(У постанову вносяться зміни

 постановами НКРЕКП від 25.05.2017 № 689,  від 27.12.2017 № 1437,

 від 19.06.2018 № 481, від 30.10.2018 № 1281, від 22.04.2019 № 580,

 від 30.09.2020 № 1779, від 26.05.2021 № 855, від 27.10.2023 № 1977,

від 27.03.2024 № 593, від 03.04.2024 № 631)

НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ, ЩО ЗДІЙСНЮЄ ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ

У СФЕРАХ ЕНЕРГЕТИКИ ТА КОМУНАЛЬНИХ ПОСЛУГ

 

ПОСТАНОВА

30.09.2015                   № 2495

 

Зареєстровано в Міністерстві юстиції України

06.11.2015 за № 1380/27825

 

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.

 

Голова Комісії                                    Д.Вовк

 

ПОГОДЖЕНО:

 

Голова Антимонопольного комітету України                          Ю.Терентьєв

 

Голова Державної регуляторної служби України                   К.Ляпіна

 

ЗАТВЕРДЖЕНО

Постанова НКРЕКП

30.09.2015 № 2495

 

Зареєстровано

в Міністерстві юстиції України

06.11.2015 за № 1380/27825

 

 

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:

активний об’єм газу – визначений технологічним проектом об’єм природного газу, в межах проектної величини якого можливо здійснювати закачування та відбір природного газу, та є робочим обсягом (об’ємом), який замовник може зберігати у газосховищі відповідно до договору зберігання (закачування, відбору) природного газу;

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;

базовий період закачування – період часу, протягом якого замовник користується потужністю закачування у звичайному режимі та який починається з першої газової доби квітня і закінчується останньою газовою добою вересня;

базовий період відбору – період часу, протягом якого замовник користується потужністю відбору у звичайному режимі та який починається з першої газової доби жовтня і закінчується останньою газовою добою березня;

буферний об’єм газу – технологічно і економічно обґрунтований обсяг природного газу, який не підлягає відбору та постійно зберігається (знаходиться) у газосховищі, технологічно виконує функції носія енергії, що підтримує енергію пласта для відбору активного газу, забезпечує необхідні проектні параметри роботи основного технологічного обладнання газосховища, добової продуктивності газосховища, розділяє газову частину пласта-колектора від його водонасиченої частини та запобігає обводненню окремих свердловин і штучного газового покладу загалом;

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

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

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

гарантована потужність – потужність газосховища, яка надається замовнику з гарантією реалізації права її користування протягом періоду надання послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу;

дублюючий вузол обліку – вузол обліку, призначений для здійснення контролю за обсягом природного газу, що обліковується комерційним вузлом обліку;

замовник – фізична особа – підприємець або юридична особа, яка на підставі договору зберігання (закачування, відбору) природного газу з оператором газосховищ замовляє послуги із зберігання (закачування, відбору) природного газу;

заявник – фізична особа – підприємець або юридична особа, яка подала оператору газосховищ заявку на укладення договору зберігання (закачування, відбору) природного газу або на розподіл потужності газосховища; 

ідентифікаційні дані – основні дані про заявника або замовника, зокрема найменування / П. І. Б., місце реєстрації, код за ЄДРПОУ/ реєстраційний номер облікової картки платника податків або серія та номер паспорта (для фізичних осіб, які через свої релігійні переконання відмовляються від прийняття реєстраційного номера облікової картки платника податків та офіційно повідомили про це відповідний контролюючий орган і мають відмітку у паспорті), банківські реквізити, контактні дані (номер телефону, адреса електронної пошти), правова підстава повноважень особи, яка підписує договір зберігання (закачування, відбору) природного газу, EIC – код; 

криві закачування та відбору – інформація, що відображає потужність закачування та/або потужність відбору, яка може бути використана замовником протягом певної газової доби відповідно до договору зберігання (закачування, відбору) природного газу;

комерційний ВОГ (ПВВГ) – вузол обліку, що застосовується для проведення комерційних розрахунків при здійсненні зберігання (закачування, відбору) природного газу; 

межа балансової належності – точка розмежування газової інфраструктури між суміжними її власниками за ознаками права власності чи користування, на якій відбувається приймання-передача природного газу; 

нейтральний період – стабілізаційний період часу, що є частиною газового та календарного року, протягом якого газосховище простоює після закачування або відбору природного газу з метою виконання досліджень і робіт, які передбачені технологічним проектом газосховища і регламентом з контролю за експлуатацією та герметичністю газосховища, а також запланованих оператором газосховищ ремонтів і заходів, які проводяться за умови вилучення всього обсягу природного газу з технологічного обладнання і трубопроводів; 

номінація – заявка замовника послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу на певний розрахунковий період, надана оператору газосховищ стосовно обсягів природного газу, які будуть подані замовником послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу до газосховищ в точці виходу з газотранспортної системи або відібрані з газосховищ в точці входу до газотранспортної системи;

оперативний балансовий рахунок (далі – OБР) – документ, який укладається оператором газосховищ та оператором газотранспортної системи і який відображає технологічно обумовлену різницю між узгодженими номінованими обсягами і фактично переміщеними обсягами природного газу;

оператор суміжної системи – оператор газосховищ/оператор газотранспортної системи;

перевантаження – ситуація, коли замовник використовує меншу потужність газосховища від розподіленої або розподілена потужність перевищує можливу потужність підземного сховища газу, а також випадки виникнення надзвичайної або аварійної ситуації;

передача потужності – правочин, на підставі якого здійснюється передача потужності газосховища та інших прав та обов’язків за договором зберігання (закачування, відбору) природного газу від замовника на користь іншої особи шляхом укладення відповідного договору між замовником та такою особою, з дати укладення якого вона вважається замовником;

переривчаста потужність – потужність закачування або потужність відбору, яка надається замовнику без гарантії реалізації права користування нею, а з можливістю її обмеження (переривання) на умовах, визначених договором зберігання (закачування, відбору) природного газу та цим Кодексом;

