Про затвердження Кодексу газосховищ та критеріїв, згідно з якими до певного газосховища застосовується режим договірного доступу або режим регульованого доступу

Відповідно до статей 48 та 49 Закону України "Про ринок природного газу" Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, ПОСТАНОВЛЯЄ:

1. Затвердити Кодекс газосховищ, що додається.

2. Затвердити Критерії, згідно з якими до певного газосховища застосовується режим договірного доступу або режим регульованого доступу, що додаються.

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

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

КОДЕКС ГАЗОСХОВИЩ

І. Загальні положення

1. Загальні засади, терміни та скорочення

1. Цей Кодекс визначає правові, технічні, організаційні і економічні засади функціонування газосховищ природного газу (далі - газосховища), зокрема:

права та обов’язки оператора газосховищ та замовників послуг;

умови доступу до газосховищ;

умови та порядок надання послуг із зберігання (закачування, відбору) природного газу;

механізми взаємодії оператора газосховищ з оператором газотранспортної системи, іншими суб’єктами ринку природного газу;

основні правила технічної експлуатації газосховищ.

2. Дія цього Кодексу поширюється на оператора газосховищ та замовників послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу (далі - замовник).

3. У цьому Кодексі терміни вживаються у таких значеннях:

адміністрування передачі природного газу, що зберігається  в газосховищах - процес внесення оператором газосховищ відомостей про передачу природного газу,  що зберігається в газосховищах, від одного замовника іншому замовнику, що передбачає зменшення обсягу природного газу на рахунку зберігання замовника, що передає природний газ, та збільшення обсягу природного газу на рахунку зберігання замовника, що приймає природний газ;

адміністрування передачі розподіленої потужності - процес внесення оператором газосховища відомостей про перехід права користування послугою річної потужності зберігання (закачування, відбору) природного газу від одного замовника іншому замовнику, який здійснюється за процедурою, визначеною цим Кодексом;

алокація - підтвердження фактичного обсягу (об’єму) природного газу за певний розрахунковий період, поданого замовником послуг зберігання до газосховищ в точці виходу з газотранспортної системи або відібраного з газосховищ в точці входу до газотранспортної системи;

2. Основні функції оператора газосховищ

1. Оператор газосховищ провадить діяльність із зберігання (закачування, відбору) природного газу на підставі ліцензії, виданої Національною комісією, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг (далі - Регулятор).

2. Під час провадження діяльності із зберігання (закачування, відбору) природного газу оператор газосховищ надає замовникам послуги зберігання (закачування, відбору) природного газу шляхом надання їм потужності газосховища на підставі та умовах, визначених договором зберігання (закачування, відбору) природного газу, у порядку, передбаченому цим Кодексом.

3. Оператор газосховищ забезпечує надійну та безпечну експлуатацію, підтримання у належному технічному стані та розвиток (у тому числі нове будівництво та реконструкцію) одного або декількох газосховищ, якими він користується на законних підставах.

4. Оператор газосховищ у своїй діяльності додержується принципів пропорційності, прозорості та недискримінації, що передбачені Законом України "Про ринок природного газу" та іншими актами законодавства.

5. До основних функцій оператора газосховищ належать забезпечення:

оперативно-диспетчерського управління газосховищем (газосховищами) з урахуванням вимог технічних норм та стандартів безпеки;

ефективності функціонування газосховища;

контролю якості та фізико-хімічних показників природного газу, який зберігається у газосховищі (газосховищах), в процесі закачування та відбору;

обліку природного газу під час його зберігання (закачування, відбору);

співпраці з іншими суб’єктами ринку природного газу з метою дотримання належних умов для ефективного та надійного функціонування газосховища (газосховищ);

довгострокової здатності газосховища (газосховищ) задовольняти обґрунтований попит шляхом інвестиційного планування та його (їх) технічного переоснащення;

дотримання технічних норм та стандартів безпеки під час зберігання (закачування, відбору) природного газу.

{Пункт 6 глави 2 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017}

3. Обов’язки оператора газосховищ

1. Оператор газосховищ зобов’язаний:

пропонувати послуги із зберігання (закачування, відбору) природного газу відповідно до положень цього Кодексу;

документально оформлювати приймання-передачу природного газу у зв’язку з його зберіганням (закачуванням, відбором);

виконувати Національний план дій;

вживати заходів з метою забезпечення безпеки постачання природного газу, в тому числі безаварійної та безперебійної роботи газосховища (газосховищ);

вживати заходів для підвищення раціонального використання енергоресурсів та охорони довкілля під час провадження господарської діяльності;

надавати інформацію, обов’язковість надання якої встановлена законодавством;

надавати інформацію, необхідну для забезпечення функціонування газотранспортної системи, у встановленому законодавством порядку;

узгоджувати систему управління та обміну даними, необхідними для безпечної експлуатації газосховища (газосховищ), з оператором газотранспортної системи;

вживати інших заходів, необхідних для безпечної та стабільної роботи газосховища (газосховищ), що передбачені законодавством;

придбавати енергоресурси, необхідні для здійснення його господарської діяльності, у недискримінаційний та прозорий спосіб;

забезпечувати адміністрування передачі природного газу, що зберігається в газосховищах, та адміністрування розподіленої потужності у порядку, визначеному цим Кодексом;

вести окремий облік газу, що знаходиться в газосховищі (групі газосховищ) під різними митними режимами, згідно з вимогами чинного законодавства України;

вести окремий облік газу, що був поданий на точку виходу до газосховища чи групи газосховищ на умовах користування потужністю з обмеженнями;

повідомляти оператору газотранспортної системи про зміну митного режиму всього або частини обсягу 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 набуває статусу українського товару у визначенні статті 4 Митного кодексу України, якщо оператор газосховищ не отримував повідомлення про зарахування повної оплати за зміну умов (обмежень) потужності з обмеженнями від оператора газотранспортної системи щодо такого обсягу природного газу;

перелік послуг, а саме інформацію про ціну або тарифи та інші умови надання таких послуг;

кількісні показники обсягів потужності газосховища, право користування якою було надане замовникам згідно з чинними договорами зберігання (закачування, відбору) природного газу, та вільної потужності газосховища;

обсяг природного газу, наявного у кожному газосховищі, обсяги закачування та відбору, а також обсяги вільної потужності газосховища - щодня.

3. Оператор газосховища зобов’язаний забезпечити неупереджені, рівні і прозорі умови доступу до газосховищ, ураховуючи збереження цілісності, безпечної та стабільної роботи газосховищ  та їх ефективне використання.

{Главу 4 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017}

4. Умови взаємодії з оператором газосховищ

1. Взаємовідносини між оператором газосховищ та оператором газотранспортної системи регулюються цим Кодексом, Кодексом газотранспортної системи, затвердженим постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2015 року № 2493 (далі - Кодекс газотранспортної системи), угодою про впровадження оперативного балансового рахунку та технічною угодою, яка передбачає, зокрема:

засади обміну інформацією, яка дає можливість співпраці із системою обміну інформацією оператора газотранспортної системи;

установлення граничнодопустимих значень мінімального та максимального тиску газу;

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

порядок обмеження (припинення) закачування/відбору природного газу у випадку невідповідності фізико-хімічним показникам, зазначеним у главі 1 розділу ІІІ цього Кодексу;

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 оператора газосховищ стосовно передачі прогнозних обсягів закачування та відбору природного газу відповідно до вимог цього Кодексу;

механізм узгодження відповідності пар кодів постачальник - одержувач;

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

порядок надання номінацій/реномінацій та механізм перевірки їх відповідності, які стосуються кількості природного газу у точках входу /виходу до/з газотранспортної системи з/до газосховищ;

порядок розподілення (алокації) обсягів протранспортованого природного газу між окремими замовниками послуг транспортування, договори яких виконуються на точках входу/виходу до/з газотранспортної системи з/до газосховищ, а також порядок передачі даних про таке розподілення (алокацію);

порядок узгодження графіків та проведення ремонтних робіт і робіт з модернізації, які мають вплив на умови роботи газотранспортної системи та газосховища;

порядок дій сторін технічної угоди на випадок виникнення перебоїв у роботі газотранспортної системи та газосховища;

порядок повідомлення про аварії та порядок взаємодії сторін в разі їх виникнення відповідно до положень правил про безпеку постачання природного газу та Національного плану дій, затверджених центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики у нафтогазовому комплексі;

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

особливі умови, які стосуються використання оператором газотранспортної системи зарезервованої потужності газосховища;

порядок обміну інформацією стосовно запланованих інвестицій, які мають вплив на умови роботи газотранспортної системи та газосховища;

порядок врегулювання спорів.

У разі якщо суб’єкт господарювання одночасно є оператором газотранспортної системи та оператором газосховищ, угоди, передбачені цим пунктом, не укладаються.

2. Оператор газотранспортної системи постійно співпрацює з оператором газосховищ щодо забезпечення поточного та планового режиму роботи газотранспортної системи та газосховищ, якості та кількості природного газу, що закачується та відбирається.

Режим роботи газосховищ на базовий сезон закачування/відбору розробляється оператором газосховища та узгоджується з оператором газотранспортної системи за 10 днів до початку/закінчення базового сезону.

Розпорядження оператора газотранспортної системи в межах узгоджених режимів роботи газосховищ під час закачування та відбору є обов’язковими для виконання оператором газосховищ.

Усі зміни режиму роботи газосховища оператор газосховищ узгоджує в робочому порядку з оператором газотранспортної системи.

{Пункт 3 глави 4 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1779 від 30.09.2020}

{Пункт 4 глави 4 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1437 від 27.12.2017}

ІІ. Характеристика газосховищ, визначення точок входу і точок виходу

1. Характеристика газосховищ

1. Підземне сховище газу - інженерно-технологічний комплекс, до складу якого в межах балансової приналежності входять:

геологічна структура з пластом-колектором;

штучний газовий поклад у пласті-колекторі, який складається з об’єму буферного та активного газу;

контрольні горизонти;

експлуатаційний фонд свердловин;

система збору газу (шлейфи свердловин та газозбірні колектори);

газозбірний пункт;

технологічні трубопроводи та трубопроводи підключення газосховищ до газотранспортної системи;

дожимні компресорні станції;

газорозподільні станції;

установки підготовки газу;

установки протикорозійного захисту;

лінії і споруди систем технологічного зв’язку і телемеханіки;

лінії електропередачі і обладнання для електроживлення електроустановок газосховищ, систем телемеханіки та установок електрохімічного захисту;

пункт заміру і контролю якості природного газу;

пункти редукування газу;

протипожежні засоби, протиерозійні і захисні споруди об’єктів газосховищ;

будівлі та споруди газосховищ;

об’єкти утилізації пластових, стічних і промислових вод;

2. Усі діючі газосховища, якими користується оператор газосховищ на законних підставах, розглядаються як один нероздільний комплексний об’єкт, у якому одночасно забезпечується зберігання природного газу замовника і на який поширюються умови договорів зберігання (закачування, відбору) природного газу.

3. Газосховища технологічно пов’язані з газотранспортною системою і призначені для компенсації сезонної нерівномірності споживання природного газу, створення стратегічного, оперативного та інших резервів газу з метою забезпечення надійності його постачання вітчизняним та іноземним споживачам в зимовий період року як у плановому режимі, так і у випадку виникнення короткострокового дефіциту природного газу чи інших надзвичайних ситуацій.

2. Визначення точок входу і точок виходу газотранспортної системи з/до газосховищ

1. Точки входу:

точки входу з фізичним розташуванням до газотранспортної системи з газосховищ;

віртуальні точки входу з невизначеним фізичним розташуванням до газотранспортної системи з газосховища або з групи газосховищ, які об’єднують усі точки входу з фізичним розташуванням з газосховища;

віртуальні точки входу з невизначеним фізичним розташуванням до газотранспортної системи з митного складу газосховища або з групи газосховищ, які об’єднують усі точки входу з фізичним розташуванням з газосховища.

