4. На підставі даних розділів І та ІІ плану розвитку оператор газотранспортної системи формує розділ ІІІ плану розвитку, що має включати опис заходів та необхідних витрат на перший рік плану розвитку, у розрізі таких заходів та розділів:
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 прогнозному періоді, з розбивкою на етапи (квартали);
обґрунтування необхідності проведення заходів у запланований період.
6. Заплановані заходи на перший рік плану розвитку повинні бути підкріплені обґрунтованими матеріалами до запланованих робіт та закупівель товарів, які, зокрема, можуть містити цінові пропозиції (прайси) виробників або їх офіційних представників в Україні, накази про затвердження проектної документації (або зведені кошториси до відповідних проектів), що передбачені заходами на запланований період.
Заходи з проведення нового будівництва або реконструкції об’єктів газотранспортної системи включаються до плану розвитку за наявності необхідних для цього проектів, розроблених та затверджених відповідно до вимог чинного законодавства.
Оператор газотранспортної системи може передбачити у плані розвитку на перший рік кошти для розробки проектів 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 на перший рік має містити план розвитку газотранспортної системи на 20__ - 20__ роки газотранспортного підприємства на перший рік плану розвитку за формою, наведеною в додатку 3 до цього Кодексу, з деталізацією по кожному заходу та кожному виду робіт, а також з цифровим визначенням пріоритетності заходів (робіт) за принципом наскрізної нумерації, починаючи з одиниці. При цьому декілька заходів (робіт) не можуть бути позначені однаковим цифровим пріоритетом.
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 4 до цього Кодексу.
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 5 до цього Кодексу.
10. 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.
11. Сторінки плану розвитку нумеруються, прошнуровуються, кількість прошнурованих аркушів завіряється підписом керівника оператора газотранспортної системи або уповноваженою ним особою та скріплюється печаткою оператора газотранспортної системи (за наявності).
Матеріали, які надаються як обґрунтування розділів плану розвитку, повинні бути підписані керівником оператора газотранспортної системи або уповноваженою ним особою та скріплені печаткою (за наявності).
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 плановому періоду, з урахуванням вимог Порядку проведення відкритого обговорення проектів рішень Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 червня 2017 року № 866, у частині схвалення/затвердження інвестиційних програм/планів розвитку та змін до них.
Оператор газотранспортної системи забезпечує достовірність наданої Регулятору інформації.
З метою інформування громадськості проект плану розвитку газотранспортної системи оприлюднюється оператором газотранспортної системи шляхом розміщення на своєму офіційному веб-сайті в мережі Інтернет для отримання зауважень та пропозицій до зазначеного проекту не менше ніж за тридцяти календарних днів до дати подання плану розвитку на затвердження Регулятору.
2. Регулятор розглядає план розвитку щодо правильності його оформлення, наявності відповідного обґрунтування окремих розділів та плану розвитку в цілому не більше тридцяти календарних днів.
3. У разі встановлення невідповідності плану розвитку вимогам цього Кодексу та/або наявності в Регулятора зауважень (уточнень, пропозицій) до плану розвитку чи необхідності уточнення окремих його складових Регулятор письмово повідомляє оператора газотранспортної системи про наявні зауваження або необхідність уточнення окремих його складових. При цьому розгляд плану розвитку призупиняється на час уточнення даних та усунення зауважень. Запит щодо уточнення даних та усунення зауважень повинен включати вичерпний перелік зауважень та містити певні обґрунтування такого рішення.
У разі отримання від Регулятора письмових зауважень (уточнень, пропозицій) до плану розвитку оператор газотранспортної системи зобов’язаний упродовж десяти робочих днів з дня отримання таких зауважень (уточнень, пропозицій) надати відповідні пропозиції, додаткові пояснення та обґрунтування. У такому разі план розвитку повторно розглядається Регулятором.
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, з урахуванням 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.
При затвердженні обсягів фінансування на перший рік плану розвитку (інвестиційної програми) Регулятор передбачає такі джерела фінансування оператора газотранспортної системи:
амортизаційні відрахування, передбачені відповідним тарифом оператора газотранспортної системи;
частину прибутку на виробничі інвестиції, передбаченого відповідним тарифом оператора газотранспортної системи;
інші джерела, не заборонені законодавством.
Додатковими джерелами фінансування на перший рік плану розвитку (інвестиційної програми) можуть бути:
кредити, рішення про можливість залучення яких попередньо погоджені Регулятором;
будь-яка фінансова допомога, надана (чи запланована бути наданою) оператору газотранспортної системи;
кошти, отримані від здійснення діяльності, пов’язаної та не пов’язаної з транспортуванням природного газу.
