як зазначено у статті 30, така стандартизована таблиця повинна включати в себе розрахунок всіх витрат на транспортування на 1 ГВт/добу/рік для кожної точки на міждержавному з’єднанні в національній валюті та в євро за підпунктом vii(2).

4. Якщо інформація, зазначена в пункті 2, відрізняється від відповідної інформації, зазначеної в пункті 1, пріоритетною вважається інформація, зазначена в пункті 1.

Стаття 32
Терміни публікації інформації

Остаточний термін оприлюднення інформації, визначеної у статтях 29 та 30, є наступним:

(a) для інформації, визначеної у статті 29, не пізніше ніж за тридцять днів до щорічного аукціону розподілу потужності;

(b) для інформації, визначеної у статті 30, не пізніше ніж за тридцять днів до відповідного тарифного періоду;

(c) для відповідних тарифів на послуги транспортування, переглянутих в межах тарифного періоду, як це зазначено у статті 12(3), одразу після затвердження відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄС.

Кожен перегляд тарифів на транспортування супроводжується інформацією, що вказує на причини зміни їх рівнів. У разі якщо застосовується стаття 12(3)(b), її застосування супроводжується оновленим звітом, зазначеним у статті 29(b), для відповідних видів стандартизованих продуктів потужності на переривчастій основі.

ГЛАВА IX
НОВА (ЗБІЛЬШЕНА) ПОТУЖНІСТЬ

Стаття 33
Тарифні принципи для нової (збільшеної) потужності

1. Мінімальна ціна, за якою оператори газотранспортної системи приймають запит на нову (збільшену) потужність, є базовою ціною. Для розрахунку економічного тесту базова ціна визначається шляхом включення до методології розрахунку базової ціни відповідних припущень, пов’язаних із пропозицією нової (збільшеної) потужності.

2. Якщо припускається, що підхід фіксованої ціни, зазначений у статті 24(b), буде запропонованим для нової (збільшеної) потужності, стартова ціна, зазначена у статті 24(b), повинна базуватися на прогнозованих інвестиційних та експлуатаційних витратах. Як тільки нова (збільшена) потужність буде введена в експлуатацію, така стартова ціна коригується пропорційно різниці (позитивної чи негативної) між планованими інвестиційними витратами та фактичними інвестиційними витратами.

3. У випадку, якщо розподіл усієї нової (збільшеної) потужності за базовою ціною не забезпечить достатнього доходу для позитивного економічного результату, обов’язковий мінімальний розмір премії може бути застосований у першому аукціоні або альтернативному механізмі розподілу, в якому пропонується нова (збільшена) потужність. Обов’язковий мінімальний розмір премії також може застосовуватися в подальших аукціонах, коли запропонована потужність залишилася непроданою або яка була залишена відповідно до статей 8(8) та (9) Регламенту (ЄС) 2017/459. Рішення про застосування та визначення аукціонів на яких застосовується обов’язкова мінімальна премія приймається відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC.

4. Сума обов’язкової мінімальної премії повинна забезпечувати позитивний економічний результат шляхом отримання доходів за запропоновану потужність на першому аукціоні, або шляхом використання альтернативного механізму розподілу, який пропонує нову(збільшену) потужність з метою отримання позитивного економічного результату. Межі рівня мінімальної премії, що залежать від планованої вартості розподіленої потужності, повинні бути подані відповідним національним регулятором, згідно зі статтею 25(1)(c) Регламенту (ЄС) 2017/459.

5. Обов’язкова мінімальна премія, затверджена національним регулятором, додається до базової ціни для продуктів об’єднаної потужності у відповідній точці на міждержавному з’єднанні, і виключно враховується операторами газотранспортної системи, для яких обов’язкова мінімальна премія була затверджена відповідним національним регулятором. Цей принцип за замовчуванням для присвоєння обов’язкової мінімальної премії не перешкоджає розподілу можливої додаткової аукціонної премії відповідно до статті 21(3) або альтернативної угоди між залученими національними регуляторами.

