( Главу 5 розділу IV доповнено новим пунктом 9 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1752 від 23.09.2020; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1182 від 05.08.2025 )
10. Реєстрація постачальником оператора газорозподільної системи у своєму Реєстрі споживачів для постачання природного газу здійснюється з урахуванням вимог цієї глави.
У випадку якщо оператор газорозподільної системи здійснює закупівлю природного газу для покриття об’ємів (обсягів) фактичних втрат та виробничо-технологічних витрат природного газу в газорозподільній системі на підставі договору (договорів) купівлі-продажу природного газу в оптового продавця, то оператор газорозподільної системи зобов’язаний здійснити реєстрацію за собою ЕІС-коду з атрибутом типу Y для обліку втрат та виробничо-технологічних витрат природного газу в газорозподільній системі.
( Главу 5 розділу IV доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1445 від 01.09.2021 )( Розділ IV доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1437 від 27.12.2017 )
V. Умови надійної та безпечної експлуатації газотранспортної системи, основні правила технічної експлуатації газотранспортної системи, планування розвитку газотранспортної системи
1. Умови надійної та безпечної експлуатації газотранспортної системи, основні правила технічної експлуатації газотранспортної системи
1. Оператор газотранспортної системи на виключних засадах відповідає за надійну та безпечну експлуатацію, підтримання в належному стані та розвиток, включаючи нове будівництво та реконструкцію газотранспортної системи, з метою задоволення очікуваного попиту суб'єктів ринку природного газу на послуги із транспортування природного газу, враховуючи розвиток ринку природного газу.
2. Експлуатацію газотранспортної системи здійснює виключно оператор газотранспортної системи згідно з вимогами чинного законодавства України, нормативними актами у сфері проєктування, будівництва та безпечної експлуатації об’єктів газотранспортної системи і технічними нормами та стандартами безпеки.
3. Оператор газотранспортної системи для забезпечення надійної та безпечної експлуатації газотранспортної системи:
забезпечує запобіжні заходи безаварійної експлуатації газотранспортної системи, а саме комплекс робіт, що виконується на підставі результатів технічного огляду або технічного обстеження (діагностування) газотранспортної системи з метою забезпечення її подальшої безаварійної експлуатації шляхом проведення технічного обслуговування, поточного або капітального ремонтів. Організація і проведення робіт з технічного обслуговування і ремонту газотранспортної системи встановлюються технічними нормами, стандартами безпеки;
вживає заходів для забезпечення транспортування природного газу протягом періодів надзвичайно високого споживання на виконання правил про безпеку постачання природного газу та Національного плану дій;
здійснює заходи фізичного балансування;
контролює фізико-хімічні показники природного газу в точках входу та точках виходу;
обмежує надходження природного газу до газотранспортної системи у випадках, визначених Законом України "Про ринок природного газу", Національним планом дій, правилами про безпеку постачання природного газу;
розробляє та впроваджує плани локалізації та ліквідації аварій;
готує та узгоджує в рамках укладених технічних угод з оператором суміжних систем план дій на випадок виникнення перебоїв у роботі суміжних систем;
підтримує та розширює (за необхідності) контрольно-вимірювальні системи управління та телеметрії, а також системи об’єктної автоматики з метою можливості швидкої реакції на загрози, які можуть виникнути в газотранспортній системі;
підтримує технічний стан пристроїв, установок, мереж, а також системних об’єктів згідно з вимогами технічних норм та стандартів безпеки, провадить постійний експлуатаційний нагляд, у разі виникнення загроз негайно розпочинає дії, спрямовані на їх усунення;
провадить оцінку технічного стану газотранспортної системи та за її результатами готує інвестиційні плани і плани ремонту газотранспортної системи;
розробляє та впроваджує правила технічної експлуатації газотранспортної системи, які зокрема повинні містити вимоги до:
лінійної частини магістральних газопроводів;
компресорних станцій;
газорозподільних станцій;
газовимірювальних станцій та пунктів виміру витрат газу;
електроустановок;
телекомунікаційної мережі оператора газотранспортної системи;
метрологічного забезпечення захисту від корозії;
контрольно-вимірювальних приладів, систем та засобів автоматизації технологічних процесів зв’язку (технологічного);
організації експлуатації газотранспортної системи;
діагностування;
будівель та споруд, які належать до газової інфраструктури.
