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

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

ПОСТАНОВА

30.09.2015 № 2495

Зареєстровано в Міністерстві

юстиції України

06 листопада 2015 р.

за № 1380/27825

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

( Із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017 № 1437 від 27.12.2017 № 481 від 19.06.2018 № 1281 від 30.10.2018 № 580 від 22.04.2019 № 1779 від 30.09.2020 № 855 від 26.05.2021 № 1977 від 27.10.2023 № 593 від 27.03.2024 № 631 від 03.04.2024 )

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

Голова
Державної регуляторної служби України

Ю.О. Терентьєв

К.М. Ляпіна

ЗАТВЕРДЖЕНО

Постанова

Національної комісії, що здійснює

державне регулювання

у сферах енергетики

та комунальних послуг

30.09.2015 № 2495

Зареєстровано в Міністерстві

юстиції України

06 листопада 2015 р.

за № 1380/27825

КОДЕКС ГАЗОСХОВИЩ

( У тексті Кодексу слова "проект", "проектний", "веб-сайт" у всіх відмінках замінено відповідно словами "проєкт", "проєктний", "вебсайт" у відповідних відмінках згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 )

І. Загальні положення

1. Загальні засади, терміни та скорочення

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

права та обов’язки оператора газосховищ та замовників послуг;

умови доступу до газосховищ;

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

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

основні правила технічної експлуатації газосховищ.

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

3. У цьому Кодексі терміни вживаються у таких значеннях:

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

( Пункт 3 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом другим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017 )

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

( Пункт 3 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

активний об’єм газу - визначений технологічним проєктом об’єм природного газу, в межах проєктної 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 інвестиційної програми – період тривалістю один календарний рік, який передує планованому періоду;

( Пункт 3 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом шостим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 )

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

( Абзац пункту 3 глави 1 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

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

( Абзац пункту 3 глави 1 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017 )

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 проєктні 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;

вільна потужність відбору - частина потужності відбору, право користування якою не надане замовникам відповідно до укладених договорів зберігання (закачування, відбору) природного газу та яка доступна для розподілу між замовниками;

вільна потужність закачування - частина потужності закачування, право користування якою не надане замовникам відповідно до укладених договорів зберігання (закачування, відбору) природного газу та яка доступна для розподілу між замовниками;

вільний робочий обсяг - частина активного об’єму газу, право користування якою не надане замовникам відповідно до укладених договорів зберігання (закачування, відбору) природного газу та яка доступна для розподілу між замовниками;

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;

( Пункт 3 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом шістнадцятим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

договір зберігання (закачування, відбору) - договір, укладений між оператором газосховища та замовником на основі типового договору зберігання (закачування, відбору), затвердженого Регулятором, згідно з яким оператор газосховища надає замовнику послуги зберігання (закачування, відбору) на період та на умовах, визначених у такому договорі, а замовник оплачує оператору газосховища вартість отриманих послуг;

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

заміщення - процес віртуального закачування або відбору природного газу до/з газосховища, що відбувається шляхом документального оформлення;

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;

інвестиційна програма – окремий розділ десятирічного плану розвитку газосховищ на перший планований рік, яким передбачено план використання коштів для підвищення рівня надійності та забезпечення ефективної роботи газосховищ та який містить комплекс зобов'язань ліцензіата на період виконання інвестиційної програми щодо розвитку підприємства, покращення показників якості надання послуг з відповідними розрахунками та обґрунтуваннями, що підтверджують доцільність здійснення інвестиційної діяльності, джерела її фінансування та графік виконання;

( Пункт 3 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 )

інформаційна платформа - електронна платформа у вигляді вебдодатка в мережі Інтернет, функціонування та керування якою забезпечується виключно оператором газосховища для надання послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу відповідно до вимог цього Кодексу;

( Пункт 3 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017; в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 ) ( Абзац двадцять п'ятий пункту 3 глави 1 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

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;

мінімальний обов’язковий обсяг - мінімальний обсяг послуг зберігання (закачування, відбору), який визначається замовником у заявці на розподіл потужності та до якого замовник погоджується зменшити заявлений обсяг у випадку, коли оператор газосховища задовольняє заявки на розподіл потужності пропорційно до заявлених обсягів, указаних у заявках;

( Пункт 3 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017 ) ( Абзац двадцять восьмий пункту 3 глави 1 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

неномінована потужність - розподілений робочий обсяг та/або розподілена потужність закачування, та/або розподілена потужність відбору, на використання якої замовник не подав номінацію;