5. Якщо під час розгляду плану розвитку на засіданні Регулятора, що проводиться у формі відкритого слухання, виникають питання щодо недостатності обґрунтування окремих заходів плану розвитку, Регулятор або оператор газотранспортної системи може ініціювати проведення їх експертизи. У такому разі розгляд плану розвитку зупиняється на період, необхідний для проведення такої експертизи, про що Регулятор письмово повідомляє оператора газотранспортної системи протягом п’яти робочих днів з дня прийняття рішення Регулятором про необхідність проведення такої експертизи.
За результатами експертизи спірні питання повторно розглядаються Регулятором.
6. У разі прийняття Регулятором рішення на засіданні, яке проводиться у формі відкритого слухання, про необґрунтованість окремих заходів плану розвитку ці заходи виключаються з плану розвитку. При цьому кошти, передбачені на їх фінансування, перерозподіляються на інші заходи відповідно до цифрового пріоритету у плані розвитку.
7. Затверджений Регулятором план розвитку оформлюється оператором газотранспортної системи у двох примірниках. Протягом семи календарних днів один примірник надається Регулятору, другий залишається в оператора газотранспортної системи.
Електронна форма затвердженого Регулятором плану розвитку оприлюднюється оператором газотранспортної системи шляхом розміщення на своєму офіційному веб-сайті протягом десяти робочих днів з дня прийняття рішення Регулятором про затвердження плану розвитку та зберігається на ньому не менше трьох років.
Після прийняття рішення Регулятором про затвердження плану розвитку проектна документація та обґрунтовуючі матеріали, які додавалися до нього оператором газотранспортної системи, а також робочі примірники плану розвитку повертаються оператору газотранспортної системи для зберігання та використання в роботі та мають бути надані Регулятору за його запитом для виконання покладених на нього завдань.
На титульній сторінці всіх примірників затвердженого плану розвитку газотранспортної системи вказуються реквізити документів, якими план розвитку затверджений відповідно до статуту ліцензіата та затверджений Регулятором. Зазначені відмітки підписуються керівником ліцензіата або уповноваженою ним особою та скріплюються печаткою (за наявності).
Сторінки плану розвитку газотранспортної системи нумеруються, прошнуровуються, кількість прошнурованих аркушів завіряється підписом керівника ліцензіата або уповноваженою ним особою та скріплюється печаткою (за наявності).
8. Зміни до плану розвитку розглядаються Регулятором у порядку, передбаченому цією главою.
5. Виконання плану розвитку
1. Оператор газотранспортної системи зобов’язаний виконувати затверджений Регулятором план розвитку в повному обсязі відповідно до запланованих етапів, обсягів робіт у кількісному вираженні та обсягів фінансування у вартісному вираженні.
2. Виконаними вважаються об’єкти, які введені в експлуатацію відповідно до вимог чинного законодавства, прийняті на баланс та щодо яких здійснено повне фінансування.
Заходи, які мають перехідний характер, вважаються виконаними, якщо по них складено акти виконаних робіт згідно з умовами відповідного договору (та здійснено оплату).
3. При зміні (збільшенні або зменшенні) вартості виконання заходів, передбачених затвердженим планом розвитку, до 5 (п’яти) відсотків оператор газотранспортної системи може самостійно зробити перерозподіл фінансування між цими заходами в межах одного розділу за умови незмінності фізичних обсягів цих заходів.
4. У разі недофінансування заходів плану розвитку, запланованих на перший рік, з причин, незалежних від оператора газотранспортної системи, першочергово забезпечується фінансування заходів з будівництва, модернізації і реконструкції трубопроводів та споруд на них і заходів зі зниження виробничо-технологічних витрат та втрат природного газу. При цьому оператор газотранспортної системи може продовжити фінансування цих заходів до 20 числа місяця, наступного після закінчення періоду дії першого року плану розвитку, за рахунок коштів, отриманих як джерело фінансування плану розвитку наступного періоду.
5. При виникненні потреби у здійсненні закупівлі у зв’язку з обставинами, яких ліцензіат не міг передбачити, оператор газотранспортної системи має право протягом прогнозованого періоду звернутися до Регулятора з пропозицією щодо внесення змін до затвердженого плану розвитку з наданням відповідного обґрунтування.