4. Проєктування та будівництво (нове будівництво, реконструкція, капітальний ремонт, технічне переоснащення) складових газотранспортної системи здійснюються відповідно до законодавства у сфері містобудівної діяльності, технічних норм та стандартів безпеки.
5. Проєктування та будівництво (нове будівництво, реконструкція, капітальний ремонт, технічне переоснащення) складових газотранспортної системи передбачаються планом розвитку газотранспортної системи на наступні 10 років та фінансуються за рахунок коштів, передбачених у тарифах на послуги транспортування природного газу, та інших джерел, не заборонених законодавством.
( Пункт 5 глави 1 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1977 від 27.10.2023 )
6. У разі будівництва, реконструкції, капітального ремонту будинків, будівель, споруд, доріг, мостів, інших об'єктів архітектури роботи з перенесення складових газотранспортної системи виконуються оператором газотранспортної системи або іншим суб’єктом, який відповідно до законодавства має право на проведення таких робіт, за рахунок коштів замовників таких робіт відповідно до затвердженої проєктно-кошторисної документації.
2. Планування розвитку газотранспортної системи
1. Розвиток газотранспортної системи провадиться з урахуванням заходів з підвищення енергоефективності, передбачених Законом України "Про енергетичну ефективність", поточних та майбутніх потреб України в природному газі, забезпечення довготривалої працездатності газотранспортної системи, а також попиту на послуги транспортування газотранспортною системою України.
( Пункт 1 глави 2 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1977 від 27.10.2023 )
2. Оператор газотранспортної системи здійснює дослідження потреби ринку в новій газотранспортній інфраструктурі, у тому числі в міждержавних з’єднаннях, а також збирає інформацію стосовно багаторічних прогнозів потреби в природному газі на окремих територіях України.
3. При розробці плану розвитку газотранспортної системи на наступні 10 років оператор газотранспортної системи зобов’язаний:
провести консультації з усіма суміжним суб’єктами ринку природного газу, зокрема виробниками біометану або інших видів газу з альтернативних джерел, та опублікувати результати консультацій на власному вебсайті. Результати консультацій надаються до НКРЕКП;
врахувати можливі зміни обсягів видобутку, споживання природного газу, обсяги транскордонної торгівлі природним газом, а також плани розвитку газотранспортних систем сусідніх держав, газорозподільних систем, газосховищ та установки LNG.
( Пункт 3 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1697 від 20.10.2026 )
4. Оператор газотранспортної системи розробляє і щороку до 31 жовтня подає на затвердження Регулятору план розвитку газотранспортної системи на наступні 10 років, складений на підставі даних про фактичні та прогнозні показники попиту, і пропозиції на послуги з транспортування природного газу. План розвитку газотранспортної системи на наступні 10 років має забезпечувати відповідність газотранспортної системи потребам ринку природного газу та інтересам безпеки постачання природного газу.
5. Десятирічний план розвитку газотранспортної системи повинен визначати:
1) основні об’єкти газової інфраструктури, будівництво або реконструкція яких є доцільною в наступні 10 років;
2) підтверджені інвестиції, а також перелік нових інвестицій, які повинні бути здійснені протягом наступних 3 років;
3) строки реалізації та пріоритетність інвестиційних проєктів.
Десятирічний план розвитку газотранспортної системи складається з:
інвестиційної програми на перший планований рік десятирічного плану розвитку із зазначенням заходів за рахунок підтверджених інвестицій;
плану заходів на другий-третій плановані роки десятирічного плану розвитку за рахунок підтверджених та нових інвестицій;
плану заходів на четвертий-десятий плановані роки десятирічного плану розвитку із зазначенням потреби в інвестиціях для їх виконання.
6. При розробці інвестиційної програми на перший планований рік, яка є складовою плану розвитку на десять років, планів ремонтів, технічного обслуговування та технічного діагностування, оператор газотранспортної системи бере до уваги:
вимоги з безпечної експлуатації газотранспортної системи, а також забезпечення безперервності надання газотранспортних послуг;
необхідність приведення газотранспортної системи до обов’язкових норм та технічних вимог;
фактичний технічний стан елементів газотранспортної системи;
зниження витрат на експлуатацію;
збільшення, за потреби, технічної потужності газотранспортної системи;
приєднання до газотранспортної системи;
економічну ефективність заходів;
звіт про технічний стан об’єктів газотранспортної системи.