номінація - заявка замовника, надана оператору газосховища стосовно обсягів природного газу, які будуть подані замовником природного газу протягом певного періоду (у розрізі доби) для закачування до газосховищ та/або відібрані з газосховищ;

об’єднана потужність - потужність газосховища, що включає комбінацію робочого обсягу газосховища, потужності закачування в базовий сезон закачування та потужності відбору в базовий сезон відбору;

( Пункт 3 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом тридцятим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

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;

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

( Пункт 3 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом тридцять третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 ) ( Абзац пункту 3 глави 1 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017 )

планований період інвестиційної програми – період тривалістю один календарний рік, на який затверджується інвестиційна програма;

послуги зберігання (закачування, відбору) - послуги, визначені розділом IV цього Кодексу, які оператор газосховища надає замовникам згідно з умовами цього Кодексу та на підставі договору зберігання (закачування, відбору) природного газу, типова форма якого затверджується Регулятором та публікується на вебсайті оператора газосховища;

( Абзац пункту 3 глави 1 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017 ) ( Абзац тридцять шостий пункту 3 глави 1 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 ) ( Абзац тридцять сьомий пункту 3 глави 1 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

потужність відбору - обсяг природного газу, який може бути відібраний з газосховища (газосховищ) за визначену одиницю часу;

потужність газосховища - будь-яка комбінація робочого обсягу газосховища та/або потужності закачування та/або потужності відбору в межах технічної потужності газосховища;

потужність закачування - обсяг природного газу, який може бути закачаний до газосховища (газосховищ) за визначену одиницю часу;

"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;

рахунок зберігання - обліковий запис, який оператор газосховища створює для кожного замовника та на якому відображається рух природного газу замовника в газосховищах: обсяг закачування природного газу, обсяг відбору природного газу, передача природного газу, що зберігається в газосховищах, обсяг природного газу в газосховищах на певний момент часу, а також його митний режим та обмеження/обтяження, про які було проінформовано оператора газосховища відповідно до чинного законодавства;

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 добовий обсяг природного газу, який замовник має право зберігати в газосховищі (газосховищах протягом певного періоду часу відповідно до договору зберігання (закачування, відбору) природного газу;

розподілена потужність газосховища - частина потужності газосховища, яка розподілена замовнику згідно з договором зберігання (закачування, відбору);

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

технічна потужність газосховища - максимальний робочий обсяг газосховища, потужність закачування та потужність відбору, які оператор газосховища може запропонувати замовникам відповідно до проєктних характеристик та технічних умов роботи газосховищ;

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;

торгове сповіщення - інформаційне повідомлення встановленої цим Кодексом форми, що направляється оператору газосховища або від замовника, на рахунку зберігання якого обліковується певний обсяг природного газу, який він має намір відчужити, або від замовника, який має намір набути відповідний обсяг природного газу;

умовно-гарантована потужність - потужність газосховищ, яка надається замовнику з гарантією реалізації права її використання протягом періоду надання послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу за умови дотримання замовником окремих умов, визначених цим Кодексом;

( Пункт 3 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом п’ятдесятим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

фізичні перевантаження - перевищення попиту на послуги зберігання (закачування, відбору) природного газу над обсягом технічної потужності газосховищ;

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

( Пункт 3 глави 1 розділу I доповнено новим абзацом п’ятдесят другим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

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, Митному кодексі України, Законі України "Про ринок природного газу".

( Абзац пункту 3 глави 1 розділу I із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1281 від 30.10.2018 )

4. Оператор газосховищ розміщує цей Кодекс на своєму вебсайті.

2. Основні функції оператора газосховищ

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

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

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

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

5. До основних функцій оператора газосховищ належать забезпечення:

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

ефективності функціонування газосховища;

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

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

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

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

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

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

3. Обов’язки оператора газосховищ

1. Оператор газосховищ зобов’язаний:

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

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

виконувати Національний план дій;

розробляти та щороку до 31 жовтня подавати на затвердження Регулятору, розміщувати на своєму вебсайті 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 вебсайті 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 адміністрування передачі природного газу, що зберігається в газосховищах, та адміністрування розподіленої потужності у порядку, визначеному цим Кодексом;

( Абзац чотирнадцятий пункту 1 глави 3 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017 )

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

( Абзац пункту 1 глави 3 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017 )

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

( Пункт 1 глави 3 розділу І доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 580 від 22.04.2019 )

