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

температура точки роси за вологою;

температура точки роси за вуглеводнями;

число Воббе;

теплота згоряння.

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.

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.

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.

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).

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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):

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.