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

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

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.

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

права та обов’язки оператора газосховищ та замовників послуг;

умови доступу до газосховищ;

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

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

основні правила технічної експлуатації газосховищ.

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

3. У цьому Кодексі терміни вживаються у таких значеннях:

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

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

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

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

базовий сезон закачування - період часу, протягом якого замовник користується потужністю закачування та який починається з першої газової доби квітня і закінчується останньою газовою добою вересня. Базовий сезон закачування може бути зменшений на нейтральні періоди, при цьому замовникам з розподіленою гарантованою потужністю закачування в рамках річної потужності гарантується повне виконання послуги;

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;

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

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;

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;

індивідуальні послуги - право доступу замовника до потужності закачування (на період місяця та/або на добу наперед), потужності відбору (на період місяця та/або на добу наперед), робочого обсягу (на період місяця) у вигляді окремих послуг;

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

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

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

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;

нейтральний період - стабілізаційний період часу, що є частиною газового та календарного року, протягом якого газосховище простоює після закачування або відбору природного газу з метою виконання досліджень і робіт, які передбачені технологічним проектом газосховища і регламентом з контролю за експлуатацією та герметичністю газосховища, а також запланованих оператором газосховищ ремонтів і заходів, які проводяться за умови вилучення всього обсягу природного газу з технологічного обладнання і трубопроводів. Тривалість нейтрального періоду визначає оператор газосховища. Нейтральний період не може перевищувати 30 діб після кожного з базових сезонів;

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;

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;

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 веб-сайті оператора газосховища;

послуга, що надається на гарантованій основі - послуга зберігання (закачування, відбору) природного газу, яка надається замовнику з гарантією реалізації права користування нею протягом усього періоду надання цієї послуги;

послуга, що надається на переривчастій основі - послуга зберігання (закачування, відбору) природного газу, яка надається замовнику без гарантії реалізації права користування нею, а з можливістю її обмеження (переривання) на умовах, визначених договором зберігання (закачування, відбору) природного газу та цим Кодексом;

потужність 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 проектних 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;

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

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".

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

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.

1. Оператор газосховищ зобов’язаний:

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

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

виконувати Національний план дій;

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

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

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

надавати інформацію, обов’язковість надання якої встановлена законодавством;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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 веб-сайті.

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

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

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

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

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.

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

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

установлення граничнодопустимих значень мінімального та максимального тиску газу;

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

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

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

порядок надання доступу до телеметричних та вимірювально-розрахункових даних;

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

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

механізм узгодження відповідності пар кодів постачальник - одержувач;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

порядок врегулювання спорів.

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

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

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

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

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

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

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

геологічна структура з пластом-колектором;

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

контрольні горизонти;

експлуатаційний фонд свердловин;

система збору газу (шлейфи свердловин та газозбірні колектори);

газозбірний пункт;

технологічні трубопроводи та трубопроводи підключення газосховищ до газотранспортної системи;

дожимні компресорні станції;

газорозподільні станції;

установки підготовки газу;

установки протикорозійного захисту;

лінії і споруди систем технологічного зв’язку і телемеханіки;

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

пункт заміру і контролю якості природного газу;

пункти редукування газу;

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

будівлі та споруди газосховищ;

об’єкти утилізації пластових, стічних і промислових вод;

інші об’єкти, передбачені проектом газосховища.

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

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

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

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

6. Газосховище експлуатується виключно в межах проектних показників.

1. Точки входу:

точки входу з фізичним розташуванням до газотранспортної системи з газосховищ;

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

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

2. Точки виходу:

точки виходу з фізичним розташуванням з газотранспортної системи до газосховища;

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

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

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

1. Відповідальним за якість газу є:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

компонентний склад;

нижча та вища теплота згоряння;

густина газу;

вміст сірководню та меркаптанової сірки;

вміст механічних домішок;

число Воббе;

температура точки роси за вологою;

температура точки роси за вуглеводнями.

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

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

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

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

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

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

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

14. Оператор газосховищ надає оператору газотранспортної системи оперативні дані щодо ФХП природного газу по всіх узгоджених точках його визначення, який має містити такі чисельні значення:

густина газу;

вміст азоту;

вміст вуглекислого газу;

температура точки роси за вологою;

температура точки роси за вуглеводнями;

число Воббе;

теплота згоряння.

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.