повідомляти оператору газотранспортної системи про зміну митного режиму всього або частини обсягу природного газу, який був поданий на точку виходу до газосховища чи групи газосховищ на умовах користування потужністю з обмеженнями, на митний режим, за яким природний газ набуває статусу українського товару у визначенні статті 4 Митного кодексу України, якщо оператор газосховищ не отримував повідомлення про зарахування повної оплати за зміну умов (обмежень) потужності з обмеженнями від оператора газотранспортної системи щодо такого обсягу природного газу;

провести відповідні зміни в обліку природного газу після отримання повідомлення від замовника послуг зберігання про намір змінити умови (обмеження) потужності з обмеженнями та повідомлення від оператора газотранспортної системи про зарахування повної оплати за зміну умов (обмежень) потужності з обмеженнями. Форми таких повідомлень визначаються оператором газосховищ та публікуються на його вебсайті.

2. Оператор газосховищ зобов’язаний розміщувати на своєму вебсайті 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.

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

( Главу 3 розділу I доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017 )

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

4. Умови взаємодії з оператором газосховищ

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

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

установлення граничнодопустимих значень мінімального та максимального тиску газу;

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

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

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

порядок надання доступу до телеметричних та вимірювально-розрахункових даних;

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

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

механізм узгодження відповідності пар кодів постачальник - одержувач;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

порядок врегулювання спорів.

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

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

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

( Абзац другий пункту 2 глави 4 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017 )

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 проєктних показників.

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

( Пункт 3 глави 4 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1779 від 30.09.2020 ) ( Пункт 4 глави 4 розділу I виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1437 від 27.12.2017 )

ІІ. Характеристика газосховищ, визначення точок входу і точок виходу

1. Характеристика газосховищ

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

геологічна структура з пластом-колектором;

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

контрольні горизонти;

експлуатаційний фонд свердловин;

система збору газу (шлейфи свердловин та газозбірні колектори);

газозбірний пункт;

технологічні трубопроводи та трубопроводи підключення газосховищ до газотранспортної системи;

дожимні компресорні станції;

газорозподільні станції;

установки підготовки газу;

установки протикорозійного захисту;

лінії і споруди систем технологічного зв’язку і телемеханіки;

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

пункт заміру і контролю якості природного газу;

пункти редукування газу;

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

будівлі та споруди газосховищ;

об’єкти утилізації пластових, стічних і промислових вод;

інші об’єкти, передбачені проєктом 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 проєкту 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 проєктною величиною об’єму буферного газу та величиною мінімального пластового тиску.

6. Газосховище експлуатується виключно в межах проєктних показників.

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

( Назва глави 2 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017 )

1. Точки входу:

точки входу з фізичним розташуванням до газотранспортної системи з газосховищ;

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

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

( Пункт 1 глави 2 розділу ІІ доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 580 від 22.04.2019 )

2. Точки виходу:

точки виходу з фізичним розташуванням з газотранспортної системи до газосховища;

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

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

( Пункт 2 глави 2 розділу ІІ доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 580 від 22.04.2019 )

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

III. Норми якості, фізико-хімічні показники та інші характеристики природного газу, правила обліку та документальне оформлення приймання-передачі природного газу

1. Норми якості, фізико-хімічні показники та інші характеристики природного газу, що допускається до закачування/відбору до/з газосховищ

1. Відповідальним за якість газу є:

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

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

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

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

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

5. Точки входу/виходу з фізичним розташуванням до/з газосховищ мають бути обладнані приладами, які на безперервній основі забезпечують контроль компонентного складу, теплоти згоряння та температури точки роси за вологою природного газу (зокрема автоматичними хроматографами та вологомірами), з можливістю дистанційного їх контролю та передачі даних підрозділам оператора газотранспортної системи.

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

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

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

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

компонентний склад;

нижча та вища теплота згоряння;

густина газу;

вміст сірководню та меркаптанової сірки;

вміст механічних домішок;

число Воббе;

температура точки роси за вологою;

температура точки роси за вуглеводнями.

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

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

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

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

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

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

13. Результати визначень ФХП газу підлягають оприлюдненню на вебсайті 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/м-3, кВт·год/м-3), який передається у точці входу і відбирається у точці виходу, визначається як добуток об’єму природного газу, виміряного у відповідній точці входу або виходу, і теплоти згоряння, визначеної для такої точки входу або точки виходу.

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

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

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

Теплота згоряння за добу є середньозваженим погодинних значень теплоти згоряння.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

22. Порядок проведення спільних перевірок комерційних ВОГ (ПВВГ) операторами суміжних систем, порядок взаємодії сторін при виникненні аварійних ситуацій, порядок вирішення спорів з питань визначення обсягу природного газу та його ФХП визначаються згідно з вимогами цього Кодексу.