2. Точки виходу:

точки виходу з фізичним розташуванням з газотранспортної системи до газосховища;

віртуальні точки виходу з невизначеним фізичним розташуванням з газотранспортної системи до газосховища або до групи газосховищ, які об’єднують всі точки виходу з фізичним розташуванням до газосховища;

віртуальні точки виходу з невизначеним фізичним розташуванням з газотранспортної системи до митного складу газосховища або до групи газосховищ, які об’єднують усі точки виходу з фізичним розташуванням до газосховища.

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 закачування/відбору до/з газосховищ

1. Відповідальним за якість газу є:

в точках виходу з фізичним розташуванням з газотранспортної системи до газосховища - оператор газотранспортної системи;

в точках входу з фізичним розташуванням до газотранспортної системи з газосховищ - оператор газосховищ.

2. Визначення фізико-хімічних показників та інших характеристик (далі - ФХП) природного газу проводиться оператором газотранспортної системи/оператором газосховищ у строки, визначені цим розділом, у точках входу/виходу з фізичним розташуванням до/з газосховищ.

3. Визначення ФХП природного газу в точках входу/виходу з фізичним розташуванням до/з газосховищ проводиться оператором газосховищ на комерційних ВОГ (ПВВГ) оператора газосховищ на умовах, визначених цим Кодексом та погоджених з оператором газотранспортної системи в технічній угоді, з використанням автоматичних потокових приладів (автоматичних хроматографів та вологомірів) та вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій.

4. Точки визначення ФХП (місця відбору проб) природного газу та періодичність проведення вимірювань при використанні для визначення ФХП вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій узгоджуються оператором газосховищ з оператором газотранспортної системи окремим документом.

5. Точки входу/виходу з фізичним розташуванням до/з газосховищ 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.

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

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

8. До визначення ФХП допускаються вимірювальні хіміко-аналітичні лабораторії, що пройшли у встановленому законодавством порядку оцінку технічної компетенції.

9. Для точок входу і точок виходу з фізичним розташуванням визначаються такі 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.

10. Визначення ФХП природного газу проводиться згідно з вимогами чинних нормативних документів. Відбір проб газу повинен проводитись у порядку, встановленому чинними нормативними документами. При цьому уповноважені представники оператора суміжних систем можуть бути присутніми під час відбору проб газу та/або при проведенні його аналізу з визначення ФХП.

Природний газ, що закачується/відбирається до/з газосховищ, повинен відповідати вимогам, визначеним Кодексом газотранспортної системи.

11. Оператор газосховищ не має права приймати для зберігання природний газ у випадках невідповідності ФХП газу в точках входу вимогам пункту 10 цієї глави.

12. Значення ФХП природного газу, що подається до/з газосховищ, визначається:

для ФХП, що визначаються потоковими засобами вимірювань, - для кожної години або доби як середнє арифметичне вимірювань;

для ФХП, що визначаються вимірювальною хіміко-аналітичною лабораторією, - на підставі останнього вимірювання, проведеного вимірювальною хіміко-аналітичною лабораторією.

14. Оператор газосховищ надає оператору газотранспортної системи оперативні дані щодо ФХП природного газу по всіх узгоджених точках 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;

теплота згоряння.

2. Порядок обліку природного газу

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

2. Комерційний облік природного газу проводиться на комерційному ВОГ (ПВВГ).

3. Комерційний ВОГ (ПВВГ) у точці входу/виходу до газосховищ повинен бути розташований у точці приєднання, яка має співпадати з межею балансової належності між оператором газосховищ та оператором газотранспортної системи.

4. Якщо комерційний ВОГ (ПВВГ) у точці входу/виходу розташований до/після межі балансової належності, кількість переданого газу зменшується/збільшується на розрахункову величину виробничо-технологічних витрат на ділянці між цим комерційним ВОГ (ПВВГ) і межею балансової належності між оператором газосховищ та оператором газотранспортної системи.

5. 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.

6. Особливості обліку природного газу у точках входу/виходу між оператором газосховищ та оператором газотранспортної системи регулюються цим Кодексом, Кодексом газотранспортної системи, технічною угодою, що укладається між вказаними суб’єктами.

7. Опис вимірювальних систем в точках входу і точках виходу, а також методика визначення кількості природного газу встановлюються в технічній угоді і повинні включати:

установлення граничнодопустимих значень мінімального та максимального тиску газу;

порядок визначення обсягу та ФХП газу;

порядок перевірки (у тому числі спільної) комерційних ВОГ (ПВВГ);

порядок взаємодії сторін технічної угоди при виникненні аварійних ситуацій;

порядок отримання інформації від комерційного (дублюючого) ВОГ (ПВВГ).

У технічній угоді зазначається перелік комерційних ВОГ (ПВВГ). При цьому на кожен комерційний ВОГ оформляється акт розмежування балансової належності газових об’єктів та експлуатаційної відповідальності.

8. Для точок входу і точок виходу визначаються:

обсяг природного газу за годину;

обсяг природного газу за добу;

обсяг природного газу за місяць;

ФХП газу;

тиск газу.

9. Погодинний обсяг природного газу в енергетичних одиницях (МДж/м-3, кВт·год/м-3), який передається у точці входу і відбирається у точці виходу, визначається як добуток об’єму природного газу, виміряного у відповідній точці входу або виходу, і теплоти згоряння, визначеної для такої точки входу або точки виходу.

10. Обсяг природного газу за добу визначається як сума погодинних обсягів природного газу.

11. Обсяг природного газу за місяць визначається як сума добових обсягів природного газу.

12. При використанні потокового хроматографа погодинна теплота згоряння є середнім арифметичним від проведених вимірювань за годину з точністю показань хроматографа.

Теплота згоряння за добу є середньозваженим погодинних значень теплоти згоряння.

Теплота згоряння за місяць є середньозваженим значень теплоти згоряння за кожну добу.

13. Якщо визначення теплоти згоряння проводиться з використанням хіміко-аналітичної лабораторії, теплота згоряння за місяць є середнім арифметичним значенням теплоти згоряння кожного результату вимірювань за місяць.

14. Теплота згоряння виражається в кВт·год/м-3 з точністю до трьох знаків після коми. Одиниця вимірювання погодинного порахованого значення перераховується з МДж/м-3 в кВт·год/м-3 діленням на коефіцієнт 3,6.

15. Вимоги до технічних рішень, які застосовуються при будівництві, реконструкції чи капітальному ремонті комерційних ВОГ (ПВВГ), визначаються технічними умовами, що видаються оператором газотранспортної системи.

16. При введенні в експлуатацію нового або реконструйованого комерційного ВОГ (ПВВГ) його власник письмово повідомляє оператора суміжної системи про проведення перевірки готовності вводу комерційного ВОГ (ПВВГ) до комерційної експлуатації з оформленням відповідного двостороннього акта. Введення в експлуатацію комерційного ВОГ (ПВВГ) проводиться у присутності інженерно-технічного персоналу власника комерційного ВОГ (ПВВГ) не пізніше ніж протягом п’яти робочих днів з дня направлення повідомлення оператору суміжної системи.

17. Якщо протягом 5 робочих днів з дня отримання письмового повідомлення представник оператора суміжної системи не з’явився для введення комерційного ВОГ (ПВВГ) в експлуатацію, то власник комерційного ВОГ (ПВВГ) може скласти акт введення в експлуатацію комерційного ВОГ (ПВВГ) в односторонньому порядку з позначкою в акті, що представник оператора суміжної системи для участі у введенні комерційного ВОГ (ПВВГ) в експлуатацію не з’явився.

18. У разі відповідності комерційного ВОГ (ПВВГ) вимогам технічних регламентів та норм, правил і стандартів, що підтверджується уповноваженими на це організаціями, оператор суміжної 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, здійснюються 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 газу, на балансі якого перебувають комерційні та/або дублюючі ВОГ (ПВВГ), забезпечує їх належний технічний стан та своєчасне внесення інформації про ФХП природного газу в обчислювачі/коректори.

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) операторами суміжних систем, порядок взаємодії сторін при виникненні аварійних ситуацій, порядок вирішення спорів з питань визначення обсягу природного газу та його ФХП визначаються згідно з вимогами цього Кодексу.

23. Для підвищення надійності вимірювань об’єму газу через комерційні ВОГ (ПВВГ) оператор суміжної системи має право встановлювати дублюючі автоматичні обчислювачі/коректори та/або побудувати дублюючий ВОГ (ПВВГ) за межами балансової належності власника комерційного ВОГ (ПВВГ).

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. Оператор суміжної системи може контролювати правильність експлуатації комерційного ВОГ (ПВВГ), здійснювати його контрольний огляд та/або технічну перевірку, повірку (калібрування) систем в присутності інженерно-технічного персоналу власника комерційного ВОГ (ПВВГ) згідно з річними графіками контрольних оглядів та/або технічних перевірок, повірок (калібрування), погодженими операторами суміжних систем.

2. У разі необхідності проведення позачергового контрольного огляду та/або технічної перевірки, повірки (калібрування) комерційного ВОГ (ПВВГ) оператор суміжної системи письмово інформує про це 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. У випадку виявлення недоліків, що впливають на правильність визначення кількості та якості газу, представник(и) оператора суміжної системи, який(і) проводить(ять) перевірку, робить(роблять) записи в журналі та спільно з власником комерційного ВОГ (ПВВГ) складає(ють) двосторонній акт.

4. Якщо у погоджені терміни визначеними річними графіками контрольних оглядів та/або технічних перевірок, повірок (калібрування) представник(и) оператора суміжної 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.

5. 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 диспетчерськими каналами зв’язку, та може в односторонньому порядку проводити відновлювальні роботи (калібрування, налагодження, техобслуговування ЗВТ і приладів) з попереднім розпломбуванням системи обліку.

6. Між операторами суміжних систем погоджується графік періодичної перевірки стану визначення ФХП природного газу в місцях визначення ФХП.

7. У разі необхідності позачергової перевірки стану визначення ФХП газу оператор суміжної системи письмово інформує власника комерційного ВОГ (ПВВГ) із зазначенням місця, в якому має бути здійснений контрольний відбір проби газу та час його здійснення. 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 у разі несправності або виведення комерційного ВОГ (ПВВГ) з експлуатації

1. Комерційний ВОГ (ПВВГ) може тимчасово бути виведений з експлуатації на період проведення перевірки, повірки (калібрування), 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 при їх відсутності - відповідно до пунктів 4 - 6 цієї глави.

3. У разі пошкодження пломби на комерційному ВОГ (ПВВГ) оператор суміжної системи може вимагати визначення кількості газу за поточний місяць на підставі показів дублюючого ВОГ (ПВВГ), а за їх відсутності - відповідно до пунктів 4 - 6 цієї глави.

4. Якщо вимірювання не проводились за період не більше 3 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 строком до трьох діб, кількість газу визначається за середньогодинними даними попередніх трьох діб.

6. Якщо вимірювання не проводились строком більше трьох діб, обсяг газу визначається за даними попередніх трьох аналогічних періодів або за домовленістю операторів суміжної системи - на підставі окремої методики, погодженої операторами суміжних систем.

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

1. Спірні питання (розбіжності), які виникають при здійсненні обліку природного газу, у тому числі визначення добового чи місячного обсягу та ФХП поданого газу, мають вирішуватися шляхом переговорів.

2. Сторона, яка не погоджується з визначенням добового чи місячного обсягу та ФХП поданого природного газу, повинна заявити про це іншій стороні 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 газу або технічних, у тому числі метрологічних, характеристик засобів вимірювальної техніки, оператори суміжних систем можуть вимагати проведення експертної повірки засобів вимірювальної техніки. Якщо результати повірки негативні, оплата за проведення експертної повірки проводиться власником цих приладів, при позитивних результатах повірки - стороною, яка вимагала проведення експертної повірки.

4. У разі відсутності згоди (у тому числі на підставі результатів проведеної експертної повірки) шляхом переговорів спірні питання передаються на розгляд до суду для вирішення в установленому законодавством порядку.

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

6. Система збору та передачі даних

1. Оператор газосховищ та оператор газотранспортної системи визначають періодичність та умови надання доступу до телеметричних даних із систем телеметрії шляхом укладання технічних угод.

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

3. Оператор газотранспортної системи визначає вимоги щодо встановлення систем телеметрії та доступу до телеметричних даних оператору газосховищ при приєднанні до газотранспортної системи у відповідних технічних умовах на приєднання.