потужність газосховища – будь-яка комбінація робочого обсягу газосховища, потужності закачування та/або потужності відбору, передбачена договором зберігання (закачування, відбору) природного газу;

потужність відбору – обсяг природного газу, який може бути відібраний замовником з газосховища (газосховищ) протягом визначеного часу відповідно до договору зберігання (закачування, відбору) природного газу;

потужність закачування – обсяг природного газу, який може бути закачаний замовником до газосховища (газосховищ) протягом визначеного часу відповідно до договору зберігання (закачування, відбору) природного газу;

потужність заміщення – потужність закачування або потужність відбору, що надається замовнику поза межами базового періоду закачування або відбору відповідно;

«правило меншого» – принцип, який застосовується оператором газосховищ у випадках, якщо обсяг природного газу, зазначений в номінаціях/реномінаціях у точці входу та точці виходу, не співпадає, і полягає в підтвердженні найменшого із заявлених обсягів природного газу в номінації/реномінації та інформуванні про це замовників послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу;

реномінація – зміна підтвердженої номінації;

рік зберігання – період часу, який розпочинається з першої газової доби квітня поточного календарного року і триває до першої доби квітня наступного календарного року;

робочий обсяг – максимальний обсяг природного газу, який замовник має право зберігати у газосховищі (газосховищах) відповідно до договору зберігання (закачування, відбору) природного газу;

стабілізаційне переривання – тимчасове зупинення процесу закачування чи відбору природного газу до/з певного газосховища з метою забезпечення надійної та безпечної експлуатації газосховища;

технічна угода – угода, яка укладається між оператором газотранспортної системи та оператором газосховища з метою врегулювання технічних питань приймання-передачі природного газу;

тиск природного газу – тиск природного газу, виміряний в статичних умовах як різниця між абсолютним статичним тиском природного газу та атмосферним тиском;

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

Інші терміни вживаються у значеннях, наведених в Господарському кодексі України, Законі України «Про ринок природного газу».

4. Оператор газосховищ розміщує цей Кодекс на своєму веб-сайті.

 

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.

6. З оператором газосховищ взаємодіють такі суб’єкти ринку природного газу:

оператор газотранспортної системи;

замовники.

 

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;

розробляти та щороку до 31 жовтня подавати на затвердження Регулятору, розміщувати на своєму веб-сайті та виконувати план розвитку газосховища на наступні 10 років з урахуванням планів розвитку газотранспортних систем, газорозподільних систем, установки LNG;

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;

забезпечувати конфіденційність інформації, одержаної під час провадження господарської діяльності, а також розміщувати на своєму веб-сайті у недискримінаційний спосіб інформацію, що стимулюватиме розвиток ринку природного газу;

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 перехід права власності на природний газ, що зберігається в газосховищах, у порядку, визначеному цим Кодексом.

2. Оператор газосховищ зобов’язаний розміщувати на своєму веб-сайті таку інформацію:

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.

 

4. Послуги, що надаються оператором газосховищ

 

1. Оператор газосховищ надає послуги зберігання (закачування, відбору) природного газу на підставі договору зберігання (закачування, відбору) природного газу, типова форма якого затверджується Регулятором.

Договір зберігання (закачування, відбору) природного газу укладається у порядку, визначеному розділом V цього Кодексу.

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

річна потужність газосховища;

місячна потужність газосховища;

індивідуальна послуга.

3. Річна потужність газосховища – послуга, яка надається строком на 1 рік зберігання. При цьому така послуга доступна для будь-яких чотирьох років, наступних за роком, в якому відбулося розподілення потужності. Потужність закачування природного газу і потужність відбору природного газу змінюються залежно від поточного обсягу природного газу, що зберігається у газосховищах на основі кривих закачування-відбору, визначених у договорі зберігання (закачування, відбору) природного газу.

Річна потужність газосховища передбачає надання робочого обсягу зберігання природного газу, мінімальний обсяг якого дорівнює 1 м3, а також гарантовану потужність закачування природного газу і гарантовану потужність відбору природного газу (відповідно до кривої закачування та відбору) протягом відповідного базового сезону та дозволяє замовникам закачувати газ тільки протягом базового сезону закачування і відбирати тільки протягом базового сезону відбору. Фактичний робочий обсяг зберігання природного газу може бути менший за мінімальний обсяг, в такому випадку оплата послуг буде здійснюватися за мінімальний робочий обсяг зберігання природного газу.

4. Місячна потужність газосховища – послуга, яка надається строком на 1 газовий місяць. При цьому така послуга доступна для будь-якого газового місяця поточного року, наступного після місяця, в якому відбувається розподілення потужності.

Місячна потужність газосховища передбачає надання робочого обсягу зберігання природного газу, мінімальний обсяг якого дорівнює 1 м3, а також потужність закачування природного газу і потужність відбору природного газу (відповідно до кривої закачування та відбору). Місячна потужність газосховища дозволяє замовникам закачувати та/або відбирати природний газ незалежно від базового сезону закачування та відбору. Гарантована потужність закачування або відбору надається замовнику залежно від базового сезону, в якому замовляється послуга. Фактичний робочий обсяг зберігання природного газу може бути менший за мінімальний обсяг, в такому випадку оплата послуг буде здійснюватися за мінімальний робочий обсяг зберігання природного газу.

5. Індивідуальна послуга – додаткова послуга, яка дозволяє замовнику за рахунок подання номінацій/реномінацій замовити на місяць та/або за добу наперед додатковий робочий обсяг зберігання природного газу та/або потужності відбору та/або закачування природного газу та надається оператором газосховищ лише замовникам, які мають чинний договір зберігання (закачування, відбору) та використовують річну потужність газосховища та/або місячну потужність газосховища. Послуга надається лише на переривчастій основі за наявності вільної потужності відбору та/або закачування. Оператор газосховищ визначає вільний робочий обсяг, вільну потужність відбору та вільну потужність закачування на певний період часу з урахуванням кривої закачування та відбору, розміщує на своєму веб-сайті:

на місяць – станом на 25 число попереднього місяця;

на добу наперед – станом на 16 годину попередньої доби.