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

24. Установлення дублюючих обчислювачів/коректорів або вузлів обліку газу здійснюється відповідно до погоджених з власником комерційного ВОГ (ПВВГ) технічного завдання та робочого проєкту. У проєкті 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 вебсайті. В іншому разі сторона, яка передає/приймає газ у точці входу/виходу, має право на безперервне отримання інформації в електронному вигляді відповідно до розробленого проєкту системи передачі даних (обладнання, лінії зв’язку), погодженого з власником комерційного вузла обліку. На підставі погодженого проєкту 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 12 числа місяця, наступного за звітним, замовником та оператором газосховища здійснюється оформлення акта про рух природного газу в газосховищах, що обліковується на рахунку зберігання замовника, в якому вказується:

обсяг природного газу на рахунку зберігання на початок звітного місяця;

обсяги закачаного та/або відібраного природного газу до/з газосховищ за звітний місяць відповідно до здійснених оператором газосховища алокацій згідно з розділом ІХ цього Кодексу;

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

обсяг природного газу на рахунку зберігання на кінець звітного місяця.

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

Форма акта про рух природного газу в газосховищах, що обліковується на рахунку зберігання замовника, розміщується на вебсайті оператора газосховища.

( Пункт 3 глави 7 розділу III в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017 ) ( Пункт 4 глави 7 розділу III виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1437 від 27.12.2017 ) ( Пункт 5 глави 7 розділу III виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017 )

8. Залишок природного газу в газосховищах

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

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

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

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

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

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

( Пункт 3 глави 8 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

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

Форми актів розміщуються на вебсайті оператора газосховища.

( Розділ III доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017 )

ІV. Послуги, що надаються оператором газосховища

1. Загальні положення

1. Оператор газосховища надає послуги зберігання (закачування, відбору) природного газу на підставі договору зберігання (закачування, відбору) природного газу, укладеного між оператором та замовником, та на умовах, визначених цим Кодексом. Типова форма договору зберігання (закачування, відбору) природного газу затверджується Регулятором та публікується на вебсайті оператора газосховища.

2. На підставі договору зберігання (закачування, відбору) природного газу оператор газосховища надає замовникам послуги зберігання (закачування, відбору) природного газу шляхом надання їм доступу до потужності газосховища:

робочий обсяг;

потужність закачування;

потужність відбору.

Доступ до потужності газосховища надається оператором газосховища на такі періоди: рік зберігання (річна, об'єднана потужність), базовий сезон закачування, базовий сезон відбору, місяць, доба (потужність на добу наперед).

Оператор газосховища надає доступ до потужності газосховища шляхом її розподілу замовникам у розмірі, який має бути кратним 1 м-3, крім потужності на добу наперед.

Для кожного періоду надання доступу до потужності газосховища замовнику розподіляється потужність з правом зберігання/закачування/відбору однакового обсягу природного газу протягом кожної газової доби. При цьому закачування/відбір обсягів природного газу протягом газової доби згідно з підтвердженою номінацією здійснюється рівномірно з постійним годинним потоком.

( Пункт 2 глави 1 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

3. Оператор газосховища розподіляє гарантовану, умовно-гарантовану та переривчасту потужність на умовах, визначених цим Кодексом.

При наданні доступу до гарантованої потужності оператор газосховища зобов’язаний надавати право користування визначеним обсягом потужності на гарантованій (постійній) основі.

Умовно-гарантована потужність надається з гарантією реалізації права користування (як гарантована потужність) на ті обсяги природного газу, які замовник зазначає в поданій номінації на газову добу (D+1). Якщо в рамках поданої реномінації на газову добу (D) замовником збільшується обсяг природного газу порівняно з обсягами у підтвердженій номінації, то в рамках розміру замовленої умовно-гарантованої потужності на газову добу (D) така різниця обсягів буде віднесена оператором газосховища до потужності, яка надається замовнику без гарантії реалізації права користування нею (як переривчаста потужність) протягом газової доби, на яку було подано реномінацію.

При наданні переривчастої потужності оператор газосховища зобов’язаний надавати право користування визначеним обсягом потужності, якщо для цього є технічна можливість, але має право в будь-який час (із додержанням мінімального часу на повідомлення про переривання) перервати надання послуги, якщо закачування або відбір є технічно неможливим. Мінімальний час повідомлення про переривання для певної години газової доби становить 45 хвилин після початку циклу реномінації для цієї години газової доби.