( Пункт 6 глави 2 розділу V доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1697 від 20.10.2026 )
7. Для здійснення планування оператор газотранспортної системи співпрацює з операторами суміжних систем, а також замовниками послуг транспортування, зокрема виробниками біометану або інших видів газу з альтернативних джерел.
( Пункт 7 глави 2 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1697 від 20.10.2026 )
8. Звіт про технічний стан об’єктів газотранспортної системи – документ, що формується оператором газотранспортної системи за результатами експлуатації, технічного обслуговування, ремонтів, технічного діагностування, обстежень, аналізу аварій, інцидентів, відмов, пошкоджень та обмежень експлуатації об’єктів газотранспортної системи, містить узагальнену та аналітичну інформацію про фактичний технічний стан таких об’єктів.
( Главу 2 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1697 від 20.10.2026 )
9. Звіт про технічний стан об’єктів газотранспортної системи має містити, але не виключно:
1) характеристику роботи газотранспортної системи та її складових, зокрема:
загальний фізичний обсяг надходження/передачі природного газу на фізичних точках входу/виходу (річний та помісячний) з узагальненням за відповідними об’єктами газотранспортної системи, зокрема ГРС (у розрізі областей та м. Києва), суміжними газовидобувними підприємствами, газосховищами та іншими об’єктами, через які здійснюється фізичне надходження, приймання-передача або відбір природного газу;
кількість фізичних точок входу та фізичних точок виходу природного газу з вказанням проєктних та фактичних потужностей цих точок за звітний період та помісячно;
обсяги втрат/витрат природного газу при відмовах i пошкодженнях обладнання (об’єктів), аваріях за звітний період та помісячно;
обсяги виробничо-технологічних витрат, нормативних втрат природного газу за звітний період та помісячно;
інформацію про газопроводи, на яких протягом звітного року змінено робочий тиск або максимально допустимий робочий тиск (за результатами діагностики), із зазначенням причин кожної такої зміни;
обсяги природного газу, що не відповідають вимогам щодо його фізико-хімічних показників, поданого до/відібраного з газотранспортної системи в розрізі віртуальних точок входу/виходу за звітний період та помісячно;
кількісні та вартісні показники стратегічного аварійного запасу матеріально-технічних ресурсів на кінець звітного періоду;
порівняльний аналіз показників із даними за попередні чотири роки;
2) напрямки потоків природного газу з відображенням на схемі:
надходження газу від суміжних газовидобувних підприємств;
надходження газу через прикордонні газовимірювальні станції;
надходження газу від оператора газосховищ;
транспортування газу до суміжних газовидобувних підприємств;
транспортування газу через прикордонні газовимірювальні станції до Операторів ГТС сусідніх країн;
транспортування газу до споживачів України;
транспортування газу до газосховищ;
3) інформацію щодо технічного стану інфраструктури, а саме:
щодо магістральних газопроводів, зокрема:
протяжність газопроводів, що задіяні в експлуатації із зазначенням протяжності та діаметрів, а також зміна протяжності у порівнянні з попереднім газовим роком;
протяжність газопроводів, що не задіяні в експлуатації із зазначенням протяжності та діаметрів, а також зміна протяжності у порівнянні з попереднім газовим роком;
фактичний технічний стан магістральних газопроводів (за результатами діагностики, обстежень стану захисного покриття, запірної арматури, переходів через природні та штучні перешкоди): справний стан, працездатний (задовільний) стан, обмежено працездатний (незадовільний) стан, граничний (аварійний) стан;
частка протяжності магістральних газопроводів, обладнаних та забезпечених електрохімічним захистом, у відсотках;
протяжність ділянок газопроводів, на яких не забезпечено мінімально необхідний захисний потенціал згідно з державними стандартами України;
інформацію щодо ділянок, які експлуатуються з обмеженнями, зокрема з урахуванням допустимого робочого тиску або інших технічних рішень;
інформацію щодо магістральних газопроводів/ділянок, аварійних, пошкоджених, виведених з експлуатації або переведених в особливий режим експлуатації;
кількість і протяжність магістральних газопроводів, по яких протягом року проведено технічне обслуговування;
кількість і протяжність магістральних газопроводів, по яких протягом року не здійснено планове технічне обслуговування;