Переривчаста потужність надається у випадках необхідності збільшення обсягу закачування або відбору залежно від наявності вільної потужності закачування або відбору, яка розраховується відповідно до положень цього Кодексу.

 

5. 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 період закачування/відбору розробляється оператором газосховищ та узгоджується з оператором газотранспортної системи за 30 днів до початку/закінчення базового сезону закачування.

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

Перевищення узгоджених режимів закачування та відбору природного газу допускається в межах проектних показників.

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

3. Оператор газотранспортної системи може зарезервувати частину потужності газосховищ, що необхідні для виконання ним обов’язків з балансування системи. Оператор газотранспортної системи до 01 лютого поточного року зобов’язаний надати оператору газосховищ заявку про потужність газосховища (робочий об’єм зберігання природного газу, потужність відбору та потужність закачування) протягом наступного газового року.

До потужності газосховища, що була зарезервована оператором газотранспортної системи, забороняється доступ іншим суб’єктам без згоди оператора газотранспортної системи.

З метою забезпечення безпечності функціонування та цілісності газотранспортної системи, в тому числі балансування газотранспортної системи, оператор газотранспортної системи управляє потоками природного газу, які закачуються та відбираються до/з газосховища, що є в його управлінні.

Оплата за замовлені обсяги потужності газосховищ здійснюється відповідно до положень договору зберігання (закачування, відбору), тарифу на послуги зберігання (закачування, відбору) природного газу та чинного законодавства.

4. Оператор газотранспортної системи направляє оператору газосховищ інформацію про замовника послуг транспортування, що має позитивний небаланс, та обсяг небалансу, а оператор газосховищ проводить закачування природного газу (у тому числі шляхом заміщення) в обсязі небалансу та оформлення його в односторонньому порядку. У випадку відсутності у замовника послуг транспортування чинного договору зберігання природного газу замовник послуг транспортування зобов’язаний у строк до 14 числа наступного місяця укласти з оператором газосховищ договір зберігання, дія якого поширюється на правовідносини сторін, які виникли з дати закачування природного газу. 

 

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;

інші об’єкти, передбачені проектом газосховища.

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.

4. Експлуатація газосховищ здійснюється відповідно до технологічного проекту і розробленого оператором газосховищ на його підставі регламенту з контролю за експлуатацією та герметичністю газосховищ і технологічними режимами закачування (відбирання) природного газу з дотриманням вимог чинних нормативно-правових актів та інших нормативних документів.

5. Відбирання максимального обсягу робочого (активного) газу обмежується проектною величиною об’єму буферного газу та величиною мінімального пластового тиску.

6. Газосховище експлуатується виключно в межах проектних показників.

 

2. Визначення точок входу і точок виходу до/з 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.

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.

3. Оператор газосховищ розміщує на своєму веб-сайті перелік усіх точок входу та виходу, в тому числі віртуальних.

 

ІІІ. 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.

13. Результати визначень ФХП газу підлягають оприлюдненню на веб-сайті оператора газосховищ.

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/м³, кВт·год/м³), 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/м3 з точністю до трьох знаків після коми. Одиниця вимірювання погодинного порахованого значення перераховується з МДж/м3 в кВт·год/м3 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).

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

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

 

3. Порядок перевірок, повірок, експертиз вузлів обліку газу

 

1. 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).

8. За домовленістю, визначеною у технічній угоді, оператор газосховищ може надавати інформацію про кількість та обсяг газу в точках входу/виходу шляхом її оприлюднення на своєму веб-сайті. В іншому разі сторона, яка передає/приймає газ у точці входу/виходу, має право на безперервне отримання інформації в електронному вигляді відповідно до розробленого проекту системи передачі даних (обладнання, лінії зв’язку), погодженого з власником комерційного вузла обліку. На підставі погодженого проекту сторона, яка приймає газ, за власні кошти забезпечує придбання, установлення та налагодження системи передачі даних. Інформація надається з персональної електронно-обчислювальної машини підрозділу оператора газосховищ, до якої надходить інформація з обчислювачів та коректорів. При цьому сторони підписують угоду щодо захисту інформації.

 

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.

2. Розбіжності у частині обсягу переданого (прийнятого) газу врегульовуються відповідно до умов глави 5 цього розділу. До прийняття рішення суду обсяг переданого (прийнятого) газу визначається за результатами вимірювань комерційного ВОГ (ПВВГ).

3. До 07 числа місяця, наступного за звітним, замовником та оператором газосховищ здійснюється оформлення акта закачування/відбору природного газу до/з газосховищ, в якому вказується обсяг природного газу замовника, закачаний або відібраний до/з газосховищ за звітний місяць.

У разі порушення зазначеної вимоги оператор газосховищ до 08 числа місяця, наступного за звітним, оформляє акт закачування/відбору природного газу замовника до/з газосховищ в односторонньому порядку в обсязі згідно із підтвердженими оператором газосховищ номінаціями. Замовник зобов’язаний здійснити розрахунок з оператором газосховищ за закачування/відбір природного газу до/з газосховищ на умовах договору зберігання (закачування, відбору) природного газу.

При цьому до 12 числа місяця, наступного за звітним, замовник може оформити додатковий акт закачування/відбору природного газу замовника до/з газосховищ на обсяг місячного небалансу або його залишків, і відповідні номінації та алокації узгоджуються оператором газосховищ з оператором газотранспортної системи.

У випадку наявності у замовника послуг транспортування природного газу неврегульованого позитивного небалансу після 12 числа місяця, наступного за звітним, а також за умови, що оператор газотранспортної системи повідомив (із зазначенням обсягу позитивного небалансу) оператора газосховищ, оператор газосховищ проводить закачування природного газу (у тому числі шляхом заміщення) в обсязі небалансу та оформлює його в односторонньому порядку. У випадку відсутності у замовника послуг транспортування чинного договору зберігання природного газу замовник послуг транспортування зобов’язаний в строк до 14 числа місяця, наступного за звітним, укласти з оператором газосховищ договір зберігання (закачування, відбору) природного газу та провести відповідні розрахунки.