( Пункт 3 глави 1 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

2. Річна потужність, потужність на базовий сезон закачування та базовий сезон відбору, об’єднана потужність

( Назва глави 2 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

1. В рамках розподілу річної та об’єднаної потужності, потужності на базовий сезон закачування/базовий сезон відбору надається право користування робочим обсягом зберігання, який не може бути меншим, ніж 1000 м-3 на добу.

Потужність закачування та потужність відбору не розподіляється в рамках річної потужності.

Мінімальний розмір потужності закачування та потужності відбору, який розподіляється оператором газосховища на базовий сезон закачування/відбору, становить 1 м-3 на добу.

Об’єднана потужність складається з річної потужності (робочого обсягу), потужності закачування у базовий сезон закачування та потужності відбору у базовий сезон відбору. При цьому в рамках розподілу об’єднаної потужності замовнику надається право замовляти різну величину робочого обсягу зберігання (річної потужності), потужності закачування у базовому сезоні закачування та потужності відбору у базовому сезоні відбору.

( Пункт 1 глави 2 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

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

( Пункт 2 глави 2 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

3. В рамках річної потужності та потужності на базовий сезон закачування/ відбору робочий обсяг розподіляється як гарантована потужність. Потужність закачування на базовий сезон закачування, потужність відбору на базовий сезон відбору розподіляються як гарантована та/або умовно-гарантована потужність.

Залежно від технічних можливостей газосховища, розміру раніше розподіленої потужності на базовий сезон відбору замовникам може бути розподілена потужність закачування та на базовий сезон закачування - потужність відбору.

Потужність відбору на базовий сезон закачування та потужність закачування на базовий сезон відбору розподіляється як переривчаста. Така потужність не розподіляється як об’єднана потужність.

Об’єднана потужність розподіляється як гарантована.

( Пункт 3 глави 2 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

4. Робочий обсяг розподіляється в рамках річної потужності строком на один рік зберігання. При цьому така послуга доступна для будь-яких чотирьох років зберігання, наступних за роком зберігання, в якому відбувається розподіл потужності.

Для об’єднаної потужності послуга доступна для будь-яких чотирьох років зберігання, наступних за роком зберігання, в якому відбувається розподіл потужності.

( Пункт 4 глави 2 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

3. Робочий обсяг на місяць

( Назва глави 3 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

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

( Пункт 1 глави 3 розділу IV із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

2. Якщо замовнику не розподілено річну потужність, та/або об’єднану потужність, та/або потужність на базовий сезон відбору/закачування, ця послуга передбачає надання права користування робочим обсягом зберігання, мінімальний розмір якого дорівнює 1000 м-3 протягом кожної доби місяця.

( Пункт 2 глави 3 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

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

( Пункт 4 глави 3 розділу IV виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

4. Потужність закачування на місяць

1. Потужність закачування на місяць надається строком на 1 газовий місяць. При цьому така послуга доступна для будь-яких газових місяців відповідного року зберігання, наступних після місяця, в якому здійснюється розподіл потужності.

2. Потужність закачування на місяць, що входить до базового сезону закачування, дозволяє замовнику закачувати природний газ в рамках розподіленої гарантованої або умовно гарантованої потужності.

Потужність закачування на місяць, що входить до базового сезону відбору, розподіляється як переривчаста потужність.

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

4. Якщо замовнику не розподілено об’єднану потужність, та/або річну потужність, та/або потужність на базовий сезон відбору/закачування, ця послуга передбачає надання потужності на місяць, мінімальний розмір якої дорівнює 1 м-3.

5. Фактичний розмір потужності закачування природного газу на місяць може бути менший за мінімальний розмір, визначений пунктом 4 цієї глави. При цьому оплата таких послуг буде здійснюватися як за мінімальний розмір потужності закачування.

( Глава 4 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

5. Потужність відбору на місяць

1. Потужність відбору на місяць надається строком на 1 газовий місяць. При цьому така послуга доступна для будь-яких газових місяців відповідного року зберігання, наступних після місяця, в якому здійснюється розподіл потужності.

2. Потужність відбору на місяць, що входить до базового сезону відбору, дозволяє замовнику відбирати природний газ в рамках розподіленої гарантованої або умовно гарантованої потужності.

Потужність відбору на місяць, що входить до базового сезону закачування розподіляється як переривчаста потужність.

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

4. Якщо замовнику не розподілено річну та/або об’єднану потужність та/або потужність на базовий сезон відбору/закачування, ця послуга передбачає надання потужності відбору на місяць, мінімальний розмір якої дорівнює 1 м-3.