інформацію щодо інцидентів (аварій) за звітний період, які призвели до аварійної або вимушеної зупинки із зазначенням причин та наслідків;
перелік газопроводів, які підлягають реконструкції, капітальному ремонту або повній заміні, із зазначенням основних ділянок/об’єктів та підстав для включення до плану розвитку, планів ремонтів, технічного обслуговування або технічного діагностування;
порівняльний аналіз із показниками за попередні чотири роки;
щодо установок підготовки газу, зокрема:
кількість установок підготовки газу, що задіяні в експлуатації, переведені в особливий режим експлуатації, пошкоджені, знаходяться на тимчасово окупованих територіях/у зоні бойових дій або виведені з експлуатації;
основні проєктні та фактичні характеристики установок підготовки газу, у тому числі проєктна та фактична пропускна спроможність;
фактичний технічний стан установок підготовки газу: справний стан, працездатний (задовільний) стан, обмежено працездатний (незадовільний) стан, граничний (аварійний) стан;
інформацію щодо інцидентів (аварій) за звітний період, які призвели до аварійної або вимушеної зупинки із зазначенням причин та наслідків;
перелік установок підготовки газу, які підлягають реконструкції, капітальному ремонту або повній заміні, із зазначенням основних ділянок/об’єктів та підстав для включення до плану розвитку, планів ремонтів, технічного обслуговування або технічного діагностування;
порівняльний аналіз із показниками за попередні чотири роки;
щодо компресорних станцій, зокрема:
кількість компресорних станцій/компресорних цехів, що перебувають у роботі, переведені в особливий режим експлуатації, розташовані на тимчасово окупованих територіях/у зоні бойових дій або пошкоджені;
рівень завантаженості компресорних станцій/компресорних цехів у літній та зимовий періоди або за основними режимами роботи;
витрати паливного газу в розрізі компресорних станцій;
фактичний технічний стан компресорних станцій: справний стан, працездатний (задовільний) стан, обмежено працездатний (незадовільний) стан, граничний (аварійний) стан;
інформацію щодо інцидентів (аварій) за звітний період, які призвели до аварійної або вимушеної зупинки із зазначенням причин та наслідків;
класифікацію компресорних станцій/компресорних цехів за рівнем виробничої значущості, технічної необхідності або пріоритетності використання, у тому числі за внутрішньою класифікацією оператора газотранспортної системи;
напрацювання газоперекачувальних агрегатів за звітний період (помісячно та за рік);
перелік компресорних станцій, які підлягають реконструкції, капітальному ремонту або повній заміні, із зазначенням основних ділянок/об’єктів та підстав для включення до плану розвитку, планів ремонтів, технічного обслуговування або технічного діагностування;
порівняльний аналіз показників за попередні чотири роки;
щодо газорозподільних станцій, зокрема:
кількість газорозподільних станцій, що перебувають у роботі, не задіяні в транспортуванні газу, переведені в особливий режим експлуатації, розташовані на тимчасово окупованих територіях/у зоні бойових дій або пошкоджені;
структуру газорозподільних станцій за типом, формою обслуговування, строком експлуатації та/або іншими основними характеристиками;
договірну/технічно погоджену пропускну потужність відповідно до технічних угод або документів взаємодії з операторами газорозподільних систем, прямими споживачами;
фактичну завантаженість газорозподільних станцій (у відсотках) за періодами мінімального та максимального споживання;
інформацію щодо інцидентів (аварій) за звітний період, які призвели до аварійної або вимушеної зупинки із зазначенням причин та наслідків;
фактичний технічний стан газорозподільних станцій: справний стан, працездатний (задовільний) стан, обмежено працездатний (незадовільний) стан, граничний (аварійний) стан;
класифікацію газорозподільних станцій за групами потужності та/або рівнем виробничої значущості (наприклад: газорозподільні станції до 10 тис. м-3/год, 10 – 50 тис. м-3/год, 50 – 100 тис. м-3/год, понад 100 тис. м-3/год);
перелік газорозподільних станцій, які підлягають реконструкції, капітальному ремонту або повній заміні, із зазначенням основних ділянок/об’єктів та підстав для включення до плану розвитку, планів ремонтів, технічного обслуговування або технічного діагностування;
порівняльний аналіз із показниками за попередні чотири роки;
щодо газовимірювальних станцій та пунктів вимірювання витрат газу, зокрема:
кількість газовимірювальних станцій, що перебувають у роботі, не задіяні в транспортуванні газу, переведені в особливий режим експлуатації, розташовані на тимчасово окупованих територіях/у зоні бойових дій або пошкоджені;