4. Оператор газосховищ може встановити в точці входу/виходу власні телеметричні пристрої, які здійснюють передачу йому даних вимірювань.

5. Оператор газосховищ та оператор газотранспортної системи самостійно сплачують кожен у своєму обсязі витрати, пов’язані з пересиланням телеметричних даних до своїх служб.

6. Оператор суміжної системи, який здійснює експлуатацію системи телеметрії, у разі виникнення аварії цієї системи зобов’язаний повідомити про це іншого оператора суміжної системи не пізніше наступного робочого дня, якщо інший строк не встановлено в технічній угоді.

7. Власник комерційного ВОГ (ПВВГ) щодоби надає оператору суміжних систем інформацію про кількість та обсяг газу, переданого через комерційний ВОГ(ПВВГ), та один раз на місяць - оператору суміжної системи в електронному вигляді інформацію, яка міститься в погодинних роздруківках, у повному обсязі (об'єм та ФХП газу, характер і тривалість аварійних ситуацій та втручань).

7. Документальне оформлення приймання-передачі природного газу

1. Приймання-передача природного газу між операторами суміжних систем оформляється актами приймання-передачі, що підписуються представниками цих сторін не пізніше 5 числа місяця, наступного за звітним.

3. До 12 числа місяця, наступного за звітним, замовником та оператором газосховища здійснюється оформлення акта про рух природного газу в газосховищах, що обліковується на рахунку зберігання замовника, в якому вказується:

обсяг природного газу на рахунку зберігання на початок звітного місяця;

обсяги переданого/прийнятого природного газу відповідно до підтверджених торгових сповіщень про передачу природного газу, що зберігається в газосховищах;

обсяг природного газу на рахунку зберігання на кінець звітного місяця.

У разі порушення зазначеної вимоги оператор газосховища до 13 числа місяця, наступного за звітним, оформляє в односторонньому порядку акт про рух природного газу в газосховищах, що обліковується на рахунку зберігання замовника, в обсязі згідно зі здійсненими оператором газосховища алокаціями та підтвердженими торговими сповіщеннями про передачу природного газу, що зберігається в газосховищі.

{Пункт 4 глави 7 розділу III виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1437 від 27.12.2017}

{Пункт 5 глави 7 розділу III виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017}

8. Залишок природного газу в газосховищах

1. До закінчення строку надання послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу згідно з договором зберігання, якщо на рахунку замовника обліковується залишок природного газу, замовник  зобов’язується:

замовити послугу зберігання (закачування, відбору) на наступний період, яка враховує зберігання залишків на кінець строку надання послуг (зберігання, закачування) природного газу;

або передати зазначений обсяг природного газу третій особі (особам) у порядку, встановленому цим Кодексом;

або відібрати весь обсяг природного газу, що зберігається в газосховищах на його рахунку зберігання.

2. Якщо замовник не здійснив заходів, передбачених пунктом 1 цієї глави, оператор газосховища протягом десяти робочих днів в односторонньому порядку складає акт про обсяг залишку природного газу в газосховищах на дату закінчення надання послуг зберігання (закачування, відбору) на підставі акта про рух природного газу на рахунку зберігання замовника за останній розрахунковий період.

3. Оператор газосховища розраховує вартість зберігання залишку природного газу після закінчення строку надання послуг зберігання (закачування, відбору) як для індивідуального робочого обсягу на місяць на підставі складеного акта про обсяг залишку природного газу та виставляє рахунок власнику природного газу.

4. Оператор газосховища не підтверджує номінації та не здійснює адміністрування передачі природного газу, що зберігається в газосховищі, до здійснення повного розрахунку за послуги зі зберігання (закачування, відбору) природного газу, у тому числі за зберігання залишку природного газу після закінчення строку надання послуг зберігання (закачування, відбору).

ІV. Послуги, що надаються оператором газосховища

1. Загальні положення

2. На підставі договору зберігання (закачування, відбору) природного газу оператор газосховища надає замовникам наступні послуги:

1) річна потужність;

2) індивідуальні послуги на місяць:

індивідуальний робочий обсяг на місяць;

індивідуальна потужність закачування на місяць;

індивідуальна потужність відбору на місяць;

3) індивідуальні послуги на добу наперед:

індивідуальна потужність закачування на добу наперед;

індивідуальна потужність відбору на добу наперед.

3. Індивідуальні послуги надаються залежно від технічних можливостей газосховищ та з урахуванням вже розподіленої річної потужності на відповідний рік зберігання.

2. Річна потужність

1. Річна потужність передбачає надання добового робочого обсягу зберігання природного газу протягом року, мінімальний розмір якого дорівнює 1000 м-3, а також потужності закачування природного газу і потужності відбору природного газу протягом відповідного базового сезону.

Суб’єкти, на яких покладені спеціальні обов’язки, відповідно до рішення Кабінету Міністрів України, виключно в межах виконання спеціальних обов’язків, у рамках річної потужності отримують доступ до потужності закачування на переривчастій основі в період базового сезону відбору у відповідну газову добу в обсязі, що не перевищує обсяг підтвердженої номінації на відбір у таку газову добу, та доступ до потужності відбору на переривчастій основі в період базового сезону закачування у відповідну газову добу в обсязі, що не перевищує обсяг підтвердженої номінації на закачування в таку газову добу.

2. Фактичний добовий робочий обсяг зберігання природного газу може бути менший за мінімальний розмір, визначений пунктом 1 цієї глави. При цьому оплата таких послуг буде здійснюватися як за мінімальний розмір добового робочого обсягу.

3. Річна потужність, за винятком потужності закачування та відбору на переривчастій основі в рамках річної потужності відповідно до абзацу другого  пункту 1 цієї глави, надається на гарантованій основі  та дозволяє замовнику використовувати робочий обсяг газосховища протягом усього строку замовлення річної потужності та закачувати природний газ тільки протягом базового сезону закачування і відбирати тільки протягом базового сезону відбору відповідно до кривих закачування/відбору.

4. Потужність відбору газу надається відповідно до фактичного обсягу активного (робочого) газу замовника в газосховищі на основі його кривої відбору. Строк відбору відповідає базовому періоду відбору.

5. Ця послуга надається строком на один рік зберігання. При цьому така послуга доступна для будь-яких чотирьох років зберігання, наступних за роком зберігання, в якому відбувається розподіл потужності.

3. Індивідуальний робочий обсяг на місяць

1. Індивідуальний робочий обсяг надається на гарантованій основі строком на 1 газовий місяць. При цьому така послуга доступна для будь-якого газового місяця відповідного року зберігання, наступного після місяця, в якому відбувається розподіл потужності.

2. Ця послуга передбачає надання добового робочого обсягу зберігання, мінімальний розмір якого дорівнює 1000 м-3.

3. Фактичний добовий робочий обсяг зберігання природного газу може бути менший за мінімальний розмір, визначений пунктом 2 цієї глави. При цьому оплата таких послуг буде здійснюватися як за мінімальний розмір добового робочого обсягу.

4. Замовлення додаткового індивідуального робочого обсягу не змінює для замовника потужність закачування та/або потужність відбору, які були йому надані за розподілом річної потужності відповідно до кривих закачування/відбору.

4. Індивідуальна потужність закачування на місяць

1. Індивідуальна потужність закачування на місяць надається на переривчастій основі строком на 1 газовий місяць. При цьому така послуга доступна тільки для газового місяця, наступного після місяця, в якому відбувається розподіл потужності.

2. Індивідуальна потужність закачування на місяць дозволяє замовнику закачувати природний газ на переривчастій основі незалежно від базового сезону закачування.

3. Оператор газосховища публікує за наявності історичний рівень переривання індивідуальної потужності закачування до початку розподілу потужності на відповідний газовий місяць.

5. Індивідуальна потужність відбору на місяць

1. Індивідуальна потужність відбору на місяць надається на переривчастій основі строком на 1 газовий місяць. При цьому така послуга доступна тільки для газового місяця, наступного після місяця, в якому відбувається розподіл потужності.

2. Індивідуальна потужність відбору на місяць дозволяє замовнику відбирати природний газ на переривчастій основі незалежно від базового сезону відбору.

3. Оператор газосховища публікує за наявності історичний рівень переривання індивідуальної потужності відбору на газовий місяць до початку розподілу потужності на відповідний газовий місяць.

6. Індивідуальна потужність закачування на добу наперед

1. Індивідуальна потужність закачування на добу наперед доступна тільки для замовників, яким була розподілена річна потужність та/або індивідуальний робочий обсяг на місяць.

2. Індивідуальна потужність закачування на добу наперед надається на переривчастій основі та дозволяє замовнику закачувати природний газ незалежно від базового сезону.

3. Індивідуальна потужність закачування на добу наперед дозволяє  замовнику шляхом подання номінацій/реномінацій замовити на добу наперед додаткову потужність закачування природного газу відповідно до розділу ІХ.

7. Індивідуальна потужність відбору на добу наперед

1. Індивідуальна потужність відбору на добу наперед доступна тільки для замовників, яким була розподілена річна потужність та/або індивідуальний робочий обсяг на місяць.

2. Індивідуальна потужність відбору на добу наперед надається на переривчастій основі та дозволяє замовнику  відбирати природний газ незалежно від базового сезону.

V. Умови надійної та безпечної експлуатації газосховищ, основні правила технічної експлуатації газосховища, планування, оперативно-технологічного управління і розвитку газосховищ

1. Умови надійної та безпечної експлуатації газосховищ, основні правила технічної експлуатації газосховищ

1. Оператор газосховищ забезпечує надійну та безпечну експлуатацію, підтримання в належному стані та розвиток, включаючи нове будівництво, реконструкцію газосховища, з метою задоволення очікуваного попиту суб'єктів ринку природного газу на послуги зі зберігання (закачування, відбирання) природного газу, враховуючи розвиток ринку природного газу.

2. Експлуатація газосховища здійснюється виключно оператором газосховища згідно з вимогами чинного законодавства, нормативних актів у сфері проектування, будівництва, ремонтів та безпечної їх експлуатації, технічними нормами та стандартами безпеки.

3. Оператор газосховищ для надійної та безпечної експлуатації газосховищ забезпечує:

проведення запобіжних заходів безаварійної експлуатації газосховищ, зокрема комплексу робіт з технічного обслуговування, поточного або капітального ремонтів, що виконуються на підставі результатів технічного обстеження виробничих об’єктів газосховища; проведення заходів для забезпечення зберігання (закачування, відбирання) природного газу протягом періодів надзвичайно високого споживання відповідно до правил про безпеку постачання природного газу та Національного плану дій;

контроль дотримання ФХП природного газу в точках передачі газу між газосховищем і газотранспортною системою та підтримує допустимі межі ФХП природного газу згідно з вимогами Кодексу газотранспортної системи;

у випадках, визначених законодавством, обмеження закачування та/або відбору природного газу;

розробку та впровадження планів локалізації та ліквідації аварій (далі - ПЛАС);

підготовку та узгодження відповідно до технічних угод з оператором газотранспортної системи плану дій на випадок виникнення перебоїв газопостачання з урахуванням положень правил про безпеку постачання природного газу та Національного плану дій;

підтримку технічного стану обладнання, установок, споруд згідно з вимогами технічних норм та стандартів безпеки, правил технічної експлуатації газосховищ, що затверджуються центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в нафтогазовому комплексі, проведення постійного нагляду за експлуатацією, у разі виникнення аварійних ситуацій негайно розпочинає дії, спрямовані на їх усунення;

проведення оцінки технічного стану газосховища та за її результатами готує інвестиційні плани і плани ремонту газосховища;

розробку та впровадження відповідно до законодавства нормативно-технічних документів, що стосуються технічної експлуатації газосховища.

4. Проектування та будівництво (нове будівництво, реконструкція, капітальний ремонт, технічне переоснащення) виробничих об’єктів газосховища здійснюються відповідно до законодавства у сфері містобудівної діяльності, технічних норм та стандартів безпеки та чинних нормативних актів у галузі промислової безпеки.

5. Фінансування заходів, передбачених планом розвитку газосховища, здійснюється за рахунок коштів, передбачених у тарифах на зберігання (закачування, відбирання) природного газу, банківських кредитів, коштів, залучених з інших джерел, не заборонених законодавством.