5. Фактичний розмір потужності відбору природного газу на місяць може бути менший за мінімальний розмір, визначений пунктом 4 цієї глави. При цьому оплата таких послуг буде здійснюватися як за мінімальний розмір потужності відбору.

( Глава 5 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

6. Потужність закачування на добу наперед

1. Потужність закачування на добу наперед доступна для всіх замовників та розподіляється на будь-яку добу, наступну після доби, в якій відбувається розподіл потужності.

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

3. Потужність закачування на добу наперед дозволяє замовнику шляхом подання номінацій/реномінацій замовити на добу наперед потужність закачування природного газу відповідно до розділу IX цього Кодексу.

4. Якщо замовнику не розподілено річну та/або об’єднану потужність та/або потужність на базовий сезон відбору/закачування та/або на місячний період, ця послуга передбачає надання потужності закачування на добу наперед, мінімальний розмір якої дорівнює 1 м-3.

5. Фактичний розмір потужності закачування природного газу на добу наперед може бути менший за мінімальний розмір, визначений пунктом 4 цієї глави. При цьому оплата таких послуг буде здійснюватися як за мінімальний розмір потужності закачування.

( Глава 6 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

7. Потужність відбору на добу наперед

1. Потужність відбору на добу наперед доступна для всіх замовників та розподіляється на будь-яку добу, наступну після доби, в якій відбувається розподіл потужності.

2. Потужність відбору на добу наперед надається в рамках переривчастої потужності та дозволяє замовнику відбирати природний газ незалежно від базового сезону.

3. Потужність відбору на добу наперед дозволяє замовнику шляхом номінацій/реномінацій замовити на добу наперед потужність відбору природного газу відповідно до розділу IX цього Кодексу.

4. Якщо замовнику не розподілено річну та/або об’єднану потужність та/або потужність на базовий сезон відбору/закачування та/або на місячний період, ця послуга передбачає надання потужності відбору на добу на перед, мінімальний розмір якої дорівнює 1 м-3.

5. Фактичний розмір потужності відбору природного газу на добу наперед може бути менший за мінімальний розмір, визначений пунктом 4 цієї глави. При цьому оплата таких послуг буде здійснюватися як за мінімальний розмір потужності відбору.

( Глава 7 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 )

8. Робочий обсяг на добу наперед

1. Робочий обсяг на добу наперед доступний для всіх замовників та розподіляється на будь-яку добу, наступну після доби, в якій відбувається розподіл потужності.

2. Робочий обсяг на добу наперед надається в рамках гарантованої потужності у випадках підтвердження торгового сповіщення та в рамках переривчастої потужності у випадках підтвердження номінації/реномінації.

3. Робочий обсяг на добу наперед дозволяє замовнику шляхом подання номінацій/реномінацій, торгових сповіщень замовити на добу наперед робочий обсяг відповідно до розділу VII цього Кодексу. Розмір такого робочого обсягу автоматично розподіляється на кожну наступну газову добу, якщо станом на кінець такої газової доби у замовника недостатньо вільного розподіленого робочого обсягу зберігання.

4. Якщо замовнику не розподілено річну та/або об’єднану потужність та/або потужність на базовий сезон відбору/закачування та/або на місячний період, ця послуга передбачає надання робочого обсягу на добу на перед, мінімальний розмір якого дорівнює 1000 м-3.

5. Фактичний розмір робочого обсягу природного газу на добу наперед може бути менший за мінімальний розмір, визначений пунктом 4 цієї глави. При цьому оплата таких послуг буде здійснюватися як за мінімальний розмір добового робочого обсягу.

( Глава 8 розділу IV в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 631 від 03.04.2024 ) ( Кодекс доповнено новим розділом IV згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017 )

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

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

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

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

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

дотримання вимог нормативних документів щодо експлуатації, зокрема технологічних проєктів 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, та інших джерел, не заборонених законодавством.

( Пункт 5 глави 1 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1977 від 27.10.2023 )

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 вебсайті 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 в обсязі вартості послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу, які не були надані замовнику внаслідок виконання робіт оператором газосховища.

( П ункт 3 глави 3 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 689 від 25.05.2017 )

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

передбачені терміни/строки реалізації інвестиційних проєктів.

5. Десятирічний план розвитку газосховища складається з:

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

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

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

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

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

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

фактичний технічний стан об’єктів та складових газосховищ;

зниження експлуатаційних витрат на експлуатацію;

збільшення за потреби технічної потужності газосховища.