6. У випадку фактичного збільшення надходження коштів відповідно до визначених джерел фінансування оператор газотранспортної системи ініціює процедуру внесення відповідних змін до плану розвитку в порядку, визначеному цим Кодексом, у частині збільшення джерел фінансування та доповнення запланованих заходів.
При збільшенні вартості заходів, яке відбулося в період між розробкою кошторисної документації заходів плану розвитку та прийняттям в експлуатацію цих заходів, на більше ніж фактичний індекс інфляції за відповідний період Регулятор або оператор газотранспортної системи може ініціювати проведення експертизи зазначених заходів.
7. Профінансованими вважаються заходи плану розвитку, щодо яких здійснено фактичну оплату грошовими коштами.
Об’єкти (заходи), які були профінансовані оператором газотранспортної системи, але не передбачені планом розвитку, не враховуються як виконання плану розвитку.
6. Порядок надання звітної інформації щодо виконання плану розвитку
1. Звітна інформація щодо виконання заходів першого планованого року плану розвитку газотранспортної системи оператора газотранспортної системи, оформлена згідно з додатком 6 до цього Кодексу, в електронній формі та на паперових носіях надається Регулятору щокварталу наростаючим підсумком не пізніше 28 числа місяця, наступного за звітним періодом, та за підсумками року не пізніше 25 лютого року, наступного за звітним періодом.
Сторінки звіту щодо виконання плану розвитку нумеруються, прошнуровуються, кількість прошнурованих аркушів завіряється підписом керівника оператора газотранспортної системи або уповноваженої ним особи та скріплюється печаткою оператора газотранспортної системи (за наявності).
У разі неповного виконання плану розвитку до звіту надається пояснювальна записка щодо причин неповного виконання.
Електронна форма звіту щодо виконання плану розвитку на перший рік (інвестиційної програми) оприлюднюється ліцензіатом шляхом розміщення на своєму офіційному веб-сайті в мережі Інтернет щокварталу не пізніше 28 числа місяця, наступного за звітним періодом, та за підсумками року не пізніше 25 лютого року, наступного за звітним періодом, та зберігається на ньому не менше трьох років.
2. Контроль за виконанням оператором газотранспортної системи плану розвитку здійснюється Регулятором шляхом аналізу звітної інформації щодо виконання плану розвитку та проведення Регулятором планових і позапланових перевірок діяльності оператора газотранспортної системи.".
6. У розділі VIII:
1) у главі 1:
пункт 1 викласти в такій редакції:
"1. Одержання доступу до потужності, надання послуг із транспортування, у тому числі вчинення дій з врегулювання добового небалансу, є складовими послуги транспортування природного газу та здійснюються виключно на підставі договору транспортування. Оператор газотранспортної системи не має права відмовити в укладенні договору транспортування за умови дотримання заявником вимог щодо його укладення, передбачених цим розділом.
Договір транспортування є документом, який регулює правовідносини між оператором газотранспортної системи і окремим замовником послуг транспортування.
З моменту укладення договору транспортування замовник послуг транспортування також одержує право доступу до віртуальної торгової точки.";
абзац четвертий пункту 9 викласти в такій редакції:
"вчинення дій з врегулювання добового небалансу.";
2) у главі 2:
пункт 1 доповнити абзацом такого змісту:
"Замовник послуг транспортування самостійно визначає розмір та форму свого фінансового забезпечення щодо всіх його фінансових зобов’язань перед оператором газотранспортної системи з урахуванням вимог цієї глави. Інформація про розмір та доступний залишок фінансового забезпечення замовника послуг транспортування має відображатись та бути доступною такому замовнику на інформаційній платформі.";
у пункті 3:
абзац перший - четвертий викласти в такій редакції:
"3. Фінансове забезпечення виконання замовником послуг транспортування зобов’язань щодо оплати за вчинення дій з врегулювання добового небалансу обсягів природного газу, які подаються до газотранспортної системи і відбираються з неї, надається оператору газотранспортної системи разом з поданням номінації в одній або декількох з таких форм:
банківської гарантії;
передачі замовником послуг транспортування природного газу оператору газотранспортної системи в якості фінансового забезпечення грошових коштів на підставі договору транспортування природного газу.