2. Планування робіт, що зумовлюють зміну в умовах функціонування газосховищ

1. Для забезпечення надійної та безпечної експлуатації газосховищ оператор газосховищ забезпечує виконання робіт, передбачених в регламентах з контролю за експлуатацією пластових систем газосховищ, з контролю за експлуатацією технологічного обладнання газосховища та інших нормативних та технічних документах.

2. Оператор газосховищ планує та постійно виконує необхідні експлуатаційні, діагностичні, ремонтні роботи, а також роботи, пов’язані з модернізацією та технічним переоснащенням газосховища.

3. Оператор газосховищ планує проведення ремонтних робіт або робіт з планового технічного обслуговування в період з 01 травня до 31 жовтня, якщо такі заходи можуть завадити здійсненню діяльності з відбору природного газу, та в період з 01 листопада до 30 квітня, якщо такі заходи можуть завадити здійсненню діяльності із закачування природного газу.

4. Оператор газосховищ на умовах, визначених в технічних угодах, узгоджує з оператором газотранспортної системи обсяг, а також строки проведення запланованих робіт.

Уточнення обсягу та строків проведення робіт шляхом узгодження між оператором газосховищ та оператором газотранспортної системи повинно відбутися не пізніше ніж за двадцять один календарний день перед їх початком, про що оператор газосховищ інформує заінтересованого замовника та оператора газотранспортної системи. В обґрунтованих випадках оператор газосховищ за узгодженням з оператором газотранспортної системи може впровадити зміни в обсязі робіт протягом календарного року.

5. Оператор газосховищ має право переривати або зменшувати номінації та реномінації замовників на період (години, дні) здійснення ремонтних робіт та робіт з планового технічного обслуговування газосховища (газосховищ), про що одночасно повідомляє замовника.

6. Оператор газосховищ зобов’язаний проводити ремонтні роботи та роботи з планового технічного обслуговування газосховища (газосховищ) в найбільш ефективний спосіб та з метою мінімізації негативного впливу на права замовників.

3. Повідомлення замовника про зміни в умовах функціонування газосховищ

1. Оператор газосховищ повідомляє замовника, якого стосуються введені обмеження, про строки, а також обсяг обмежень не менше ніж за двадцять один день до дати початку запланованих робіт у письмовому вигляді з повідомленням про вручення та/або за допомогою електронної пошти.

2. Замовник повинен враховувати обмеження, про які зазначено у пункті 1 цієї глави, в своїх номінаціях/реномінаціях.

3. За період призупинення або обмеження надання послуг внаслідок робіт, що виконуються оператором газосховищ, постійна оплата за потужності підлягає відповідному зниженню в обсязі вартості послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу, які не були надані замовнику внаслідок виконання робіт оператором газосховища.

4. Планування розвитку газосховищ

1. Розвиток газосховищ провадиться з урахуванням поточних та майбутніх потреб України в природному газі, для надійного і безаварійного забезпечення споживачів природним газом, створення резервів (запасів) природного газу на випадок виникнення надзвичайних ситуацій, а також попиту на послуги зберігання (закачування, відбору).

2. Оператор газосховищ розробляє і щороку до 31 жовтня подає на затвердження Регулятору план розвитку газосховищ на наступні 10 років, складений на підставі даних про фактичні та прогнозні показники попиту і пропозиції на послуги зі зберігання (закачування, відбору) природного газу. План розвитку газосховищ на наступні 10 років має забезпечувати відповідність газосховищ потребам ринку природного газу та інтересам безпеки постачання природного газу.

3. Під час розроблення плану розвитку газосховищ на наступні 10 років оператор газосховищ зобов’язаний враховувати можливі зміни обсягів зберігання природного газу (у тому числі обсягів транскордонної торгівлі природним газом), а також плани розвитку газосховищ сусідніх держав.

4. План розвитку газосховищ на наступні 10 років повинен визначати:

перелік основних об’єктів, пов’язаних з наданням послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу, будівництво або реконструкцію яких доцільно здійснити протягом наступних 10 років;

5. Десятирічний план розвитку газосховища 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, а також планів ремонтів, технічного обслуговування та технічного діагностування оператор газосховища бере до уваги:

вимоги з безпечної експлуатації газосховища, а також забезпечення безперервності надання послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу;

необхідність приведення газосховища до обов’язкових норм та технічних вимог;

фактичний технічний стан об’єктів та складових газосховищ;

зниження експлуатаційних витрат на експлуатацію;

збільшення за потреби технічної потужності газосховища.

7. Для здійснення планування оператор газосховищ співпрацює з оператором газотранспортної системи, а також із замовниками.

5. Документальне оформлення плану розвитку газосховищ

1. Планування заходів та фінансування плану розвитку повинно здійснюватись Оператором газосховищ з урахуванням технічного стану його основних фондів та інших активів, необхідності забезпечення належного рівня експлуатації об’єктів газової інфраструктури Оператора газосховищ та якості надання послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу 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 газосховищ складається з таких розділів:

розділ І - опис фактичного стану основних об’єктів газової інфраструктури Оператора газосховищ (фондів, активів) та необхідних заходів для їх підтримання на належному рівні відповідно до регламентних процедур, передбачених нормативно-технічними документами, на наступні 3 роки;

розділ ІІ - опис заходів, які направлені на розвиток газосховищ за рахунок будівництва нових об’єктів газосховищ, включаючи нове будівництво, реконструкцію, капітальний ремонт, технічне переоснащення тощо, у наступні 10 років за рахунок планованих інвестицій;

розділ ІІІ - 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 І плану розвитку має включати опис фактичного стану основних об’єктів газосховищ та матеріально-технічного оснащення Оператора газосховищ і необхідних заходів для їх підтримання на належному рівні відповідно до регламентних процедур, передбачених нормативно-технічними документами, на наступні 3 роки. При цьому зазначені заходи мають містити прогнозовані витрати на їх реалізацію.

3. Розділ ІІ плану розвитку має включати опис заходів, які направлені на розвиток газосховищ за рахунок будівництва нових об’єктів газосховищ, включаючи нове будівництво, реконструкцію, капітальний ремонт, технічне переоснащення тощо, у наступні 10 років за рахунок планованих інвестицій.

5. Пояснювальна записка до розділу ІІІ плану розвитку має передбачати:

Ціни закупівель, які застосовуються при формуванні плану розвитку на перший рік, є орієнтовними. Остаточна ціна закупівель визначається Оператором газосховищ на конкурентних засадах відповідно до вимог чинного законодавства про здійснення закупівель, зокрема Закону України «Про публічні закупівлі».

Пояснювальна записка до розділу IV 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 (1 рік);

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

6. Порядок подання, розгляду та затвердження плану розвитку

1. План розвитку на наступні 10 років подається Оператором газосховищ Регулятору щороку до 31 жовтня року, що передує планованому 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 № 866, у частині схвалення/затвердження інвестиційних програм/планів розвитку та змін до них.

Оператор газосховищ забезпечує достовірність наданої Регулятору інформації.

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 газосховищ 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 газосховищ протягом 5 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 газосховищ у двох примірниках. Протягом 7 календарних днів один примірник надається Регулятору, другий залишається в Оператора газосховищ.

На титульній сторінці всіх примірників затвердженого плану розвитку газосховищ 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 газосховищ 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.

7. Виконання плану розвитку

1. Оператор газосховищ 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 відсотків Оператор газосховищ 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 газосховищ, першочергово забезпечується фінансування заходів з будівництва, модернізації і реконструкції інженерно-технологічного комплексу газосховищ. При цьому Оператор газосховищ 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.

6. У випадку фактичного збільшення надходження коштів відповідно до визначених джерел фінансування Оператор газосховищ 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 газосховищ 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 газосховищ, але не передбачені планом розвитку, не враховуються як виконання плану розвитку.

8. Порядок надання звітної інформації щодо виконання плану розвитку

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

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

2. Контроль за виконанням Оператором газосховищ плану розвитку здійснюється Регулятором шляхом аналізу звітної інформації щодо виконання плану розвитку та проведення Регулятором планових і позапланових перевірок діяльності Оператора газосховищ.

VІ. Порядок укладення договору зберігання
(закачування, відбору) природного газу

1. Порядок укладення договору зберігання (закачування, відбору) природного газу

1. Доступ до послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу здійснюється на підставі договору зберігання (закачування, відбору) природного газу. Оператор газосховищ не має права відмовити в укладенні договору зберігання (закачування, відбору) природного газу за умови дотримання заявником вимог щодо його укладення, передбачених цим Кодексом.

Договір зберігання (закачування, відбору) природного газу є документом, який регулює правовідносини між оператором газосховища і окремим замовником.

2. Для укладення договору зберігання (закачування, відбору) природного газу заявник надає оператору газосховищ:

ЕІС-код суб’єкта ринку природного газу України;

у випадку, якщо замовником 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, що виступають від імені замовника.

3. Якщо документи, зазначені в пункті 2 цієї глави, складені іноземною мовою, подається також їх засвідчений переклад українською мовою.

4. Для укладення договору зберігання (закачування, відбору) оператор газосховищ не має права вимагати документи та/або інформацію, що не передбачені в пункті 2 цієї глави.

5. Оператор газосховищ розглядає заяву про укладення договору зберігання (закачування, відбору) 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 газосховищ звертається протягом п'яти робочих днів з дня реєстрації заяви до заявника з письмовим запитом щодо уточнення повноти його заяви. При цьому строк розгляду заяви про укладення договору зберігання (закачування, відбору) призупиняється на час доповнення замовником документів у повному обсязі.

6. Якщо відповідь на письмовий запит оператора газосховища щодо уточнення даних у десятиденний строк не надійшла, оператор газосховища залишає заяву без розгляду, про що письмово із зазначенням причини повідомляє заявника.

9. Замовник на підставі договору зберігання (закачування, відбору) або одночасно із заявою на укладення договору зберігання (закачування, відбору) може подати заявку на розподіл потужності. У разі одночасного надання заяви на укладення договору зберігання (закачування, відбору) природного газу та заявки на розподіл потужності договір зберігання (закачування, відбору) укладається лише при узгодженні сторонами розподілу потужності.

10. Заявка на розподіл потужності надається у двох примірниках. Форма заявки на розподіл потужності визначається додатком до Типового договору зберігання (закачування, відбору) природного газу. Заявка на розподіл потужності може укладатися в електронному вигляді з використанням електронно-цифрового підпису.

11. Договір зберігання (закачування, відбору) та додатки складаються українською мовою. За клопотанням замовника оператор газосховищ надає договір зберігання (закачування, відбору) українською та англійською мовами.

2. Оплата послуг

1. Замовник послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу, якому було розподілено річну потужність, зобов’язаний щомісячно здійснювати 100 % попередньої оплати в розмірі вартості замовленої річної потужності на період газового місяця за п'ять банківських днів до початку газового місяця, у якому буде надаватись така послуга.

2. Індивідуальні послуги строком на 1 місяць надаються на умовах 100 % попередньої оплати в розмірі вартості замовлених індивідуальних послуг на період газового місяця за п’ять банківських днів до початку газового місяця, у якому будуть надаватись такі індивідуальні послуги. Оплата вартості індивідуальної послуги робочого обсягу на місяць, яка розподіляється після строку розподілу такої послуги, здійснюється замовником шляхом перерахування грошових коштів у сумі повної вартості послуг за повний газовий місяць не пізніше банківського дня, що передує дню надання такої послуги.

4. Якщо попередня оплата не була надана замовником послуг зберігання (закачування, відбору) у строк, визначений пунктами 1 - 2 цієї глави, то оператор газосховища призупиняє надання доступу до розподіленої потужності, щодо якої не були виконані вимоги попередньої оплати. На період призупинення такий замовник не звільняється  від зобов’язань щодо сплати за розподілену потужність.

Оператор газосховища має право пропонувати таку розподілену потужність іншим замовникам послуг зберігання (закачування, відбору) на переривчастій основі.