У випадку неоплати або несвоєчасної оплати замовником в строки, встановлені договором зберігання (закачування, відбору) природного газу, фактично наданих послуг із закачування, зберігання або відбору природного газу оператор газосховищ до дати виконання замовником зобов’язань за договором зберігання (закачування, відбору) природного газу відмовляє замовнику в прийнятті номінацій, про що повідомляє оператора газотранспортної системи. 

4. У випадку відчуження замовником природного газу, який зберігається в газосховищах, замовник складає відповідний акт приймання-передачі природного газу та протягом 3 робочих днів з дати складання погоджує його з оператором газосховищ.

5. У випадку, якщо на дату закінчення строку дії договору зберігання (закачування, відбору) природного газу у газосховищах залишилась невикористана частина (залишок) обсягу природного газу замовника, замовник повинен протягом двадцяти днів після закінчення строку дії договору зберігання (закачування, відбору) природного газу укласти з оператором газосховищ договір зберігання (закачування, відбору) природного газу на обсяг, який не менше обсягу залишку газу, який залишився у газосховищах на дату закінчення строку зберігання, визначеного договором, та протягом п’яти робочих днів після укладання договору зберігання (закачування, відбору) природного газу скласти з оператором газосховищ акт про обсяг залишку природного газу в газосховищах на дату початку строку зберігання, визначеного договором.

У разі порушення вимог цього пункту оператор газосховищ виставляє рахунок власнику природного газу за послуги зберігання (закачування, відбору) природного газу відповідно до договору зберігання (закачування, відбору) природного газу з використанням права оператора газосховищ притримати обсяги природного газу до здійснення повного розрахунку за послуги зі зберігання природного газу.

 

ІV. 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:

дотримання вимог нормативних документів щодо експлуатації, зокрема технологічних проектів створення та експлуатації газосховища, регламенту з контролю за експлуатацією пластових систем газосховища, регламенту з контролю за експлуатацією технологічного обладнання газосховища, технічних норм та стандартів безпеки, правил технічної експлуатації газосховищ;

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. 

7. Оператор газосховищ до 01 листопада календарного року розміщує на своєму веб-сайті інформацію про час та місце проведення ремонтних робіт, запланованих в наступному календарному році, які можуть викликати зміни в умовах функціонування газосховища, що призводять до обмеження зберігання (закачування, відбирання) природного газу, та зазначає очікувані терміни цих обмежень.

 

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 на період впровадження таких обмежень.

 

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;

перелік підтверджених інвестиційних проектів незалежно від джерел фінансування, а також перелік інвестицій, що доцільно здійснити протягом наступних трьох років;

передбачені терміни/строки реалізації інвестиційних проектів.

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.

 

V. 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.

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

заяву на укладення договору зберігання (закачування, відбору) природного газу, форма якої рекомендується оператором газосховищ, є публічною інформацією та розміщується на його веб-сайті;

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. Оператор газосховищ залишає заяву без розгляду, якщо відповідь на письмовий запит оператора газосховищ щодо уточнення даних у десятиденний строк не надійшла, оператор газосховищ письмово повідомляє заявника про відмову та її причини.

7. У випадку, коли надані заявником документи відповідають вимогам пункту 2 цієї глави, оператор газосховищ у десятиденний строк з дня реєстрації заяви надсилає заявнику проект договору зберігання (закачування, відбору).

8. Якщо протягом двадцяти днів з дня отримання заявником проекту договору зберігання (закачування, відбору) заявник не поверне оператору газосховищ підписаний договір зберігання (закачування, відбору) та за відсутності погодженого сторонами строку продовження його підписання, оператор газосховищ може не розглядати заяву на укладення договору та вважати такий договір неукладеним, про що письмово 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 заяви на розподіл потужності договір зберігання (закачування, відбору) укладається лише при узгодженні сторонами розподілу потужності.

10. Розподіл потужності укладається в письмовому вигляді та є додатком до договору зберігання (закачування, відбору).

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. Фінансове забезпечення

 

1. Фінансове забезпечення надається оператору газосховищ не пізніше ніж за п’ять робочих днів до початку надання послуг із зберігання (закачування, відбору) природного газу.

2. Розмір фінансового забезпечення для замовника має бути не меншим за місячну вартість послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу, визначену на підставі узгодженого розподілу потужностей та тарифу на зберігання (закачування, відбору), а у випадку договірного доступу – на підставі узгодженого розподілу потужностей та вартості послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу, встановленої за згодою сторін.

3. Фінансове забезпечення надається у вигляді попередньої оплати послуг відповідно до умов договору зберігання (закачування, відбору) природного газу в розмірі місячних фінансових зобов’язань, визначених цим договором.

4. Якщо фінансове забезпечення не буде надано у строк, визначений пунктом 1 цієї глави, оператор газосховищ тимчасово (до внесення відповідного фінансового забезпечення) зупиняє надання послуг, стосовно яких замовник не надав фінансове забезпечення, а в разі ненадання фінансового забезпечення протягом наступних 14 днів після припинення надання послуг пропонує потужність іншим замовникам шляхом розміщення офіційного оголошення на веб-сайті оператора.

Розподіл потужності здійснюватиметься у порядку, встановленому цим Кодексом. Здійснюючи такий розподіл потужності, оператор газосховищ анулює розподіл потужності, оформлений для попереднього замовника. Період призупинення надання послуг оплачується замовником у вигляді фіксованих платежів, передбачених договором зберігання (закачування, відбору) природного газу.

 

VI. РОЗПОДІЛ ПОТУЖНОСТІ

 

1. Загальні умови

 

1. Оператор газосховищ надає доступ до потужності газосховища на підставі договору зберігання (закачування, відбору) природного газу, типова форма якого затверджена постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2015 року № 2499.

2. Потужність газосховища включає комбінацію робочого обсягу зберігання природного газу, потужності закачування та потужності відбору.