структуру газовимірювальних станцій/пунктів вимірювання витрат газу за типом, строком експлуатації та/або іншими основними характеристиками;
фактичний технічний стан газовимірювальних станцій та пунктів вимірювання витрат газу: справний стан, працездатний (задовільний) стан, обмежено працездатний (незадовільний) стан, граничний (аварійний) стан;
договірну/технічно погоджену пропускну потужність відповідно до технічних угод або документів взаємодії з операторами суміжних систем;
фактичну завантаженість газовимірювальних станцій/пунктів вимірювання витрат газу (у відсотках) за періодами мінімального та максимального транспортування;
інформацію щодо інцидентів (аварій) за звітний період, які призвели до аварійної або вимушеної зупинки із зазначенням причин та наслідків;
перелік газовимірювальних станцій та пунктів вимірювання витрат газу, які підлягають реконструкції, капітальному ремонту або повній заміні, із зазначенням основних ділянок/об’єктів та підстав для включення до плану розвитку, планів ремонтів, технічного обслуговування або технічного діагностування;
порівняльний аналіз показників за попередні чотири роки;
щодо інших об’єктів газотранспортної системи (за бажанням);
4) узгоджені режими роботи на фізичних точках входу/виходу, а саме:
перелік міждержавних фізичних точок входу/виходу;
пропускну потужність фізичних точок входу/виходу (з договорів про приєднання або технічних угод) та фактичні показники;
мінімальні та максимальні допустимі та узгоджені тиски, а також фактичні показники;
порядок взаємодії у разі аварійних ситуацій;
узгоджені графіки проведення ремонтних робіт та модернізації з операторами суміжних систем та газосховищ;
документи, що засвідчують узгодження режимів роботи та графіків ремонтних робіт;
5) військові ризики та їх вплив, а саме:
географічну характеристику ризиків, зокрема зони бойових дій та потенційно небезпечні регіони;
кількість пошкоджених об’єктів (газопроводи, компресорні станції, газорозподільні станції тощо);
частоту атак та інцидентів;
вплив бойових дій на обсяги транспортування та функціонування газотранспортної системи;
заходи, вжиті для забезпечення стійкості функціонування, зокрема проведення аварійно-відновлювальних робіт та фізичного захисту об’єктів інфраструктури;
6) висновки та пропозиції щодо заходів, які пропонується передбачити у плані розвитку газотранспортної системи;
7) до звіту про технічний стан об’єктів газотранспортної системи додаються презентаційні матеріали, які містять стислий виклад основної інформації, наведеної у ньому, а саме:
додаток 1 – узагальнена характеристика кількісних та якісних показників діяльності оператора газотранспортної системи;
додаток 2 – інформація про технічний стан газотранспортної системи в розрізі магістральних газопроводів, газорозподільних станцій, компресорних станцій, газовимірювальних станцій та пунктів вимірювання витрат газу;
додаток 3 – інформація про взаємодію оператора газотранспортної системи із операторами суміжних систем, зокрема щодо узгоджених технологічних режимів роботи, тисків у точках входу/виходу з/до газотранспортної системи, робіт, що впливають на технологічні режими роботи, капітальні інвестиції операторів суміжних систем, які впливають на технологічні режими роботи, перелік міждержавних точок та їх пропускна здатність, а також узгодження режимів по цих точках;
додаток 4 – інформація про військові ризики та їх вплив на функціонування газотранспортної системи та діяльність оператора газотранспортної системи;
додаток 5 – висновки та пропозиції щодо заходів, які доцільно передбачити у плані розвитку газотранспортної системи та/або операційних витратах оператора газотранспортної системи;
інша інформація (за необхідності).
( Главу 2 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1697 від 20.10.2026 )
3. Документальне оформлення плану розвитку газотранспортної системи
1. Планування заходів та фінансування плану розвитку повинно здійснюватись оператором газотранспортної системи з урахуванням технічного стану його основних фондів та інших активів, необхідності забезпечення належного рівня експлуатації об’єктів газотранспортної системи та якості надання послуг транспортування природного газу цією системою на довгостроковий період, зменшення обсягів виробничо-технологічних витрат, нормативних втрат природного газу, витрат паливного газу, а також принципів економічної доцільності запровадження відповідних заходів.