5. У випадку неоплати або несвоєчасної оплати замовником послуг у строки, визначені цим Кодексом та договором зберігання (закачування, відбору) природного газу, оператор газосховища до дати виконання замовником зобов’язань відмовляє замовнику у прийнятті номінацій, торгових сповіщень про передачу природного газу в газосховищах та заявок про передачу потужності газосховища, про що повідомляє оператора газотранспортної системи.

VІI. Розподіл потужності

1. Загальні умови

3. Оператор газосховища для розподілу річної потужності пропонує не більше 90 % вільної потужності газосховищ. Щонайменше 10 % вільної потужності газосховищ повині бути вільними для місячних періодів протягом року зберігання.

4. Замовник послуг зберігання (закачування, відбору) одночасно може використовувати річну потужність та індивідуальні послуги.

5. У період нейтрального (стабілізаційного) періоду оператор газосховища може обмежити доступ замовника до потужностей газосховищ. При цьому оплата замовником доступу до потужностей закачування та/або відбору на обсяг обмеження не здійснюється.

6. У заявці на розподіл потужності (річної потужності/індивідуального робочого обсягу/індивідуальної потужності закачування на місяць/індивідуальної потужності відбору на місяць) до договору зберігання (закачування, відбору) замовником зазначаються:

дата надання заявки;

його ЕІС-код та номер договору, на основі якого подається заявка на розподіл потужності (за наявності договору зберігання (закачування, відбору));

послуга, обумовлена договором (річна потужність/тип індивідуальної послуги на місяць);

заявлений обсяг потужності газосховищ;

період (строк, на який заявлено потужність газосховищ);

мінімальний обов’язковий обсяг потужності, до якого замовник погоджується зменшити заявлений обсяг у випадку, коли оператор задовольняє заявки на розподіл потужності пропорційно до заявлених обсягів, вказаних у заявках замовників.

7. Заявка на розподіл потужності надається у двох примірниках. Форма заявки на розподіл потужності визначається додатком до Типового договору зберігання (закачування, відбору) природного газу. Заявка на розподіл потужності може укладатися в електронному вигляді з використанням електронно-цифрового підпису.

8. Під час процедури розподілу потужностей газосховищ оператор газосховища проводить технічний аналіз, який включає оцінку можливості газосховищ задовольнити заявку замовника.

9. Оператор газосховища відмовляє в розподілі потужності газосховищ в таких випадках:

відсутність договору зберігання (закачування, відбору) природного газу з фізичною/юридичною особою, що подає заявку на розподіл потужності;

наявність простроченої заборгованості у замовника перед оператором газосховища за договором зберігання (закачування, відбору) природного газу;

відсутність або недостатність вільної потужності газосховищ;

невиконання замовником зобов’язань за договором зберігання (закачування, відбору) природного газу;

надання доступу стане перешкодою для виконання таким оператором спеціальних обов'язків, покладених на нього відповідно до статті 11 Закону України «Про ринок природного газу»;

відмова в доступі є виправданою на підставі рішення, прийнятого відповідно до статті 55 Закону України «Про ринок природного газу»;

виконання оператором газосховища вимог Національного плану дій або правил про безпеку постачання природного газу.

10. Про відмову оператор газосховища повідомляє (із зазначенням причин відмови) замовника та Регулятора протягом п'яти робочих днів.

11. Розподіл вільної потужності газосховищ повинен відбуватися в такому порядку: річна потужність, індивідуальні послуги на місяць.

12. Заявки на розподіл потужності на рік зберігання 2017/2018 та на липень 2017 приймаються оператором газосховища до 22 червня 2017 року. Заявки на розподіл потужності на рік зберігання 2017/2018 та на липень 2017 року, подані пізніше вказаних строків, залишаються без розгляду.

Оператор газосховища за результатами проведення процедури розподілу річної потужності на рік зберігання 2017/2018 та індивідуальних послуг на місяць на липень 2017 року зазначає розподілений обсяг та погоджує (підписує) заявку на розподіл потужності або відмовляє в її  погодженні замовнику (з повідомленням причини відмови в розподілі потужності)  в електронному  та/або в письмовому вигляді до 27 червня 2017 року.

До 29 червня 2017 року замовник здійснює оплату вартості послуг річної потужності на рік зберігання 2017/2018 за період першого газового місяця надання такої послуги та оплату вартості індивідуальних послуг на місяць за липень 2017 року.

Першим газовим місяцем надання послуги річної потужності на рік зберігання 2017/2018 є липень 2017 року.

2. Розподіл річної потужності

1. Заявка на розподіл річної потужності подається щорічно на період не менше одного року зберігання та не більше чотирьох років зберігання, наступних за роком зберігання, в якому подається заявка.

3. Заявки на розподіл річної потужності газосховищ подаються з 01 лютого до 15 лютого щодо років зберігання, наступних за роком зберігання, в якому подається заявка. Якщо 15 лютого припадає на святковий, вихідний або неробочий день, то днем закінчення строку подачі заявки вважається наступний робочий день. Заявки на розподіл річної потужності, подані раніше або пізніше вказаних строків, залишаються без розгляду.

4. Заявка на розподіл річної потужності, подана замовником на кінець передбаченого цим Кодексом строку подання, є безвідкличною пропозицією щодо придбання послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу.

5. Оператор газосховища здійснює попередній розгляд заявки на розподіл потужності протягом трьох робочих днів з дня її отримання. Якщо дані, викладені в заявці, потребують уточнення, оператор газосховища протягом зазначеного строку надсилає замовнику запит в електронному та/або паперовому вигляді та вказує вичерпний перелік даних, які потребують уточнення. При цьому строк попереднього розгляду заявки подовжується на період уточнення даних замовником послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу.

6. Протягом п’ятиденного строку з дня отримання запиту щодо уточнення даних замовник надає оператору газосховища відповідні уточнення та доповнення. Якщо уточнена заявка на розподіл потужностей газосховищ не буде подана протягом встановленого строку, то оператор газосховища має право залишити заявку без розгляду.

7. За результатами попереднього розгляду оператор газосховища в електронному та/або паперовому вигляді повідомляє замовника протягом 2 робочих днів про прийняття заявки до участі у процедурі розподілу послуг зберігання (закачування, відбору) або залишення заявки без розгляду із зазначенням причини відмови.

8. Якщо сумарна річна потужність, заявлена замовниками, не перевищує вільну річну потужність газосховищ, кожний із замовників одержує заявлений обсяг річної потужності, зазначений у поданій заявці.

Якщо сумарна річна потужність, заявлена замовниками, перевищує вільну річну потужність газосховищ, оператор газосховища задовольняє заявки пропорційно до заявлених обсягів кожного із замовників з урахуванням мінімального обов’язкового обсягу річної потужності. Якщо відповідно до пропорційного розподілу вільної потужності газосховищ оператор має розподілити замовникам обсяг річної потужності менший ніж мінімальний обов’язковий обсяг, вказаний у їх заявках, то оператор газосховища відмовляє таким замовникам у розподілі потужності. Річна потужність, яку не було розподілено таким замовникам, розподіляється між іншими замовниками пропорційно до їх заявлених обсягів.

9. Оператор газосховища за результатами проведення процедури розподілу річної потужності зазначає розподілений обсяг та погоджує (підписує) заявку на розподіл потужності або відмовляє в її погодженні замовнику з повідомленням причини відмови в розподілі потужності в електронному та/або в письмовому вигляді до 01 березня поточного року.

Оператор одночасно із підписаною заявкою на розподіл потужності надсилає замовнику криві закачування та відбору, визначені на основі розподіленого обсягу річної потужності.

Зобов’язання щодо оплати послуг зберігання (закачування, відбору) виникає у момент надходження  замовнику результатів процедури розподілу потужності (погодженої заявки на розподіл потужності) з урахуванням строків попередньої оплати, визначених Кодексом газосховищ та договором зберігання (закачування, відбору) природного газу.

Зміни до розподіленої річної потужності у випадку підтвердження заявки на збільшення річної потужності набувають чинності з 01 травня відповідного року зберігання.

Якщо від різних замовників надходять заявки на збільшення розміру розподіленої річної потужності, вони розглядаються та підтверджуються в черговості їх надходження.

3. Розподіл індивідуального робочого обсягу на місяць

1. Заявка на розподіл індивідуального робочого обсягу може подаватися щомісяця на період від одного газового місяця та до кінця відповідного року зберігання.

3. Заявки на розподіл індивідуального робочого обсягу подаються до 10 числа поточного місяця на наступний газовий місяць та/або наступні газові місяці до кінця відповідного року зберігання. Якщо 10 число місяця припадає на святковий, вихідний або неробочий день, то днем закінчення строку подачі заявки вважається наступний робочий день.

4. Заявка на розподіл індивідуального робочого обсягу, подана замовником на кінець передбаченого цим Кодексом строку подання, є безвідкличною пропозицією щодо придбання послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу.

5. Якщо сумарний робочий обсяг газосховищ, заявлений замовниками відповідно до заявок, поданих у строк, вказаний у пункті 3 цієї глави, не перевищує вільний робочий обсяг газосховищ, кожний із замовників одержує робочий обсяг в обсягах, зазначених у поданих заявках.

Якщо сумарний робочий обсяг, заявлений замовниками відповідно до заявок, поданих у строк, вказаний у пункті 3 цієї глави, перевищує вільний робочий обсяг газосховищ, оператор газосховища задовольняє заявки пропорційно до заявлених обсягів кожного із замовників з урахуванням мінімального обов’язкового обсягу. Якщо відповідно до пропорційного розподілу вільної потужності газосховищ оператор має розподілити замовникам обсяг індивідуального робочого обсягу менший ніж мінімальний обов’язковий обсяг, вказаний у їх заявках, то оператор газосховища відмовляє таким замовникам у розподілі потужності. Індивідуальний робочий обсяг, який не було розподілено таким замовникам, розподіляється між іншими замовниками пропорційно до їх заявлених обсягів.

6. Оператор газосховища за результатами проведення процедури розподілу індивідуального робочого обсягу щодо наступного газового місяця та/або наступних газових місяців до кінця відповідного року зберігання зазначає розподілений обсяг та погоджує (підписує) заявку на розподіл потужності або відмовляє в її погодженні замовнику (з повідомленням причини відмови в розподілі потужності) в електронному та/або письмовому вигляді до 14 числа поточного місяця. Зобов’язання щодо оплати послуг зберігання (закачування, відбору) виникає в момент отримання замовником результатів процедури розподілу потужності (погодженої заявки на розподіл потужності) з урахуванням строків попередньої оплати, визначених цим Кодексом та договором зберігання (закачування, відбору) природного газу.

7. Замовник може замовити додатковий індивідуальний робочий обсяг на місяць після закінчення строку розподілу, вказаного у пункті 3 цієї глави, протягом газового місяця, в якому має надаватись така послуга,  шляхом надання заявки на отримання додаткового індивідуального робочого обсягу. Замовник має подати заявку на розподіл додаткового індивідуального робочого обсягу не пізніше ніж за один робочий день до дня надання такої послуги. Оператор газосховища протягом двох годин після отримання заявки перевіряє наявність вільного робочого обсягу та погоджує (підписує) таку заявку або відмовляє в розподілі додаткового робочого обсягу, про що повідомляє замовника. Оператор газосховища задовольняє заявки на індивідуальний робочий обсяг, отримані протягом газового місяця, в якому має надаватись така послуга, у порядку черговості їх отримання.

4. Розподіл індивідуальної потужності закачування на місяць

1. Заявка на розподіл індивідуальної потужності закачування на місяць може подаватися щомісяця на наступний газовий місяць.

3. Заявки на розподіл індивідуальної потужності закачування на місяць подаються до 10 числа поточного місяця на наступний місяць. Якщо 10 число місяця припадає на святковий, вихідний або неробочий день, то днем закінчення строку подачі заявки вважається наступний робочий день. Заявки на розподіл індивідуальної потужності закачування на місяць, подані пізніше вказаних строків, залишаються без розгляду.

4. Заявка на розподіл індивідуальної потужності закачування на місяць, подана замовником на кінець передбаченого цим Кодексом строку подання, є безвідкличною пропозицією  щодо придбання послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу.