Рівень фінансового забезпечення на період газової доби (D) повинен забезпечувати розмір суми вартості добових негативних небалансів за газові доби поточного газового місяця (за їх наявності) та вартості негативного небалансу за попередній газовий місяць (за його наявності). При цьому у випадку оплати вартості негативного небалансу за попередній газовий місяць вартість такого небалансу не враховується для розрахунку необхідного рівня фінансового забезпечення замовника послуг транспортування на період газової доби (D). При розрахунку суми вартості добових негативних небалансів така сума зменшується на суму вартості добових позитивних небалансів за попередні газові доби поточного газового місяця, але не більше ніж на суму вартості добових негативних небалансів за попередні газові доби поточного газового місяця. Такий рівень фінансового забезпечення повинен бути забезпечений замовником послуг транспортування природного газу не пізніше ніж за три години до кінцевого строку подання номінації або за три години до подачі реномінації.";
в абзаці п’ятому слова "послуг балансування" замінити словами "за вчинення дій з врегулювання добового небалансу";
в абзаці шостому слова "послуг балансування" замінити словами "за вчинення дій з врегулювання добового небалансу";
абзац восьмий викласти в такій редакції:
"Вартість природного газу розраховується як добуток обсягу природного газу і маржинальної ціни придбання, яка визначається відповідно до положень розділу ХІV цього Кодексу, та щоденно оприлюднюється оператором газотранспортної системи на своєму веб-сайті.";
в абзаці дев’ятому слова "послуг балансування" замінити словами "за вчинення дій з врегулювання добового небалансу";
абзаци десятий - сімнадцятий виключити.
У зв’язку з цим абзаци вісімнадцятий - двадцять третій вважати відповідно абзацами десятим - п’ятнадцятим;
абзаци десятий та одинадцятий викласти в такій редакції:
"Строк дії фінансового забезпечення повинен закінчуватись не раніше ніж через 5 робочих днів після настання строку здійснення оплати дій з врегулювання добового небалансу за період, в якому таке фінансове забезпечення враховувалось оператором газотранспортної системи для надання послуг транспортування природного газу.
Замовник послуг транспортування має право використовувати надане оператору газотранспортної системи одне й те саме чинне фінансове забезпечення протягом часу надання послуг транспортування.";
абзаци тринадцятий та чотирнадцятий виключити.
У зв’язку з цим абзац п’ятнадцятий вважати абзацом чотирнадцятим;
в абзаці чотирнадцятому слова "послуг балансування" замінити словами "за вчинення дій з врегулювання добового небалансу".
7. У пункті 7 глави 1 розділу Х слова та символ "та/або послуг балансування" виключити.
8. Розділи ХІ та ХІІ викласти в такій редакції:
"ХІ. НОМІНАЦІЯ ТА РЕНОМІНАЦІЯ
1. Загальні умови надання номінацій/реномінацій
1. Номінації подаються замовниками послуг транспортування на відповідну добу в розрізі кожної точки входу/виходу.
Замовник послуг транспортування, на якого в установленому порядку рішенням Кабінету Міністрів України відповідно до статті 11 Закону України "Про ринок природного газу" покладено спеціальні обов’язки щодо постачання природного газу окремим категоріям споживачів, подає окремі номінації/реномінації в рамках виконання спеціальних обов’язків для кожної точки входу/виходу, з/до якої такий замовник має намір подати/відбирати природний газ у відповідну газову добу.
2. Обсяг природного газу, зазначений у номінації/реномінації, виражається у куб. м та одночасно інформативно в одиницях енергії (кВт·год). При цьому для здійснення операцій на ринку природного газу використовується обсяг, зазначений у номінації/реномінації, виражений у куб. м. Для вираження обсягів у кВт·год використовується середньоарифметичне значення мінімального та максимального значення вищої теплоти згорання (25 -°C/20 -°C), визначених розділом ІІ цього Кодексу, що дорівнює 10,35 кВт·год/куб. м.
3. Номінації/реномінації, що подаються замовником послуг транспортування природного газу, повинні містити таку інформацію:
ідентифікацію точки входу або виходу, з/до якої замовник послуг транспортування має намір подати/відбирати природний газ у відповідну газову добу;
ідентифікацію замовника послуг транспортування природного газу, що надає номінацію/реномінацію на відповідну точку входу та виходу (назва замовника, його ЕІС-код);
для точок входу/виходу на міждержавних з’єднаннях - напрямок потоку природного газу; час початку і кінця потоку природного газу, щодо якого надається номінація/реномінація; ідентифікацію контрагента замовника послуг транспортування природного газу, що отримує/передає природний газ у відповідній точці входу або виходу суміжного оператора газотранспортної системи (назва контрагента, його ЕІС-код);
газову добу, до якої належить відповідна номінація/реномінація;
обсяг природного газу, що заявляється до транспортування.