Десятирічний план розвитку газотранспортної системи складається із таких розділів:
розділ І - опис фактичного стану основних об’єктів газової інфраструктури оператора газотранспортної системи (фондів, активів) та необхідних заходів для їх підтримання на належному рівні відповідно до регламентних процедур, передбачених нормативно-технічними документами, на наступні три роки;
розділ II - опис заходів, які направлені на розвиток газотранспортної системи за рахунок будівництва нових об’єктів газотранспортної системи, включаючи нове будівництво, реконструкцію, капітальний ремонт, технічне переоснащення, у наступні десять років за рахунок планових інвестицій;
( Абзац четвертий пункту 1 глави 3 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1977 від 27.10.2023 )
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 3 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;
( Пункт 1 глави 3 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 призводять до збільшення балансової вартості основних засобів/нематеріальних активів.
( Пункт 1 глави 3 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 )
2. Розділ І плану розвитку має включати опис фактичного стану основних об’єктів газотранспортної системи та матеріально-технічного оснащення оператора газотранспортної системи і необхідних заходів для їх підтримання на належному рівні відповідно до регламентних процедур, передбачених нормативно-технічними документами, на наступні три роки. При цьому зазначені заходи мають містити прогнозовані витрати на їх реалізацію.
Узагальнений технічний стан об’єктів газових мереж, транспортних засобів, спеціальних машин та механізмів, приладів контролю та діагностики, комп’ютерної техніки газотранспортного підприємства та запланованих заходів подається за формою, наведеною в додатку 2 до цього Кодексу.
3. Розділ ІІ плану розвитку має включати опис заходів, які направлені на розвиток газотранспортної системи за рахунок будівництва нових об’єктів газотранспортної системи, включаючи нове будівництво, реконструкцію, капітальний ремонт, технічне переоснащення, у наступні десять років за рахунок планових інвестицій.
( Пункт 3 глави 3 розділу V із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1977 від 27.10.2023 )
4. На підставі даних розділів I та II плану розвитку оператор газотранспортної системи формує розділ III плану розвитку (інвестиційну програму), що має включати опис заходів та необхідних витрат на перший рік плану розвитку, у розрізі таких розділів:
Фінансування заходів інвестиційної програми оператора газотранспортної системи планується ліцензіатом за рахунок таких джерел фінансування:
амортизаційних відрахувань, передбачених відповідним тарифом оператора газотранспортної системи;
частини прибутку;
інших джерел, не заборонених законодавством, з обов`язковим обґрунтуванням та розшифруванням таких джерел.
( Пункт 4 глави 3 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 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 3 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 3 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;
( Пункт 5 глави 3 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 )
обґрунтування щодо закупівлі транспортних засобів, спеціальних машин та механізмів в інвестиційній програмі відповідно до форми, наведеної в розділі І додатка 3 до цього Кодексу;
( Пункт 5 глави 3 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 перехідних заходів (об’єктів незавершеного будівництва), період фінансування яких передбачається тривалістю понад 1 рік, відповідно до форми, наведеної в розділі II додатка 3 до цього Кодексу;
( Пункт 5 глави 3 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 проєктно-вишукувальних робіт, запланованих до виконання у планованому періоді, відповідно до форми, наведеної в розділі III додатка 3 до цього Кодексу.
( Пункт 5 глави 3 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 )
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 3 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 )
Вартість планованих заходів з реалізації об’єктів будівництва не може перевищувати затверджену кошторисну вартість будівництва, підтверджену відповідним висновком експертизи.
( Абзац пункту 6 глави 3 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 газотранспортної системи включаються до плану розвитку за наявності необхідних для цього проєктів, розроблених та затверджених відповідно до вимог чинного законодавства.
Оператор газотранспортної системи 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 газотранспортної системи на конкурентних засадах відповідно до вимог чинного законодавства про здійснення закупівель, у тому числі Закону України "Про публічні закупівлі".