5. Якщо сумарна індивідуальна потужність закачування на місяць, заявлена замовниками, не перевищує вільну індивідуальну потужність закачування, кожний із замовників одержує індивідуальну потужність закачування в обсягах, зазначених у поданій заявці.

Якщо сумарна індивідуальна потужність закачування на місяць, заявлена замовниками, перевищує вільну індивідуальну потужність закачування на місяць, оператор газосховища задовольняє заявки пропорційно до заявлених обсягів кожного із замовників з урахуванням мінімального обов’язкового обсягу індивідуальної потужності закачування. Якщо відповідно до пропорційного розподілу вільної потужності газосховищ оператор має розподілити замовникам обсяг індивідуальної потужності закачування менший ніж мінімальний обов’язковий обсяг, вказаний у їх заявках, то оператор газосховища відмовляє таким замовникам у розподілі потужності. Індивідуальна потужність закачування, яка не була розподілена таким замовникам, розподіляється між іншими замовниками пропорційно до їх заявлених обсягів.

6. Оператор газосховища за результатами проведення процедури розподілу індивідуальної потужності закачування щодо наступного газового місяця зазначає розподілений обсяг та погоджує (підписує) заявку на розподіл потужності або відмовляє в її погодженні замовнику (з повідомленням причини відмови в розподілі потужності) в електронному та/або письмовому вигляді до 14 числа поточного місяця. Зобов’язання щодо оплати послуг зберігання (закачування, відбору) виникає в момент надходження замовнику результатів процедури розподілу потужності (погодженої заявки на розподіл потужності) з урахуванням строків попередньої оплати, визначених Кодексом газосховищ та договором зберігання (закачування, відбору) природного газу.

5. Розподіл індивідуальної потужності відбору на місяць

1. Заявка на розподіл індивідуальної потужності відбору на місяць може подаватися щомісяця на наступний газовий місяць.

3. Заявки на розподіл індивідуальної потужності відбору на місяць подаються до 10 числа поточного місяця на наступний газовий місяць. Якщо 10 число місяця припадає на святковий, вихідний або неробочий день, то днем закінчення строку подачі заявки вважається наступний робочий день. Заявки на розподіл індивідуальної потужності відбору на місяць, подані пізніше вказаних строків, залишаються без розгляду.

4. Заявка на розподіл індивідуальної потужності відбору на місяць, подана замовником на кінець передбаченого цим Кодексом строку подання, є безвідкличною пропозицією щодо придбання послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу.

5. Якщо сумарна індивідуальна потужність відбору на місяць, заявлена замовниками, не перевищує вільну індивідуальну потужність відбору, кожний із замовників одержує індивідуальну потужність відбору в обсягах, зазначених у поданій заявці.

Якщо сумарна індивідуальна потужність відбору на місяць, заявлена замовниками, перевищує вільну індивідуальну потужність відбору на місяць, оператор газосховища задовольняє заявки пропорційно до заявлених обсягів кожного із замовників з урахуванням мінімального обов’язкового обсягу індивідуальної потужності відбору. Якщо відповідно до пропорційного розподілу вільної потужності газосховищ оператор має розподілити замовникам обсяг індивідуальної потужності відбору менший ніж мінімальний обов’язковий обсяг, вказаний у їх заявках, то оператор газосховища відмовляє таким замовникам у розподілі потужності. Індивідуальна потужність відбору, яка не була розподілена таким замовникам, розподіляється між іншими замовниками пропорційно до їх заявлених обсягів.

6. Оператор газосховища за результатами проведення процедури розподілу індивідуальної потужності відбору щодо наступного газового місяця зазначає розподілений обсяг та погоджує (підписує) заявку на розподіл потужності або відмовляє в її погодженні замовнику (з повідомленням причини відмови в розподілі потужності) в електронному та/або письмовому вигляді до 14 числа поточного місяця. Зобов’язання щодо оплати послуг зберігання (закачування, відбору) виникає в момент надходження замовнику результатів процедури розподілу потужності (погодженої заявки на розподіл потужності) з урахуванням строків попередньої оплати, визначених Кодексом газосховищ та договором зберігання (закачування, відбору) природного газу.

VIII. Адміністрування передачі природного газу, що зберігається в газосховищах, та адміністрування передачі розподілених потужностей

1. Адміністрування передачі природного газу, що зберігається в газосховищах

1. Замовники мають право укладати угоди, на підставі яких відбувається передача природного газу, що зберігається в газосховищах.

2. Оператор газосховища забезпечує функціонування інформаційної платформи, за допомогою якої обліковується передача природного газу, що зберігається в газосховищах.

3. Обліковий запис щодо  передачі природного газу, що зберігається в газосховищах, з рахунку зберігання замовника, який передає природний газ, на рахунок зберігання замовника, що приймає природний газ, здійснюється оператором газосховища на підставі торгових сповіщень про  передачу природного газу, що надаються йому замовниками.

4. Торгове сповіщення має містити таку інформацію:

реквізити, у тому числі ЕІС-код замовника, який надає торгове сповіщення;

реквізити суб’єкта ринку природного газу, у тому числі його ЕІС-код, який є іншою стороною передачі природного газу, що зберігається в газосховищах;

предмет торгового сповіщення - передача або прийом природного газу, що зберігається в газосховищах;

обсяг природного газу, що передається;

митний режим природного газу, що передається.

5. Оператор газосховища підтверджує торгові сповіщення та обліковує передачу природного газу, що зберігається в газосховищах, якщо:

торгове сповіщення про передачу природного газу, надане замовником, збігається з відповідним торговим сповіщенням іншої сторони передачі природного газу, що зберігається в газосховищах;

замовник, який передає природний газ, має на момент передачі природного газу на своєму рахунку зберігання обсяг природного газу не менший ніж обсяг природного газу, вказаний у торговому сповіщенні;

обсяг природного газу, який передається, не перебуває під обтяженням або обмеженням (у т. ч. арештом), якщо оператор газосховища був поінформований відповідно до чинного законодавства про такі обтяження або обмеження (у т. ч. арешт);

суб’єкт ринку природного газу, який приймає природний газ, має на момент передачі природного газу укладений з оператором газосховища договір зберігання (закачування, відбору) природного газу та необхідний розподілений робочий обсяг за договором зберігання (закачування, відбору) природного газу;

замовник, що надав торгове сповіщення про передачу природного газу, що зберігається в газосховищах, не має простроченої заборгованості перед оператором газосховища за договором зберігання (закачування, відбору) природного газу;

замовник, який передає або приймає природний газ, виконує вимоги цього Кодексу та договору зберігання (закачування, відбору) природного газу.

6. У разі передачі/прийому замовником у газосховищі будь-якої частини обсягу природного газу, який був поданий на точку виходу до газосховища чи групи газосховищ на умовах користування потужністю з обмеженнями у визначенні Кодексу газотранспортної системи, замовник зобов’язується, крім інформації, визначеної в пункті 4 цієї глави, зазначити в торговому сповіщенні, що природний газ, який підлягає передачі, був поданий на точку виходу до газосховища чи групи газосховищ на умовах користування потужністю з обмеженнями.

7. Після підтвердження торгового сповіщення оператор газосховища збільшує обсяг природного газу на рахунку зберігання замовника, який приймає природний газ, та зменшує обсяг природного газу на рахунку зберігання замовника, який передає природний газ, на обсяг природного газу, який був вказаний у торговому сповіщенні.

8. Строк підтвердження торгових сповіщень не повинен перевищувати 2 години, з моменту їх отримання. Оператор газосховища має мінімізувати час на адміністрування торгових сповіщень.

9. Якщо оператор газосховища не підтверджує торгове сповіщення, він зобов’язаний протягом 2-х годин повідомити причини відмови замовнику, який передає або приймає природний газ, що зберігається в газосховищах, в електронному вигляді.

11. Адміністрування передачі природного газу, що зберігається в газосховищах, між замовниками здійснюється оператором газосховища на безоплатній основі.

2. Порядок передачі розподілених потужностей газосховищ

1. Замовники мають право укладати правочини, на підставі яких відбувається перехід права користування потужністю в рамках послуги «річна потужність».

2. Адміністрування передачі розподіленої потужності здійснюється оператором газосховища на безоплатній основі.

3. Замовники можуть передавати виключно річну потужність.

Замовник може передавати весь обсяг або частину обсягу річної потужності, але не може передавати річну потужність роз’єднано (окремо робочий обсяг, окремо потужність закачування та окремо потужність відбору).

4. Оператор газосховища забезпечує функціонування інформаційної платформи, за допомогою якої обліковується перехід права користування послугами зберігання (закачування, відбору) природного газу.

5. Оператор газосховища здійснює передачу потужності газосховищ від одного замовника до іншого замовника на підставі заявок про передачу потужності, що надаються оператору газосховища замовниками.

6. Заявка про передачу потужності газосховищ має містити таку інформацію:

ідентифікаційні дані, у тому числі ЕІС-код замовника, який надає заявку;

ідентифікаційні дані, у тому числі ЕІС-код замовника, який є іншою стороною передачі потужності газосховищ;

предмет заявки - набуття або відчуження потужності газосховищ;

тип та обсяг потужності газосховищ для набуття або відчуження;

дату, з якої передається потужність. Дата передачі потужності повинна припадати на перший день газового місяця.

7. Одночасно із заявкою про передачу потужності замовник повинен надати скореговану заявку на розподіл потужності у двох примірниках, в якій буде зменшено/збільшено обсяг заявленої потужності відповідно до обсягу потужності, що відчужується або набувається.

8. Оператор газосховища підтверджує заявки про передачу потужності, якщо:

заявка на відчуження чи набуття потужності, надана замовником, збігається з відповідною заявкою іншої сторони, яка набуває або відчужує потужність газосховищ;

замовники надали належним чином оформлені скореговані заявки на розподіл потужності;

потужність газосховищ для відчуження не більша ніж відповідна розподілена потужність газосховищ замовнику;

суб’єкт ринку природного газу, який набуває потужність, має укладений з оператором газосховища договір зберігання (закачування, відбору) природного газу;

замовник, який надав заявку про передачу потужності, не має простроченої заборгованості перед оператором газосховища за договором зберігання (закачування, відбору) природного газу;

замовник, який передає та/або набуває потужність, виконує вимоги цього Кодексу та договору зберігання (закачування, відбору) природного газу;

зміст заявки відповідає вимогам цього Кодексу.

9. Оператор газосховища протягом трьох робочих днів з дня отримання заявки про передачу потужності здійснює розгляд заявки.

10. За результатами розгляду заявки про передачу потужності оператор газосховища направляє погоджену (підписану) скореговану заявку на розподіл потужності.

11. Якщо оператор газосховища не підтверджує заявку про передачу потужності, він зобов’язаний повідомити причини відмови замовнику, який подав заявку про передачу потужності в електронному вигляді.

IX. Номінації, реномінації та алокація

1. Загальні умови надання номінацій

1. З метою користування послугами зберігання (закачування, відбору) замовник подає оператору газосховища номінації/реномінації на закачування та/або відбір відповідно до умов цього Кодексу та договору зберігання (закачування, відбору) природного газу.

2. Номінації/реномінації повинні містити таку інформацію:

ідентифікацію замовника послуг, що надає номінацію/реномінацію;

газову добу, до якої належить відповідна номінація/реномінація;

обсяг природного газу, поданий замовником послуг для закачування до газосховищ та/або відбору з газосховищ;

ідентифікацію про те, що обсяг природного газу, поданий для закачування та/або відбору до/з газосховищ, перебуває в митному режимі митного складу у визначенні Митного кодексу України;

ідентифікацію про те, що номінація/реномінація подається на обсяги природного газу, поданого для закачування та/або відбору до/з газосховищ з використанням потужностей з обмеженнями у визначенні Кодексу газотранспортної системи.

Для обсягів природного газу, поданих для закачування та/або відбору до/з газосховищ з використанням потужності з обмеженнями у визначенні Кодексу газотранспортної системи, замовник подає оператору газосховищ окрему номінацію/реномінацію, в якій зазначається ідентифікація про те, що номінація/реномінація подається на обсяги природного газу, поданого для закачування та/або відбору до/з газосховищ з використанням потужностей з обмеженнями у визначенні Кодексу газотранспортної системи.