3. Оператор газосховищ щодня розміщує на своєму веб-сайті інформацію:

про розподілену та вільну потужність газосховища, яка публікується в кількісній формі з урахуванням вимог щодо мінімального обсягу потужності, що може бути замовлена в розрізі гарантованої та переривчастої потужності. При цьому пропозиція щодо гарантованої потужності не обмежує пропозицію щодо переривчастої потужності;

про дату пропозиції нової потужності газосховища. 

4. Оператор газосховищ розраховує обсяг вільної потужності газосховища на певний період часу з урахуванням поточного стану заповнення газосховищ та умов користування потужністю газосховища, передбачених чинними договорами із замовниками, та розміщує дані на своєму веб-сайті.

5. Оператор газосховищ розраховує гарантовану річну потужність, доступну для закачування та для відбору, на основі кривих закачування та кривих відбору.

6. Криві закачування та відбору обов’язково відображаються у договорі зберігання (закачування, відбору) або у додатку до нього для кожного замовника індивідуально, враховуючи планові обсяги замовника щодо закачування та відбору природного газу та фактичні обсяги робочого газу в газосховищі.

Крива закачування та відбору відображає потужність закачування та відбору для кожного замовника пропорційно його плановому або фактичному обсягу робочого газу в газосховищі.

7. За 10 днів до завершення базового періоду закачування оператор із замовником уточнюють криву відбору відповідно до фактичного обсягу робочого газу в газосховищі з оформленням додаткової угоди.

8. Оператор газосховищ надає гарантовану місячну потужність закачування та відбору за наявності в газосховищах більше 10 % від проектної величини робочого обсягу газу.

9. Гарантована місячна потужність закачування та відбору (щодо замовників) розраховується оператором газосховищ за п’ять днів до початку наступного газового місяця та доводиться до відома замовника за допомогою системи обміну інформацією.

10. Переривчаста добова потужність закачування та відбору розраховується оператором газосховищ щодоби, доводиться до відома замовника шляхом розміщення на власному веб-сайті у строк до 16 години попередньої газової доби та є доступною для використання в наступну газову добу.

11. Оператор газосховищ може припинити або обмежити надання переривчастої потужності, зокрема, коли це необхідно для забезпечення гарантованих потужностей оператором газосховищ чи з метою виконання оператором газосховищ вимог Національного плану дій або правил про безпеку постачання природного газу.

12. Замовник послуг зберігання одночасно може використовувати як гарантовану, так і переривчасту потужності газосховищ. Замовник в першу чергу зобов’язаний використовувати розподілену йому гарантовану потужність закачування та відбору, а також за необхідності може використовувати вільну переривчасту потужність закачування та відбору.

13. При розподілі потужності газосховища оператор газосховищ повинен враховувати зарезервовану оператором газотранспортної системи частину потужності газосховища, що необхідна для виконання ним обов’язків з балансування газотранспортної системи.

14. Оператор газосховищ може надати замовнику потужність на умовах заміщення, якщо це є можливим, з урахуванням технічних можливостей газосховища та зобов’язань оператора газосховищ перед іншими замовниками, а також за умови покриття замовником обґрунтованих додаткових витрат оператора газосховищ на здійснення відповідної діяльності і лише у випадку, якщо обсяг замовлення із заміщення не перевищує обсягу закачування або відбору протягом відповідного базового періоду. У такому випадку оператор газосховищ зобов’язаний надати відповідні потужності газосховища протягом 8 годин з моменту отримання відповідної заявки від замовника, а у випадку зміни режиму закачування на режим відбору і навпаки під час базових періодів оператор газосховищ зобов’язаний надати відповідні потужності газосховища протягом 72 годин з моменту отримання відповідної заявки від замовника, якщо інший термін не обумовлений технологічним проектом газосховища (газосховищ), що вимагає витримки нейтральних періодів після закінчення сезонів відбирання та закачування.

15. У період нейтрального (стабілізаційного) періоду оператор газосховищ може обмежити доступ замовника до потужностей газосховища.

16. У розподілі потужності газосховища зазначаються відповідні віртуальні точки входу та виходу, які використовуються, а також обсяг потужності газосховища, на яку замовник послуг зберігання має право, тип потужності, обумовленої договором (гарантована чи переривчаста), період (строк, на який потужність була розподілена).

 

2. Заявка на розподіл потужностей газосховища

 

1. Замовник подає оператору газосховищ заявку на розподіл потужності газосховища за формою оператора газосховищ, розміщеною на його веб-сайті.

2. Заявки на розподіл потужності газосховища, подані раніше або пізніше строків, передбачених главою 4 цього розділу, залишаються без розгляду.

3. У заявці зазначаються обсяг потужності газосховища і період, на який має бути надане користування потужністю газосховища.

 

3. Процедура попереднього розгляду заявки на розподіл потужності

 

1. Оператор газосховищ здійснює попередній розгляд заявки на розподіл потужності газосховища протягом трьох робочих днів з дня її отримання. Якщо дані, викладені в заяві, потребують уточнення, оператор газосховищ протягом зазначеного строку надсилає замовнику письмовий запит та вказує вичерпний перелік даних, які потребують уточнення. При цьому строк попереднього розгляду заявки на розподіл потужності газосховища подовжується на період уточнення замовником послуг зберігання даних.

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

3. За результатами попереднього розгляду оператор газосховищ письмово повідомляє замовника протягом 2 робочих днів про прийняття заявки до участі у процедурі розподілу потужності або залишення заявки без розгляду із зазначенням причини відмови.

4. Матеріали щодо попереднього розгляду заявки на розподіл потужності надаються в електронному та/або паперовому вигляді.

 

4. Процедура розподілу потужності

 

1. Заявки на розподіл потужності подаються:

річної потужності газосховища, з 10 лютого до 25 лютого, щодо років зберігання, наступних за роком зберігання, в якому подається заявка;

місячної потужності газосховища, які були подані за 15 робочих днів до початку газового місяця, в якому повинно бути розпочато зберігання (закачування, відбір) природного газу, які належать до якогось з газових місяців у році зберігання, в якому розподіляється потужність газосховища.