ГЛАВА X
ЗАКЛЮЧНІ І ПЕРЕХІДНІ ПОЛОЖЕННЯ

Стаття 34
Методології та параметри, що використовуються для визначення необхідного чи цільового доходу операторів газотранспортної системи

1. До 1 жовтня 2021 року Рада Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства публікує звіт про методології та параметри, що використовуються для визначення необхідного чи цільового доходу операторів газотранспортної системи. Звіт має базуватися на параметрах, зазначених в статті 30(1)(b)(iii).

2. Національні регулятори подають до Ради Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства, відповідно до порядку, визначеного Радою Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства, всю необхідну інформацію, що стосується методик та параметрів, що використовуються для визначення необхідного чи цільового доходу операторів газотранспортної системи.

Стаття 35
Існуючі договори

1. Цей Регламент не впливає на рівні тарифів на послуги транспортування, встановлені на основі договорів або замовленої потужності, укладених до 1 жовтня 2019 року, коли такі договори або замовлення потужності не передбачають зміни рівнів тарифів на послуги транспортування на основі потужності та/або обсягів транспортування за винятком рівня індексації, якщо такі є.

2. Положення договорів, що стосуються тарифів на послуги транспортування та замовлення потужності, визначені в пункті 1, не підлягають поновленню або продовженню після закінчення терміну їх дії.

3. До 1 листопада 2019 року оператор газотранспортної системи повинен надати договори або інформацію про замовлення потужності (якщо такі є), зазначені в пункті 1, до національного регулятора з метою інформування.

Стаття 36
Здійснення контролю за виконанням

1. <…> В контексті виконання повноважень щодо моніторингу Секретаріат Енергетичного Співтовариства здійснює моніторинг та аналізує <…> застосування операторами газотранспортної системи цього Регламенту. <…>

2. Оператори газотранспортної системи передають Секретаріату Енергетичного Співтовариства всю інформацію, необхідну Секретаріату Енергетичного Співтовариства для виконання обов’язків, передбачених пунктом 1, відповідно до таких термінів:

(a) 1 липня 2020 року щодо вимог, передбачених Главою VIII;

(b) 31 грудня 2021 року щодо всіх інших положень цього Регламенту.

3. <…>

4. Секретаріат Енергетичного Співтовариства гарантує конфіденційність комерційної інформації

5. Протягом трьох років після кінцевого строку для транспозиції цього Регламенту в Енергетичному Співтоваристві, Рада Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства публікує звіт про застосування методології розрахунку базових цін у Договірних Сторонах.

Стаття 37
Повноваження надавати право невиконання

1. Національні регулятори можуть на вимогу компанії, що управляє інтерконектором, який отримав право щодо незастосування статті 41(6), (8) та (10) Директиви 2009/73/ЄС відповідно до статті 36 цієї Директиви або подібних винятків, спільно надавати такій компанії право невиконання однієї чи кількох статей цього Регламенту, відповідно до пунктів 2-6 цієї статті, якщо застосування цих статей до такої компанії матиме одне або кілька з таких негативних наслідків, а саме:

(a) не сприятиме ефективній торгівлі газом та конкуренції;

(b) не буде стимулювати інвестиції в нові потужності або збереження існуючих рівнів потужності;

(c) невиправдано спотворює транскордонну торгівлю;

(d) спотворює конкуренцію з іншими операторами інфраструктури, які пропонують подібні послуги;

(e) не підлягає реалізації, якщо врахувати специфіку інтерконекторів.

2. Компанія, що запитує право незастосування статей згідно з пунктом 1, повинна включити у своєму запиті детальне обґрунтування з усіма підтверджуючими документами, включаючи, де це доречно, аналіз витрат і вигод, що свідчить про дотримання однієї або декількох умов, зазначених у пунктах 1(a)-(e).

3. Зацікавлені національні регулятори спільно оцінюють запит про право незастосування і розглядають його в тісній співпраці. Якщо відповідні національні регулятори надають право незастосування, вони визначають часові межі у своїх рішеннях.

4. Національні регулятори повідомляють про своє рішення щодо надання права незастосування Раду Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства та Секретаріату Енергетичного Співтовариства.

5. Національні регулятори можуть скасувати право незастосування, якщо обставини та/або причини на таке право більше не застосовуються, або з аргументованої рекомендації Ради Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства або Секретаріату Енергетичного Співтовариства про скасування права незастосування через відсутність достатнього обґрунтування.

Стаття 38

<…>