3. Оператор газосховища підтверджує номінації/реномінації в такому порядку:

номінації/реномінації для закачування та/або відбору природного газу з використанням річної потужності;

номінації/реномінації для закачування та/або відбору природного газу з використанням індивідуальної потужності закачування/відбору на місяць;

номінації/реномінації для закачування та/або відбору природного газу з використанням індивідуальної потужності на добу наперед.

4. Номінація/реномінація замовників, яким надається послуга зі зберігання (закачування, відбору) природного газу на переривчастій основі, може бути підтверджена зі зменшенням обсягів природного газу, заявлених замовником у номінації/реномінації. Зменшення здійснюється в такій черговості:

індивідуальна послуга на закачування/відбір на добу наперед;

індивідуальна послуга закачування/відбору на місяць.

У випадку, якщо послуги мають однаковий строк надання, зменшення має відбуватись в порядку черговості отримання номінацій/реномінацій.

5. Номінації можуть бути змінені відповідно до процедури реномінації.

6. У номінаціях і реномінаціях необхідно врахувати зміну часу з літнього на зимовий, а також із зимового на літній.

7. Номінації та реномінації, які подаються замовником, повинні враховувати обмеження та припинення, які впроваджуються згідно з положеннями цього Кодексу, Національного плану дій, а також інші обмеження, які впроваджуються згідно з чинним законодавством.

8. У разі відсутності технічної можливості подавати/приймати обсяг природного газу, зазначений у номінації оператор газотранспортної системи повідомляє про це оператора газосховища. Оператор газосховища повинен негайно інформувати про це замовників. Замовники протягом двох годин після одержання вищезазначеної інформації зобов’язані скорегувати номінацію на закачування та/або відбір та подати оператору газосховища реномінацію.

9. Оператор газосховища має право зменшувати чи відхиляти номінацію під час нейтрального періоду та в інших випадках, передбачених цим Кодексом та договором зберігання (закачування, відбору) природного газу. У такому випадку оператор газосховища зменшує чи відхиляє номінації з урахуванням порядку підтвердження номінацій/реномінацій, зазначеному в пункті 3 цієї глави.

10. Оператор газосховища відхиляє номінації/реномінації за умови:

відсутності дійсного договору зберігання (закачування, відбору) природного газу між замовником та оператором газосховища;

невиконання умов договору зберігання (закачування, відбору) природного газу замовником;

невиконання замовником порядку подання номінації/реномінації, визначеного цим розділом;

наявності простроченої заборгованості у замовника перед оператором газосховища за договором зберігання (закачування, відбору) природного газу;

недотримання умов оплати послуг відповідно до вимог цього Кодексу та договору зберігання (закачування, відбору) природного газу;

відсутності у замовника достатньої розподіленої потужності та  відсутності вільної та/або неномінованої  потужності закачування/відбору на добу наперед для надання замовнику індивідуальних послуг на добу наперед;

відсутності достатнього розподіленого робочого обсягу у замовника за договором зберігання (закачування, відбору) природного газу для виконання номінації на закачування природного газу;

відсутності достатнього обсягу природного газу на рахунку зберігання замовника для здійснення відбору відповідно до поданої номінації/реномінації на відбір з урахуванням відповідного митного режиму та ідентифікації про те, що природний газ був поданий на точку виходу до газосховища чи групи газосховищ на умовах користування потужністю з обмеженнями;

наявності обмежень та/або обтяжень, про які відповідно до законодавства поінформований оператор газосховища, на природний газ замовника у відповідному обсязі; 

оголошення оператором газосховища про обмеження, викликані аварією або надзвичайною ситуацією, що робить неможливим надання послуг зі зберігання (закачування, відбору) природного газу, та/або у період нейтрального періоду за наданою замовником номінацією/реномінацією;

необхідності виконання оператором газосховища вимог Національного плану дій або правил про безпеку постачання природного газу;

невиконання вимог чинного законодавства щодо зберігання природного газу відповідно до обраного митного режиму;

відсутності в номінації/реномінації інформації щодо митного режиму природного газу;

відсутності в номінації/реномінації інформації про подачу природного газу на умовах користування потужністю з обмеженнями у визначенні Кодексу газотранспортної системи, якщо природний газ був поданий на умовах користування потужністю з обмеженнями.

11. У разі відхилення номінації/реномінації оператор газосховища інформує замовника про причини відхилення в електронному вигляді.

12. Номінація/реномінація, що пройшла процес перевірки, визначений цим Кодексом, отримує статус підтвердженої номінації/реномінації.

13. Номінація/реномінація замовників, яким надаються послуги зберігання (закачування, відбору) на переривчастій основі, може бути змінена оператором газосховища в односторонньому порядку у випадку необхідності виконання поданих реномінацій замовників, які використовують послуги зберігання (закачування, відбору) на гарантованій основі. Оператор газосховища повинен негайно поінформувати про це замовників, яким була змінена номінація/реномінація.

2. Процедура надання номінації

1. Замовник подає номінацію оператору газосховища не пізніше ніж до 13:00 UTC (15:00 за київським часом) години газової доби для зимового періоду та 12:00 UTC (15:00 за київським часом) години газової доби для літнього періоду, що передує газовій добі, яка стосується номінації. Якщо замовник надає більш ніж одну таку номінацію в цей самий строк, оператор газосховища розгляне номінацію, яка була одержана останньою. Оператор газосховища повідомляє замовника про прийняття або відхилення номінації до 15:00 UTC (17:00 за київським часом) години газової доби для зимового періоду та 14:00 UTC (17:00 за київським часом) години газової доби для літнього періоду, що передує газовій добі, яка стосується номінації.

2. Замовник може подати оператору газосховища номінації не більш ніж на 180 діб наперед (у розрізі доби).

3. У випадку ненадання замовником номінацій на наступну газову добу відповідно до положень пункту 1 цієї глави оператор газосховища приймає до розгляду попередню номінацію на відповідну газову добу, яка була одержана останньою.

4. У випадку коли замовник не подає оператору газосховища номінацію згідно з положеннями пункту 2 цієї глави або номінацію на наступну газову добу протягом часу, вказаного в пункті 1 цієї глави, вважається підтвердженою номінація для такого замовника з обсягами природного газу, що дорівнює «0» (нулю).

5. У випадку відхилення номінації обсяг природного газу в номінації, підтвердженій для замовника, дорівнює «0» (нулю).

3. Процедура надання реномінацій

1. Замовник має право змінити заявлені обсяги, визначені в підтвердженій оператором газосховища номінації для цієї газової доби. Реномінації надаються з 16:00 UTC (18:00 за київським часом) години газової доби для зимового періоду та 15:00 UTC (18:00 за київським часом) години газової доби, що передує газовій добі, з якої здійснюється номінація, до 02:00 UTC (04:00 за київським часом) години газової доби для зимового періоду та 01:00 UTC (04:00 за київським часом) години газової доби, коли повинна бути виконана реномінація. Реномінація надається не менш ніж за 2 години до початку зміни обсягів закачування/відбору, які були визначені номінацією.

2. Змінам не підлягають обсяги, які будуть закачані та/або відібрані на підставі підтвердженої номінації до початку зміни обсягів, визначених реномінацією.

3. Процедура розгляду реномінації розпочинається кожної години та триває дві (2) години. Оператор газосховищ розглядає останню реномінацію, одержану перед початком щогодинного розгляду реномінацій.

4. Оператор газосховищ повідомляє замовника, який подав реномінацію, про підтвердження або відхилення реномінації разом з поданням причин відхилення протягом двох (2) годин від початку даної процедури розгляду реномінації, однак не пізніше ніж перед початком години, яка стосується реномінації.

6. У випадку, коли оператор газосховищ відхиляє реномінацію, остання номінація (реномінація), підтверджена оператором газосховищ, залишається чинною для сторін.

4. Перевірка відповідності номінацій та реномінацій на закачування/відбір природного газу до/з газосховищ

1. Номінації та реномінації на закачування/відбір природного газу повинні збігатися з відповідними номінаціями та реномінаціями, що були подані для віртуальної точки входу/виходу з/до газосховищ оператору газотранспортної системи.

2. Перевірка відповідності номінацій та реномінацій на закачування та/або відбір до/з газосховищ та номінацій та реномінацій для віртуальної точки входу/виходу з/до газосховищ та віртуальної точки входу/виходу з/до митного складу газосховищ проводиться відповідно до вимог Кодексу газотранспортної системи.

3. Якщо під час перевірки відповідності номінацій та реномінацій на закачування/відбір до/з газосховищ виявлено невідповідність у номінаціях та реномінаціях щодо обсягів природного газу, застосовується «правило меншого».

5. Принципи алокації

1. Алокація природного газу для кожного замовника у віртуальній точці входу/виходу з/до газосховищ та у віртуальній точці входу/виходу з/до газосховищ митного складу здійснюється відповідно до положень Кодексу газотранспортної системи.

2. Оператор газосховищ може укласти угоду з оператором газотранспортної системи стосовно провадження операторського балансового рахунку 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 такого рахунку.

3. Угода стосовно провадження операторського балансового рахунку, що укладається між оператором газосховищ та оператором газотранспортної системи, визначає засади управління оператором газотранспортної системи оперативним балансовим рахунком та обсягом природного газу, який може бути взаємно обміняний 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.

4. Для газосховищ, стосовно яких укладено угоду щодо впровадження операторського балансового рахунку, в якості обсягу природного газу, відповідно направленого замовником послуг зберігання (закачування, відбору) для закачування/відбору з/до газосховищ, приймаються обсяги, встановлені в підтвердженій номінації/реномінації для цих газосховищ. Тобто алокація обсягів природного газу для кожного замовника послуг зберігання (закачування, відбору) відповідає підтвердженій номінації/реномінації на закачування/відбір.

5. У випадках якщо одна юридична особа є одночасно оператором газосховищ та оператором газотранспортної системи, в якості обсягу природного газу, відповідно направленого замовником послуг зберігання (закачування, відбору) для закачування/відбору з/до газосховищ, приймаються обсяги, встановлені в підтвердженій номінації для цих газосховищ. Тобто алокація обсягів природного газу для кожного замовника послуг зберігання (закачування, відбору) відповідає підтвердженій номінації/реномінації на закачування/відбір.

6. Різниця між обсягами, вказаними у підтвердженій номінації/реномінації, та фактичним обсягом закачаного або відібраного природного газу зараховується на оперативний балансовий рахунок згідно з угодою стосовно провадження операторського балансового рахунку.

X. Правила врегулювання перевантажень

1. Загальні положення

1. Замовник зобов’язаний сприяти ефективному використанню потужностей газосховищ.

2. Перевантаження можуть виникнути в газосховищі у зв’язку з:

обмеженою потужністю газосховищ або технологічних об’єктів газосховищ;

обмеженою можливістю зберігання оператором газосховищ природного газу в газосховищах;

технологічними обмеженнями потужності закачування та відбору природного газу газосховищ, які знаходяться в управлінні оператора газосховищ;

необхідністю утримувати мінімальні або максимальні тиски у точках виходу з газосховищ;

необхідністю утримувати стабільні параметри якості природного газу в газосховищах і в точках входу та виходу;

проведенням робіт в газосховищах або в суміжних системах;

виникненням аварії або надзвичайної ситуації;

діями або бездіяльністю замовника, які не відповідають положенням Кодексу або договору зберігання;

необхідністю дотримання ефективних режимів закачування та відбору природного газу.

3. Оператор газосховища вживає заходів для запобігання створенню договірних перевантажень та дотримується таких принципів:

надання послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу та додаткових послуг, які відповідають потребам ринку природного газу;

розподіл потужності газосховищ здійснюється на недискримінаційній та прозорій основі відповідно до умов цього Кодексу;

надання пропозиції замовникам щодо використання неномінованої потужності газосховищ не менш як за одну добу до фактичної операції на переривчастих засадах;

забезпечення реалізації прав замовників, які уклали договір зберігання (закачування, відбору) природного газу, передати права доступу до газосховищ іншим замовникам.