2. Обсяг вільної потужності газосховища, яка буде предметом процедури розподілу потужності протягом наступних років зберігання (4 років), оператор газосховищ розміщує на своєму веб-сайті за 30 календарних днів до початку прийняття заявок.

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

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

відсутність або недостатність вільної потужності газосховища;

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».

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

6. Розподіл вільної потужності газосховища повинен відбуватися в такому порядку: річна, місячна.

7. Якщо сумарна потужність газосховища, заявлена замовниками, не перевищує вільну потужність газосховища, кожний із заявників одержує потужність в обсягах, зазначених в поданій заяві.

8. Якщо сумарна потужність, заявлена замовниками, перевищує вільну потужність газосховища, оператор задовольняє заявки в порядку черговості їх отримання.

9. Оператор газосховищ за результатами проведення процедури розподілу потужності інформує замовника про розподілену йому потужність шляхом надсилання на електронну пошту сканованих копій відповідних оригіналів документів та/або у письмовому вигляді:

для заявок, поданих на річну потужність газосховища, – до 15 березня поточного року;

для заявок, поданих на місячну потужність газосховища, – за 10 робочих днів до 01 числа місяця, в якому повинно бути розпочато зберігання (закачування, відбір) природного газу.

 

5. Строки узгодження розподілу потужності

 

1. Узгоджуючи розподіл потужності, оператор газосховищ надає замовнику проект розподілу потужності протягом п’яти робочих днів від дня закінчення процедури розподілу потужності.

2. Протягом трьох робочих днів з дати отримання проекту про розподіл потужності замовник надає оператору газосховищ односторонньо підписаний розподіл потужності.

 

6. Індивідуальні послуги

 

1. Індивідуальна послуга зберігання (закачування, відбору) природного газу на місяць надається на підставі чинного договору зберігання (закачування, відбору), а також підтвердженої оператором газосховищ заявки.

2. Замовник з метою отримання індивідуальної послуги зберігання (закачування, відбору) природного газу на місяць подає оператору газосховищ за 5 робочих днів до початку газового місяця, в якому повинно бути розпочато надання послуг, заявку згідно з формою, розміщеною на веб-сайті оператора.

Оператор газосховищ протягом двох робочих днів з дня отримання заявки на індивідуальну послугу зберігання (закачування, відбору) природного газу на місяць здійснює попередній розгляд цієї заяви. Якщо дані, викладені в заявці, потребують уточнення, оператор газосховищ протягом зазначеного строку надсилає замовнику письмовий запит та вказує вичерпний перелік даних, які потребують уточнення. При цьому строк попереднього розгляду заявки подовжується на період уточнення даних замовником. Протягом дводенного строку з дня отримання запиту щодо уточнення даних замовник надає оператору газосховищ відповідні уточнення та доповнення. Якщо доповнена заявка не буде подана протягом встановленого строку, то оператор має право залишити заявку без розгляду.

3. За результатами розгляду заявки та наявності/відсутності технічної можливості надання індивідуальної послуги оператор газосховищ за два робочих дні до 01 числа місяця, в якому повинно бути розпочато надання послуг, підтверджує заявку/відмовляє в підтвердженні заявки, про що одночасно інформує заявника у письмовій формі або в електронному вигляді шляхом надсилання на електрону пошту сканованих копій відповідних оригіналів документів.

4. Підтверджуючи заявку, оператор газосховищ бере до уваги потреби газотранспортної системи у балансуванні та враховує технічні вимоги режиму фізичного балансування газотранспортної системи.

5. Надання індивідуальної послуги зберігання (закачування, відбору) природного газу за добу наперед здійснюється на підставі діючого договору зберігання (закачування, відбору), а також підтвердженої оператором газосховищ номінації/реномінації та наявних технічних можливостей.

6. Підтверджуючи номінації та реномінації, оператор газосховищ бере до уваги потреби газотранспортної системи у балансуванні та враховує технічні вимоги режиму фізичного балансування газотранспортної системи.

7. Призначена потужність закачування та/або відбору на період однієї газової доби має відповідати максимальному обсягу природного газу за добу, визначену в підтвердженій оператором газосховищ номінації.

 

VIІ. ПЕРЕДАЧА ПРИРОДНОГО ГАЗУ, ЩО ЗБЕРІГАЄТЬСЯ В ГАЗОСХОВИЩАХ

 

1. Замовники мають право укладати угоди, на підставі яких відбувається перехід права власності на природний газ, що зберігається в газосховищах.

2. Оператор газосховищ забезпечує функціонування інформаційної платформи, за допомогою якої:

замовникам надається можливість розміщувати пропозиції щодо відчуження природного газу, що зберігається в газосховищах;

обліковується перехід права власності на природний газ, що зберігається в газосховищах.

3. Замовники можуть розміщувати пропозиції щодо відчуження природного газу, що зберігається в газосховищах, за допомогою інформаційної платформи оператора газосховищ. Оператор газосховищ не відповідає за достовірність та зміст розміщених пропозицій.

4. Суб’єкт ринку природного газу, який набуває право власності на природний газ, що зберігається в газосховищах, повинен мати укладений з оператором газосховищ договір зберігання (закачування, відбору).

5. Замовник, який набуває право власності на природний газ, що зберігається в газосховищах, повинен в день укладення угоди мати у своєму розпорядженні за договором зберігання (закачування, відбору) необхідний розподілений обсяг потужності газосховища. 

Після передачі права власності обсяг природного газу на особовому рахунку замовника, який набуває право власності на природний газ, збільшується на обсяг природного газу, який був придбаний.

Після передачі права власності обсяг природного газу на особовому рахунку замовника, який передає право власності на природний газ, зменшується на обсяг природного газу, який був відчужений.

6. Замовник, який передає та/або набуває право власності на природний газ, що зберігається в газосховищах, повинен виконувати вимоги цього Кодексу.