4. Подача природного газу в газотранспортну систему від (через) суміжних газовидобувних підприємств забезпечується за умови подання номінації/реномінації на віртуальну точку входу від суміжного газовидобувного підприємства. На віртуальній точці входу від суміжного газовидобувного підприємства номінацію/реномінацію має право подати лише замовник послуг транспортування природного газу, що є газовидобувним підприємством, на обсяги природного газу власного видобутку, що будуть подані через суміжне газовидобувне підприємство.
5. Подача природного газу газовидобувними підприємствами через підключення до газорозподільної системи забезпечується за умови подання номінації/реномінації на віртуальну точку входу з газорозподільної системи. На віртуальній точці входу з газорозподільної системи номінацію/реномінацію має право подати лише замовник послуг транспортування природного газу, що є газовидобувним підприємством, на обсяги природного газу власного видобутку, що будуть подані через місце підключення до газорозподільної системи. При цьому якщо до/через газовидобувне підприємство, що безпосередньо підключене до газорозподільної системи, підключені інші газовидобувні підприємства, газовидобувне підприємство, що безпосередньо підключене до газорозподільної системи, одночасно з наданням оператору газотранспортної системи номінації/реномінації подає до оператора газорозподільної системи інформацію (за формою цього оператора) про планові обсяги подачі природного газу цими газовидобувними підприємствами через віртуальну точку входу з газорозподільної системи.
6. Обсяг номінації/реномінації замовника послуг транспортування природного газу не може перевищувати обсяг розподіленої потужності у відповідній точці входу або виходу у відповідну газову добу, за винятком випадків подачі номінації/реномінації на точку виходу до газорозподільної системи та/або використання переривчастої потужності на міждержавних точках.
7. Номінація/реномінація надається через інформаційну платформу оператора газотранспортної системи.
8. Якщо замовник послуг транспортування природного газу не надав номінацію на точку входу/виходу, на яку йому було розподілено потужність на відповідну газову добу, то вважається, що замовником було подано нульову номінацію на відповідну точку входу та/або виходу.
9. Номінації можуть бути змінені відповідно до процедури подачі реномінації.
10. У номінаціях/реномінаціях необхідно враховувати зміну часу з літнього на зимовий, а також із зимового на літній.
11. Номінації/реномінації, які подаються замовником послуг транспортування природного газу, повинні враховувати обмеження та припинення постачання/транспортування природного газу, які впроваджуються згідно з положеннями цього Кодексу, Національного плану дій, Правилами про безпеку постачання природного газу, а також інші обмеження, які впроваджуються згідно з чинними нормативно-правовими актами.
У разі отримання оператором газотранспортної системи в установленому законодавством порядку документа уповноваженого органу, яким накладено арешт на природний газ, обсяги якого зазначені в підтверджених номінаціях, такі номінації вважаються анульованими (крім обсягів природного газу, які фактично протранспортовані на дату отримання відповідного документа), про що оператор газотранспортної системи в цей же день інформує відповідного замовника послуг транспортування природного газу.
12. Оператор газорозподільної системи, оператор установки LNG, оператор газосховищ, суміжне газовидобувне підприємство, замовник послуг транспортування природного газу та прямий споживач у порядку, визначеному цим Кодексом, повинні повідомляти оператора газотранспортної системи про відсутність технічної можливості подавати/приймати обсяг природного газу, зазначений у номінаціях для точок входу та/або виходу. Оператор газотранспортної системи повинен негайно поінформувати про це замовників послуг транспортування природного газу. Замовники послуг транспортування природного газу протягом двох годин після одержання вищезазначеної інформації зобов’язані скоригувати номінацію в даній точці та подати оператору газотранспортної системи реномінацію.
Номінації/реномінації повинні враховувати обмеження та припинення транспортування, які впроваджуються згідно з положеннями цього Кодексу, Національного плану дій, а також інші обмеження, які впроваджуються згідно з чинними нормативно-правовими актами.
Оператор газотранспортної системи повинен негайно після прийняття рішення про обмеження/припинення транспортування природного газу проінформувати про це замовників послуг транспортування шляхом надсилання електронного повідомлення.
У разі якщо замовники послуг транспортування не подали оператору газотранспортної системи відповідну реномінацію, оператор газотранспортної системи має право в односторонньому порядку зменшити підтверджений обсяг замовників послуг транспортування з урахуванням пріоритету договірної потужності.
У випадку зменшення підтвердженого обсягу оператор газотранспортної системи повинен оперативно проінформувати відповідних замовників послуг транспортування за допомогою інформаційної платформи або електронною поштою. Таке повідомлення повинно містити таку інформацію:
зазначення точки входу/виходу;
рівень та очікуваний період обмеження;
новий підтверджений обсяг.