4. Оператор газосховищ з метою уникнення можливості виникнення перевантажень:

на етапі розгляду заяв про розподіл потужності аналізує можливості виконання нових договорів;

за наявності технічної можливості надання послуг із зберігання (закачування, відбору) природного газу надає вільну гарантовану потужність, а у разі відсутності - послуги із зберігання (закачування, відбору) природного газу на переривчастих засадах;

на вимогу заінтересованого суб’єкта підготовлює інформацію про необхідний обсяг робіт щодо реконструкції газосховищ (газосховища) з метою збільшення його потужності, за підготовку якої оператор газосховищ стягує плату, яка відображає витрати на їх підготовку;

оператор газосховищ співпрацює з оператором газотранспортної системи;

планує та виконує модернізацію газосховищ;

експлуатує газосховища, а також управляє в спосіб, що зменшує ймовірність виникнення перевантажень;

розробляє та впроваджує план локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій.

2. Процедура врегулювання договірних перевантажень

1. Оператор газосховищ здійснює поточну оцінку використання розподіленої потужності газосховищ, враховуючи фактично надані послуги із зберігання в рамках укладених договорів зберігання (закачування, відбору), прийнятих заявок на розподіл потужності. Метою проведення поточної оцінки є запобігання можливості блокування потужності в газосховищах та виникнення договірних перевантажень.

2. Якщо під час розгляду нової заявки на розподіл потужності виявляється, що відсутня вільна потужність, а в рамках договорів зі зберігання (закачування, відбору) природного газу, які діють на момент розгляду такої нової заявки, існує розподілена річна потужність, що не використовується, то оператор газосховища звертається до замовника, який протягом шести місяців використовує менше 80 % розподіленої річної потужності, з вимогою протягом тридцяти днів здійснити відчуження річної потужності, яку він не використовує.

3. Якщо внаслідок зміни умов розподілу потужності або оголошення про відчуження потужності в газосховищах з’явиться вільна гарантована потужність, оператор газосховища пропонує цю потужність іншим замовникам.

4. Замовник може здійснювати відчуження частини розподіленої річної  потужності газосховищ іншим замовникам. При цьому замовник не може здійснювати відчуження річної потужності роз’єднано, тобто окремо робочого обсягу, окремо потужності закачування та окремо потужності відбору.

ідентифікаційні дані замовника;

потужність газосховища, що пропонується для відчуження;

дату, з якої пропонується надання доступу до потужності, та період, в якому пропонується надання доступу до потужності, який повинен охоплювати повні газові місяці, а початок повинен припадати на перший день газового місяця;

строк чинності пропозиції.

7. Пропозиція надсилається в електронній формі на електрону адресу не пізніше ніж за п'ять днів до дати, з якої пропонується надання доступу до потужності.

8. У разі якщо пропозиція не відповідає вимогам пункту 6 цієї глави, оператор газосховищ зберігає за собою право не розміщувати пропозицію, одночасно повідомляючи про це замовника в електронній формі на електронну адресу, вказану в пропозиції.

9. Оператор газосховищ не відповідає за достовірність та зміст пропозицій, розміщених замовниками.

10. Після закінчення строку чинності пропозиції оператор газосховищ вилучає пропозицію з переліку вільних потужностей, запропонованих до використання.

11. У разі відчуження потужності газосховищ, що не використовується, на користь замовника, з яким оператор газосховищ має чинний договір зберігання (закачування, відбору), застосовується нижчезазначена процедура:

замовник, який отримує потужність, надсилає оператору газосховищ підписані додатки про зміну розподілу потужності газосховища з урахуванням обсягів потужностей, що отримуються;

вищезазначені документи надсилаються оператору газосховищ в електронній формі на електрону адресу, а також рекомендованим листом.

12. У разі відчуження потужності газосховищ, що не використовується, на користь замовника, у якого відсутній укладений з оператором газосховищ договір зберігання (закачування, відбору), суб’єкт, який отримує потужності, зобов’язаний укласти договір зберігання (закачування, відбору) згідно з положеннями цього Кодексу та надати оператору газосховищ:

заяву про розподіл потужності, підписану суб’єктом, який отримує потужності;

підписаний замовником, який відчужує потужність, додаток, що змінює розподіл потужності, з урахуванням обсягів потужностей, що відчужуються.

13. Оператор газосховищ здійснює перевірку заяви про розподіл потужності згідно з процедурами, визначеними цим Кодексом. У разі відсутності підстав у відмові в розподілі потужності оператор газосховищ узгоджує новий розподіл потужності із суб’єктом, який отримує потужність, а також додаток, що змінює розподіл потужності, із замовником, який відчужує потужність.

14. Дії, пов’язані з процедурою управління договірними перевантаженнями, оператор газосховищ здійснює безкоштовно.

3. Управління перевантаженнями газосховищ в разі незбалансованості обсягів надходження та відбирання природного газу

1. Якщо після використання заходів, визначених в цьому розділі, оператор газосховищ не має змоги збалансувати обсяги закачування та відбору природного газу, він може обмежити замовника, який спричинив ситуацію недобору або надлишку природного газу з/в газосховищах, шляхом:

обмеження (припинення) в прийнятті природного газу для зберігання в точках входу (в разі надлишку ресурсу природного газу для зберігання);

обмеження (припинення) в одержанні природного газу з газосховища у точках виходу (в разі недобору (зменшення) обсягу відбирання природного газу).

2. Оператор газосховищ, запроваджуючи обмеження, передає замовнику послуг зберігання інформацію про термін початку обмежень, очікуваний час їх тривалості, а також про максимальні обсяги для закачування або відбирання природного газу за годину та за добу до/з газосховищ в цій точці.

3. Запроваджені оператором газосховищ обмеження виконуються замовником послуг зберігання на підставі інформації, переданої оператором газосховищ, шляхом обмеження в номінаціях/реномінаціях обсягів закачування або відбору природного газу до/з газосховищ.

4. Витрати, пов’язані з обмеженням обсягу природного газу, що закачується або відбирається, а також відновленням договірних обсягів зі зберігання (закачування, відбору) природного газу, несе замовник послуг зберігання.

5. Період обмеження, запроваджений до замовника послуг зберігання, не впливає на одержану оператором газосховищ плату за послуги із зберігання (закачування, відбору) природного газу.

XI. Правила обміну інформацією

1. Загальні положення

1. Система обміну інформацією використовується для обміну відомостями, пов’язаними з наданням послуг зберігання (закачування, відбору), між оператором газосховищ та оператором газотранспортної системи, а також замовниками (далі - сторони).

2. Електронний обмін інформацією, пов’язаною з виконанням технічних угод та договорів зберігання (закачування, відбору), повинен бути заснований на стандарті електронного обміну документами (EDI) у версії, розробленій для газової промисловості під назвою "EDIG@S" (описаній в документі Edig@s Message Implementation Guidelines, доступ до якого надається на сторінці http://www.edigas.org. Як проміжне рішення для обміну даними може бути використаний формат xls, xlsx). Також сторони можуть узгодити подальші протоколи комунікацій: e-mail або FTP або AS2. Протокол AS2 може бути застосованим для комунікації у разі наявності технічних можливостей в обох сторін для обміну інформацією у загальноєвропейському стандарті Edig@s.

4. Обмін файлами відбувається з використанням електронної пошти або Інтернету.

5. Оператор газосховищ, оператор газотранспортної системи, а також замовник забезпечують охорону та цілісність файлів, які пересилаються.

6. У разі поміщення природного газу замовника, що зберігається на митному складі в митному режимі митного складу, в інший митний режим замовник зобов’язаний протягом трьох робочих днів з дати митного оформлення такого природного газу надати оператору газосховищ копію оформленої митної декларації, засвідчену митницею у встановленому порядку.

2. Відомості, які розміщуються та надсилаються оператором газосховищ

перелік послуг, що надаються таким оператором;

інформацію про ціну або тарифи та інші умови надання таких послуг;

кількісні показники обсягів потужності газосховищ, право користування якою було надане замовникам згідно з чинними договорами зберігання (закачування, відбору) природного газу, та вільної потужності газосховищ;

кількісні показники вільної та неномінованої потужності газосховищ на добу наперед;

загальні криві закачування та відбору газосховищ;

інформацію про обсяги природного газу, наявного в кожному газосховищі, обсяги закачування та відбору, а також обсяги вільної потужності газосховищ (щодня);

історичну інформацію про переривання послуг зберігання (закачування, відбору);

історичну інформацію про обсяги зберігання, закачування та відбору природного газу в газосховищах та історичний рівень використання потужності газосховищ;

тарифний калькулятор на послуги зберігання (закачування, відбору) природного газу;

графік запланованих робіт, які можуть вплинути на замовників послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу;

детальну інформацію про режим роботи газосховищ у випадку незапланованих змін у роботі газосховищ (які стосуються зміни потужності закачування та відбору, переривання тощо);

інформацію щодо операцій з передачі природного газу, що зберігається в газосховищах (кількість зареєстрованих операцій, кількість учасників);

Кодекс газосховищ та Типовий договір зберігання (закачування, відбору) природного газу;

форму заявки на договір зберігання (закачування, відбору), форму заявки на розподіл потужності, форму номінації, форму актів;

іншу інформацію, вимога щодо оприлюднення якої визначена чинним законодавством.

2. Оператор газосховищ передає оператору газотранспортної системи таку інформацію:

відповідність номінації або реномінації у точках входу/виходу, пов’язаних з газосховищами;

про обсяги природного газу, призначені для окремих замовників послуг зберігання;

дані щодо обсягу природного газу, одержаного та завантаженого за попередню добу, а також стан діючої місткості газосховищ за попередню газову добу до 10:00 години кожної доби;

про виникнення перебоїв у роботі газосховищ, які можуть вплинути на умови співпраці цих установок з газотранспортною системою, що містять інформацію про причину виникнення перебоїв, очікуваний час їх тривалості, зменшення потужності в точках приєднання до системи оператора газотранспортної системи, значення параметрів, що не відповідають договірним умовам, підтвердження змінених номінацій, які виникають через появу перебоїв;

про заплановані роботи в газосховищах, які можуть вплинути на умови співпраці газосховищ з газотранспортною системою, з метою погодження з оператором газотранспортної системи можливого терміну та часу тривалості робіт;

про зміну митного режиму всього або частини обсягу 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 набуває статусу українського товару у визначенні статті 4 Митного кодексу України, якщо оператор газосховищ не отримував повідомлення про зарахування повної оплати за зміни умов (обмежень) потужності з обмеженнями від оператора газотранспортної системи щодо такого обсягу газу.

4. Оператор газосховищ надає відомості, які стосуються номінацій та реномінацій, одержаних від замовників, з метою підтвердження можливості їх виконання.

{Главу 3 розділу ХІ виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017}

XII. Правила поведінки на випадок виникнення збоїв у роботі газосховища та порушення безпеки постачання природного газу

1. У разі виникнення аварії або надзвичайної ситуації, яка створює загрозу безпеці функціонування газосховища, оператор газосховищ негайно вживає заходів, спрямованих на усунення аварійної ситуації та поновлення його роботи відповідно до плану локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій, розробленого оператором газосховищ згідно з вимогами чинного законодавства.

2. У разі виникнення кризової ситуації або загрози безпеці населення, загрози руйнуванню чи цілісності газосховища оператор газосховищ вживає заходів, передбачених правилами про безпеку постачання природного газу та Національним планом дій.

3. Оператор газосховищ негайно повідомляє замовників, оператора газотранспортної системи про виникнення аварії, надзвичайної ситуації або кризової ситуації, яка може вплинути на роботу їх технологічного обладнання, зокрема про очікуваний строк обмежень у роботі газосховища.

4. У разі виникнення аварії або надзвичайної ситуації оператор газосховищ може призупинити приймання/передачу в точках входу або точках виходу природного газу з метою запобігання виникненню загрози безпеці функціонування газосховищ, здоров’ю або життю людей та природному середовищу.

5. В аварійній або кризовій ситуації замовник зобов’язаний співпрацювати з оператором газосховищ у необхідному обсязі відповідно до вимог цього Кодексу та Національного плану дій.

6. Реагування на надзвичайні ситуації та ліквідація їх наслідків здійснюються оператором газосховищ відповідно до вимог розділу VІ Кодексу цивільного захисту України.