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

5. Документальне оформлення плану розвитку газосховищ

1. Планування заходів та фінансування плану розвитку повинно здійснюватись Оператором газосховищ з урахуванням технічного стану його основних фондів та інших активів, необхідності забезпечення належного рівня експлуатації об’єктів газової інфраструктури Оператора газосховищ та якості надання послуг зберігання (закачування, відбору) природного газу на довгостроковий період, зменшення обсягів виробничо-технологічних витрат, нормативних втрат природного газу, витрат паливного газу, а також принципів економічної доцільності запровадження відповідних заходів.

Десятирічний план розвитку газосховищ складається з таких розділів:

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

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

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

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

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

До плану розвитку не можуть бути включені такі заходи (окрім заходів із розробки проєктно-кошторисної документації):

( Пункт 1 глави 5 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1977 від 27.10.2023 )

які не створюють нові основні засоби/ нематеріальні активи;

які не призводять до збільшення балансової вартості основних засобів/ нематеріальних активів.

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

Узагальнений технічний стан об’єктів інженерно-технологічного комплексу Оператора газосховищ подається за формою, наведеною в додатку1 до цього Кодексу.

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

4. На підставі даних розділів I та II плану розвитку Оператор газосховищ формує розділ III плану розвитку (інвестиційну програму), що має включати опис заходів та необхідних витрат на перший рік плану розвитку, у розрізі таких розділів:

Назва розділу

I. Підземні сховища газу

II. Інше (експлуатація газосховищ)

III. Модернізація та закупівля транспортних засобів, спеціальних машин та механізмів

IV. Придбання приладів діагностики і обстеження та інших приладів

V. Впровадження та розвиток інформаційних технологій

VI. Будівлі виробничого і адміністративного призначення

VII. Інше (розшифрувати)

Фінансування заходів інвестиційної програми Оператора газосховищ планується ліцензіатом за рахунок таких джерел фінансування:

амортизаційних відрахувань, передбачених відповідним тарифом Оператора газосховищ;

капітальних інвестицій, передбачених відповідним тарифом Оператора газосховищ;

( Абзац четвертий пункту 4 глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1977 від 27.10.2023 )

інших джерел, не заборонених законодавством, з обов‘язковим обґрунтуванням та розшифруванням таких джерел.

( Пункт 4 глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 )

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

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

( Абзац другий пункту 5 глави 5 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 )

обґрунтування необхідності проведення заходів у запланований період;

обґрунтування та розрахунок джерел фінансування інвестиційної програми;

( Пункт 5 глави 5 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 )

інформацію щодо техніко-економічної ефективності заходів інвестиційної програми, зокрема техніко-економічні показники відповідно до затвердженої проєктної документації та показники економічної ефективності;

інформацію щодо економічної ефективності закупівлі транспортних засобів, спеціальних машин та механізмів в інвестиційній програмі відповідно до форми, наведеної в розділі І додатка 2 до цього Кодексу;

інформацію щодо перехідних заходів (об’єктів незавершеного будівництва), період фінансування яких передбачається тривалістю понад 1 рік, відповідно до форми, наведеної в розділі II додатка 2 до цього Кодексу;

інформацію щодо проєктно-вишукувальних робіт, запланованих до виконання у планованому періоді, відповідно до форми, наведеної в розділі III додатка 2 до цього Кодексу.

6. Заплановані заходи інвестиційної програми повинні бути підкріплені обґрунтувальними матеріалами до запланованих робіт та закупівель товарів, які, зокрема, можуть містити цінові пропозиції (прайси) виробників або їх офіційних представників в Україні, накази про затвердження проєктної документації та зведені кошториси до відповідних проєктів, що передбачені заходами на планований період, а також інформацію щодо проведення експертизи проєктно-кошторисної документації.

( Абзац перший пункту 6 глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 )

Заходи з проведення нового будівництва або реконструкції об’єктів газосховищ включаються до плану розвитку за наявності необхідних для цього проєктів, розроблених та затверджених відповідно до вимог чинного законодавства.

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

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

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

( Пункт 7 глави 5 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 )

8. На підставі даних розділів І та ІІ плану розвитку Оператор газосховищ формує розділ IV плану розвитку газосховищ на 20__-20__ роки на другий-третій роки плану розвитку з деталізацією по кожному заходу та кожному виду робіт та їх фінансуванням на кожний рік запланованого періоду за формою, наведеною в додатку 4 до цього Кодексу.