7. Оператор газосховищ обліковує перехід права власності на природний газ, що зберігається в газосховищах.

8. У разі несплати або несвоєчасної оплати замовником фактично наданих послуг із закачування, зберігання або відбору природного газу оператор газосховищ може притримати природний газ. 

 

VIІІ. НОМІНАЦІЯ ТА АЛОКАЦІЯ

 

1. Загальні умови надання номінацій

 

1. Для отримання послуг зберігання (закачування, відбору) замовник подає оператору газосховищ номінації на закачування та/або відбір у віртуальній точці.

2. Номінація повинна визначати обсяг природного газу для кожного контрагента замовника послуг у віртуальній точці входу та/або виходу.

3. Номінації не повинні перевищувати розподілену замовнику потужність, а саме потужність, визначену кривими закачування і відбору. Номінації, що не відповідають цій умові, не підлягають підтвердженню.

Обсяг природного газу, визначений в номінації замовника, який користується індивідуальною послугою зберігання (закачування, відбору) природного газу на період однієї газової доби у віртуальній точці, не може перевищити наявну вільну потужність у цій точці.

4. Номінації можуть бути змінені відповідно до процедури реномінації.

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

6. 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.

7. Оператор газотранспортної системи повідомляє оператора газосховищ у разі відсутності технічної можливості подавати/приймати обсяг природного газу, зазначений в номінації. Оператор газосховищ повинен негайно інформувати про це замовників. Замовники протягом двох годин після одержання вищезазначеної інформації зобов’язані скоригувати номінацію в цій віртуальній точці та подати оператору реномінацію.

8. Номінація/реномінація замовників, яким надається послуга зі зберігання (закачування, відбору) природного газу на переривчастих засадах, може бути підтверджена зі зменшенням обсягів природного газу, заявлених замовником в номінації/реномінації. Зменшення повинне відбуватися у тому випадку, коли немає вільної потужності для надання таких послуг. Зменшення здійснюється в такій черговості: місячна, річна потужність. У випадку, якщо послуги мають однаковий строк надання, зменшення має бути пропорційним обсягу природного газу, вказаного у відповідній номінації.

9. Оператор газосховищ має право зменшувати чи відхиляти номінацію під час стабілізаційного переривання та в інших випадках, передбачених цим Кодексом та договором зберігання (закачування, відбору) природного газу. У першу чергу зменшуються або відхиляються номінації та реномінації щодо переривчастої потужності закачування/відбору і лише після цього – щодо гарантованої потужності закачування/відбору замовників.

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

11. Інформація надається оператору газотранспортної системи та оператору газосховищ відповідно до положень розділу X цього Кодексу.

 

2. Процедура надання номінації

 

1. Замовник подає оператору газосховищ попередні зведені місячні і добові номінації.

 

2. Для віртуальної точки входу або точки виходу замовник подає оператору газосховищ зведену місячну номінацію на період не більше одного місяця в розрізі кожної доби. Зведена місячна номінація на наступний газовий місяць приймається оператором газосховищ в період з 15 до 20 числа місяця, що передує газовому місяцю надання послуг зі зберігання (закачування, відбору). Якщо замовник надає більш ніж одну зведену місячну номінацію в строк до 20 числа місяця, що передує газовому місяцю надання послуг зі зберігання (закачування, відбору), оператор газосховищ розглядає зведену місячну номінацію, яка була одержана останньою.

3. Замовник подає добову номінацію оператору газосховищ не пізніше ніж до 13:00 UTC (16:00 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 газосховищ розгляне номінацію, яка була одержана останньою. Оператор газосховищ повідомляє замовника про прийняття або відхилення номінації до 15:00 UTC (18:00 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.

4. Відхилення номінації може відбутися через:

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

невідповідність кривим закачування і відбору, визначеним в договорі зберігання (закачування, відбору);

відсутність необхідного рівня фінансового забезпечення, визначеного згідно з положеннями глави 2 розділу V цього Кодексу;

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

у разі застосування механізму притримання згідно з положеннями цього Кодексу;

відсутність технічної можливості виконувати номінацію оператором газотранспортної системи.

5. У разі відхилення номінації оператор газосховищ надає код причини відхилення. Перелік кодів та їх значення оператор газосховищ розміщує на своєму веб-сайті.

6. У випадку ненадання замовником номінацій на наступну газову добу відповідно до положень пункту 3 цієї глави оператор газосховищ приймає до розгляду зведену номінацію, яка була одержана останньою.

7. У випадку, коли замовник не подасть оператору газосховищ зведену номінацію згідно з положеннями пункту 2 цієї глави або номінацію на наступну газову добу протягом часу, вказаного в пункті 3 цієї глави, вважається підтвердженою номінація для такого замовника з обсягами природного газу, що дорівнює «0» (нулю) відносно відповідної віртуальної точки.

8. У випадку відхилення номінації в цій віртуальній точці обсяг природного газу в номінації, підтвердженій для замовника у відповідній віртуальній точці, дорівнює «0» (нулю).

 

3. Процедура надання реномінацій

 

1. Замовник має право змінити заявлені обсяги у віртуальних точках входу та виходу, визначені в підтвердженій оператором газосховищ номінації для цієї газової доби. Реномінації надаються з 16:00 UTC (19:00 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 (05:00 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.

5. Відхилення реномінації може відбутися з причин, визначених у пункті 4 глави 2 цього розділу, та якщо не виконано умови пункту 1 цієї глави.

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

 

4. Перевірка відповідності номінацій та реномінацій для віртуальних точок входу/виходу до/з газосховищ

 

1. Номінації та реномінації, надані для віртуальної точки входу/виходу до/з газосховищ, повинні співпадати з відповідними номінаціями та реномінаціями, що були подані оператору газотранспортної системи.

2. Перевірка відповідності номінацій та реномінацій для віртуальної точки входу/виходу до/з газосховищ проводиться відповідно до вимог Кодексу газотранспортної системи.