7. План розвитку газотранспортної системи на 20__ – 20__ роки оператора газотранспортної системи на перший рік (інвестиційна програма на 20__ рік) має містити план заходів на перший рік десятирічного плану розвитку газотранспортної системи за формою, наведеною в розділі IV додатка 3 до цього Кодексу, з деталізацією по кожному заходу та кожному виду робіт, а також з цифровим визначенням заходів за принципом наскрізної нумерації, починаючи з одиниці.
( Пункт 7 глави 3 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 газотранспортної системи формує розділ IV плану розвитку газотранспортної системи на 20__ - 20__ роки газотранспортного підприємства на другий - третій роки плану розвитку з деталізацією по кожному заходу та кожному виду робіт та їх фінансуванням на кожний рік запланованого періоду за формою, наведеною в додатку 5 до цього Кодексу.
( Абзац перший пункту 8 глави 3 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 розділу IV плану розвитку має передбачати:
опис переліку робіт, основного обладнання, матеріалів, апаратного та програмного забезпечення та послуг, запланованих для виконання у прогнозованому періоді, з розбивкою на етапи (1 рік);
обґрунтування необхідності проведення робіт у запланований період та прогнозовані джерела фінансування.
9. На підставі даних розділів I та II плану розвитку оператор газотранспортної системи формує розділ V плану розвитку газотранспортної системи на 20__ - 20__ роки газотранспортного підприємства на четвертий - десятий роки плану розвитку у розрізі укрупнених заходів та їх фінансування на кожний рік запланованого періоду за формою, наведеною в додатку 6 до цього Кодексу.
( Пункт 9 глави 3 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. Звіт про технічний стан об’єктів газотранспортної системи подається оператором газотранспортної системи Регулятору щороку до 25 жовтня за попередній газовий рік та враховується під час розгляду плану розвитку.
Звіт про технічний стан об’єктів газотранспортної системи надається в електронній формі у форматах "pdf", "docx", "xls", "xlsx" із накладенням кваліфікованого електронного підпису керівника оператора газотранспортної системи або уповноваженої ним особи (із наданням копії документа, що підтверджує повноваження такої особи на підписання звіту про технічний стан, у разі якщо він підписаний не керівником) або кваліфікованої електронної печатки оператора газотранспортної системи у системі електронної взаємодії (СЕВ) та на електронну адресу Регулятора investgas@nerc.gov.ua з дотриманням вимог законів України "Про електронні документи та електронний документообіг" та "Про електронну ідентифікацію та електронні довірчі послуги".
Оператор газотранспортної системи забезпечує достовірність наданої Регулятору інформації.
( Главу 3 розділу V доповнено новим пунктом 10 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1697 від 20.10.2026 )
11. На підставі даних розділів III, IV та V плану розвитку оператор газотранспортної системи надає зведену інформацію щодо заходів десятирічного плану розвитку газотранспортної системи за формою, наведеною в додатку 7 до цього Кодексу.
( Главу 3 розділу V доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 )
12. 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.
13. План розвитку та матеріали, які надаються як обґрунтування розділів плану розвитку, повинні бути підписані з використанням електронного підпису керівника оператора газотранспортної системи або уповноваженої ним особи (із наданням копії документа, що підтверджує повноваження такої особи на підписання плану розвитку, у разі якщо він підписаний не керівником) або кваліфікованої електронної печатки Оператора ГТС з дотриманням вимог законів України "Про електронні документи та електронний документообіг" та "Про електронну ідентифікацію та електронні довірчі послуги".
( Пункт глави 3 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 657 від 28.04.2026 )( Розділ V доповнено новою главою згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1437 від 27.12.2017 )
4. Порядок подання, розгляду та затвердження плану розвитку
1. План розвитку на наступні 10 років подається оператором газотранспортної системи Регулятору щороку до 31 жовтня року, що передує 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.
План розвитку подається в електронній формі у форматах "docx", "xls" або "xlsx" із накладенням кваліфікованого електронного підпису керівника оператора газотранспортної системи або уповноваженої ним особи (із наданням копії документа, що підтверджує повноваження такої особи на підписання плану розвитку, у разі якщо він підписаний не керівником) або кваліфікованої електронної печатки Оператора ГТС у системі електронної взаємодії (СЕВ) та на електронну адресу Регулятора investgas@nerc.gov.ua з дотриманням вимог законів України "Про електронні документи та електронний документообіг" та "Про електронну ідентифікацію та електронні довірчі послуги".