( Абзац перший пункту 8 глави 5 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 )

Пояснювальна записка до розділу IV плану розвитку має передбачати:

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

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

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

( Пункт 9 глави 5 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 )

10. На підставі даних розділів III, IV та V плану розвитку Оператор газосховищ надає зведену інформацію щодо заходів десятирічного плану розвитку газосховищ за формою, наведеною в додатку 6 до цього Кодексу.

( Главу 5 розділу V доповнено новим пунктом 10 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 )

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

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

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

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

( Розділ V доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 481 від 19.06.2018 )

6. Порядок подання, розгляду та затвердження плану розвитку

1. План розвитку на наступні 10 років подається Оператором газосховищ Регулятору щороку до 31 жовтня року, що передує планованому періоду, з урахуванням вимог Порядку проведення відкритого обговорення проектів рішень Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 червня 2017 року № 866, у частині схвалення/затвердження інвестиційних програм/планів розвитку та змін до них.

Оператор газосховищ забезпечує достовірність наданої Регулятору інформації.

З метою інформування громадськості проєкт плану розвитку газосховищ оприлюднюється оператором газосховищ шляхом розміщення на своєму офіційному вебсайті в мережі Інтернет до дати подання плану розвитку на затвердження Регулятору.

( Пункт 1 глави 6 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 )

2. Під час розгляду поданих документів та/або додаткових пояснень та обґрунтувань Регулятор може проводити робочі зустрічі з уповноваженими представниками суб’єкта господарювання.

( Пункт 2 глави 6 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 )

3. У разі встановлення невідповідності плану розвитку вимогам цього Кодексу та/або наявності в Регулятора певних зауважень (уточнень, пропозицій) до плану розвитку чи необхідності уточнення окремих його складових Регулятор протягом 30 календарних днів письмово повідомляє Оператора газосховищ про наявні зауваження або необхідність уточнення окремих складових плану розвитку.

У разі отримання від Регулятора письмових зауважень (уточнень, пропозицій) до плану розвитку оператор газосховищ зобов’язаний упродовж 30 календарних днів з дня отримання таких зауважень (уточнень, пропозицій) надати відповідні пропозиції, додаткові пояснення та обґрунтування. У такому разі план розвитку повторно розглядається Регулятором після подання оператором газосховищ плану розвитку газосховищ, доопрацьованого з урахуванням зауважень (уточнень, пропозицій).

( Пункт 3 глави 6 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 )

4. У разі відсутності у Регулятора зауважень до плану розвитку питання про затвердження плану розвитку Оператора газосховищ виносяться на засідання Регулятора, яке проводиться у формі відкритого слухання.

( Абзац перший пункту 4 глави 6 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 ) ( Абзац другий пункту 4 глави 6 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 ) ( Абзац третій пункту 4 глави 6 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 ) ( Абзац четвертий пункту 4 глави 6 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 ) ( Абзац п'ятий пункту 4 глави 6 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 ) ( Абзац шостий пункту 4 глави 6 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 ) ( Абзац сьомий пункту 4 глави 6 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 ) ( Абзац восьмий пункту 4 глави 6 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 ) ( Абзац дев'ятий пункту 4 глави 6 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 )

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

За результатами експертизи спірні питання повторно розглядаються Регулятором.

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

7. Затверджений Регулятором план розвитку оформлюється Оператором газосховищ у двох примірниках. Протягом 7 календарних днів один примірник надається Регулятору, другий залишається в Оператора газосховищ.

Електронна форма затвердженого Регулятором плану розвитку оприлюднюється Оператором газосховищ шляхом розміщення на своєму офіційному вебсайті протягом 10 робочих днів з дня прийняття рішення Регулятором про затвердження плану розвитку та зберігається на ньому не менше 3 років.

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

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

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

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

При поданні змін до інвестиційної програми затвердженого плану розвитку Оператор газосховищ надає Регулятору:

1) зведену інформацію щодо змін до інвестиційної програми затвердженого плану розвитку газосховищ за формою, наведеною в розділі І додатка 7 до цього Кодексу;

2) пропозиції щодо змін до інвестиційної програми на 20__ рік затвердженого Плану розвитку газосховищ Оператора газосховищ на 20__ - 20__ роки за формою, наведеною в розділі II додатка 7 до цього Кодексу;

3) зміни до інвестиційної програми на 20___ рік (перелік заходів) Оператора газосховищ за формою, наведеною в розділі III додатка 7 до цього Кодексу.

( Пункт 8 глави 6 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 ) ( Розділ V доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 481 від 19.06.2018 )

................

Перейти до повного тексту