3. Якщо під час перевірки відповідності номінацій та реномінацій для віртуальної точки входу/виходу до/з газосховищ виявлено невідповідність в номінаціях та реномінаціях, застосовується «правило меншого». 

 

5. Принципи алокації для віртуальних точок входу та виходу до/з газосховищ

 

1. Алокація природного газу для кожного замовника у віртуальній точці входу/виходу до/з газосховищ 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 точок, стосовно яких укладена угода щодо впровадження операторського балансового рахунку, в якості обсягу природного газу, відповідно направленого замовником послуг транспортування для транспортування або відібраного/поданого з газотранспортної системи/газосховищ, приймаються обсяги, встановлені в підтвердженій номінації для цих точок.

5. У випадках, якщо одна юридична особа є одночасно оператором газосховищ та оператором газотранспортної системи, в якості обсягу природного газу, відповідно направленого замовником послуг транспортування для транспортування або відібраного з газотранспортної системи, приймаються обсяги, встановлені в підтвердженій номінації для цих точок. 

 

IX. 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 газосховищ вживає заходів для запобігання штучному створенню перевантажень та дотримується таких принципів:

надання пропозиції замовникам щодо використання потужності, яка була надана, але не використана замовниками, 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 газосховища іншим замовникам.

Оператор газосховищ в рамках заходів для запобігання штучному створенню перевантажень має право на одержання доступу до потужностей газосховища, що були розподілені замовникам, але не використовуються ними, що викликає договірне перевантаження в газосховищах.

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 виявиться, що відсутня вільна потужність, а в рамках договорів із зберігання (закачування, відбору), які виконувалися досі, існують зарезервовані, але не використані гарантовані потужності газосховищ, то оператор газосховищ звертається до замовника послуг зберігання, який використовує менше 80 % заброньованої гарантованої потужності газосховищ протягом шести (6) місяців, з вимогою відмовитися протягом тридцяти (30) днів від права на гарантовану потужність, якою він не користується.

3. Якщо внаслідок зміни умов розподілу потужності або оголошення про відмову від неї у газосховищах з’явиться вільна гарантована потужність, оператор газосховищ пропонує цю потужність замовникам, які використовують переривчасту потужність, згідно з положеннями цього Кодексу.

4. Замовник може здійснювати відчуження потужності газосховища, що ним не використовується, іншим замовникам.

5. З метою спрощення процедури відчуження потужності газосховища, що не використовується, оператор газосховищ розміщує на своєму веб-сайті інформацію про потужності, що пропонуються для відчуження.

6. У разі наміру відчуження потужності, що не використовується, замовник подає оператору газосховищ пропозицію згідно із зразком, розміщеним на веб-сайті оператора газосховищ, що містить:

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 відчужує потужність, надсилає оператору газосховищ підписану заявку про відчуження потужності газосховищ згідно зі зразком, розміщеним на веб-сайті оператора газосховищ;

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:

підписану замовником, який відчужує потужність газосховищ, заяву про відчуження потужності згідно зі зразком, розміщеним на веб-сайті оператора 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 зберігання 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 природного газу. 

 

X. 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.

3. Детальні вимоги до формату файлів зазначаються на веб-сайті оператора газотранспортної системи. 

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.

 

2. Відомості, які розміщуються та надсилаються оператором газосховищ

 

1. Оператор газосховищ розміщує на своєму веб-сайті таку інформацію:

перелік послуг, що надаються таким оператором, 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;

інформацію про обсяги природного газу, наявного у кожному газосховищі, обсяги закачування та відбору, а також обсяги вільної потужності газосховища – щодня.

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.

3. Оператор газосховищ повідомляє замовників про події, які можуть мати вплив на надання послуг, а також на роботу суміжних систем, у тому числі про зміни термінів робіт, а також про терміни незапланованих раніше робіт шляхом розміщення інформації на своєму веб-сайті та за допомогою системи обміну інформацією.

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

 

3. Відомості, які передають оператору газосховищ замовники

 

1. Замовник послуг зберігання передає оператору газосховищ номінації та реномінації обсягів закачування та/або відбору природного газу відповідно до положень цього Кодексу.

2. Оператор газотранспортної системи передає оператору газосховищ інформацію про замовника послуг транспортування, що має позитивний небаланс, та обсяг небалансу. 

 

XI. 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.

 

Заступник директора Департаменту

із регулювання відносин у нафтогазовій сфері                                  Т.Рябуха

 

ЗАТВЕРДЖЕНО

Постанова НКРЕКП

30.09.2015 № 2495

 

Зареєстровано

в Міністерстві юстиції України

06.11.2015 за № 1381/27826

 

Критерії, згідно з якими до певного газосховища застосовується режим договірного доступу або режим регульованого доступу

 

1. До газосховища застосовується режим договірного доступу в разі відповідності оператора цього газосховища таким критеріям:

проектний робочий обсяг всіх газосховищ оператора становить 35 % або менше від загального обсягу газосховищ України (за винятком газосховищ, розташованих на території вільної економічної зони «Крим»);

оператор не належить до числа трьох операторів газосховищ (з найбільшими частками на ринку послуг із зберігання природного газу), сукупний проектний робочий обсяг газосховищ яких перевищує 50 % від загального обсягу газосховищ України (за винятком газосховищ, розташованих на території вільної економічної зони «Крим»);

оператор не належить до числа п’яти операторів газосховищ (з найбільшими частками на ринку послуг із зберігання природного газу), сукупний проектний робочий обсяг газосховищ яких перевищує 70 % від загального обсягу газосховищ України (за винятком газосховищ, розташованих на території вільної економічної зони «Крим»).

2. До газосховища застосовується режим регульованого доступу у випадку, якщо оператор цього газосховища не відповідає хоча б одному з критеріїв, визначених пунктом 1 цих Критеріїв. 

 

Заступник директора Департаменту

із регулювання відносин у нафтогазовій сфері                                  Т.Рябуха

 

Офіційно оприлюднено в „Офіційному віснику України”, 01.12.2015, № 93, ст. 3183