( Пункт 1 глави 4 розділу V доповнено абзацом другим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 657 від 28.04.2026 )
Матеріали, які надаються як обґрунтування розділів плану розвитку, надаються в електронній формі у форматах "pdf", "docx", "xls" або "xlsx" із накладенням кваліфікованого електронного підпису керівника оператора газотранспортної системи або уповноваженої ним особи (із наданням копії документа, що підтверджує повноваження такої особи на підписання плану розвитку, у разі якщо він підписаний не керівником) або кваліфікованої електронної печатки Оператора ГТС у системі електронної взаємодії (СЕВ) та на електронну адресу Регулятора investgas@nerc.gov.ua з дотриманням вимог законів України "Про електронні документи та електронний документообіг" та "Про електронну ідентифікацію та електронні довірчі послуги".
( Пункт 1 глави 4 розділу V доповнено абзацом третім згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 657 від 28.04.2026 )
Оператор газотранспортної системи забезпечує достовірність наданої Регулятору інформації.
З метою інформування громадськості проєкт плану розвитку газотранспортної системи оприлюднюється оператором газотранспортної системи шляхом розміщення на своєму офіційному вебсайті в мережі Інтернет до дати подання плану розвитку на затвердження Регулятору.
( Пункт 1 глави 4 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 4 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 у Регулятора зауважень (уточнень, пропозицій) до плану розвитку чи необхідності уточнення окремих його складових Регулятор протягом 30 календарних днів після отримання плану розвитку письмово повідомляє оператора газотранспортної системи про наявні зауваження та необхідність уточнення окремих складових плану розвитку або зупиняє його розгляд та повертає план розвитку оператору газотранспортної системи.
У разі отримання від Регулятора письмових зауважень (уточнень, пропозицій) до плану розвитку оператор газотранспортної системи 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 газотранспортної системи плану розвитку газотранспортної системи, доопрацьованого з урахуванням зауважень (уточнень, пропозицій). У разі зупинення Регулятором розгляду плану розвитку оператор газотранспортної системи має право повторно подати план розвитку на розгляд Регулятору відповідно до вимог цієї глави.
( Пункт 3 глави 4 розділу V в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021, № 2186 від 23.12.2025 )
4. У разі відсутності у Регулятора зауважень до плану розвитку питання про затвердження плану розвитку оператора газотранспортної системи виносяться на засідання Регулятора, яке проводиться у формі відкритого слухання.
( Абзац перший пункту 4 глави 4 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 4 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 4 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 4 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 4 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 4 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 4 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 4 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 4 розділу V виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 855 від 26.05.2021 )
5. У разі недостатнього обґрунтування окремих заходів поданого плану розвитку Регулятор має право надати Оператору ГТС зауваження до них, зокрема щодо необхідності проведення їх експертизи. Регулятор може прийняти рішення про затвердження плану розвитку без урахування заходів, до яких наявні зауваження. Після усунення Оператором ГТС зауважень внесення змін до затвердженого плану розвитку здійснюється відповідно до пункту 8 цієї глави.
( Пункт 5 глави 4 розділу V в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 657 від 28.04.2026 )
6. Електронна форма затвердженого Регулятором плану розвитку оприлюднюється оператором газотранспортної системи шляхом розміщення на своєму офіційному вебсайті протягом десяти робочих днів з дня прийняття рішення Регулятором про затвердження плану розвитку та зберігається на ньому не менше трьох років.
( Пункти 6 та 7 глави 4 розділу V замінено одним новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 657 від 28.04.2026 )
7. При виникненні особливих обставин, яких оператор газотранспортної системи не міг передбачити (пов'язаних з усуненням наслідків, що виникли в результаті форс-мажорних обставин, необхідністю виконання робіт для забезпечення безпечної експлуатації та підтримання у належному стані газотранспортної системи), оператор газотранспортної системи має право не пізніше 30 вересня планованого періоду звернутися до Регулятора з пропозицією щодо внесення змін до затвердженого плану розвитку, з наданням відповідних висновків, розрахунків, обґрунтувань та інших документів, що підтверджують факт виникнення таких обставин, крім випадків виконання рішень НКРЕКП щодо внесення змін до затвердженого плану розвитку, зокрема за результатами здійснення заходів державного контролю.