Про вжиття заходів, визначених абзацами другим - сьомим цього пункту, оператор газотранспортної системи негайно інформує Регулятора.
13. Обсяги транспортування природного газу, визначені у підтверджених номінаціях/реномінаціях замовників послуг транспортування природного газу, яким надано право користування переривчастою потужністю у точках входу/виходу на міждержавних з’єднаннях, можуть бути зменшені оператором газотранспортної системи в односторонньому порядку у випадку, коли немає вільної потужності для надання таких послуг та/або існує необхідність виконання реномінацій замовників послуг транспортування природного газу, яким надано право користування гарантованою потужністю.
Зменшення повинно здійснюватись у такій послідовності: потужність на добу, місячна потужність, квартальна потужність, річна потужність. У випадку якщо продукти мають однаковий строк, зменшення повинно бути пропорційним обсягам природного газу, вказаним у відповідній номінації. Оператор газотранспортної системи повинен негайно поінформувати про це відповідних замовників послуг транспортування природного газу.
Оператор газотранспортної системи повинен одночасно із підтвердженням реномінації замовнику послуг транспортування природного газу, якому надається послуга з транспортування на гарантованих засадах, проінформувати про зміну номінації/реномінації в односторонньому порядку замовника послуг транспортування природного газу, якому надається послуга транспортування природного газу на переривчастих засадах.
14. Оператор газотранспортної системи проводить перевірку поданих йому номінацій/реномінацій замовника послуг транспортування природного газу на відповідність вимогам, визначеним у цьому розділі.
Відхилення номінації/реномінації замовника послуг транспортування природного газу оператором газотранспортної системи відбувається не пізніше ніж через дві години після настання кінцевого строку подачі номінації та не пізніше ніж через дві години після початку розгляду реномінації та здійснюється через:
відсутність діючого договору транспортування природного газу або порушення його умов;
порушення вимог щодо змісту та/або порядку подання номінації/реномінації;
перевищення номінацією/реномінацією потужності, що розподілена замовнику послуг транспортування природного газу, за винятком випадків подачі номінації/реномінації на точку виходу до газорозподільної системи та/або використання переривчастої потужності на міждержавних точках;
недостатність фінансового забезпечення, визначеного згідно з положеннями глави 2 розділу VIIІ цього Кодексу;
невиконання вимог чинного законодавства щодо наявності страхового запасу природного газу;
оголошення оператором газотранспортної системи, оператором газорозподільної системи, оператором LNG, оператором газосховищ, суміжним газовидобувним підприємством або прямим споживачем у точках входу або виходу про обмеження, аварію або надзвичайну ситуацію, що робить неможливим надання послуг транспортування природного газу за наданою номінацією;
відсутність, зупинення дії чи анулювання ліцензії на постачання природного газу для замовників послуг транспортування природного газу, які подали номінації/реномінації на точку виходу до прямого споживача та/або точки виходу до газорозподільної системи;
порушення пунктів 5 та 6 цієї глави;
порушення абзацу третього пункту 1 глави 3 цього розділу;
невиконання вимог чинного законодавства щодо переміщення природного газу через митний кордон України трубопровідним транспортом відповідно до обраного митного режиму;
накладення в установленому законодавством порядку арешту на обсяги, визначені в номінації/реномінації.
Кожній причині відхилення номінації/реномінації замовника послуг транспортування природного газу, визначеній у цьому пункті, оператор газотранспортної системи присвоює відповідний код.
15. Оператор газотранспортної системи не має права відхиляти номінацію та/або реномінацію замовника послуг транспортування природного газу у зв’язку з тим, що планові обсяги подачі природного газу замовником послуг транспортування природного газу відрізняються від його планового обсягу відборів.
16. У випадку відхилення реномінації оператор газотранспортної системи використовує останній підтверджений замовнику послуг транспортування обсяг природного газу (за наявності).
17. У разі відхилення номінації/реномінації оператор газотранспортної системи надає замовнику послуг транспортування природного газу код причини відхилення. Перелік кодів та їх значень, визначених у пункті 14 цієї глави, оператор газотранспортної системи розміщує на власному веб-сайті.
18. При перевірці номінацій/реномінацій оператор газотранспортної системи враховує пріоритет видів розподіленої потужності на замовників на відповідний період (від найбільшого до найменшого пріоритету):
гарантована потужність;
переривчаста потужність.
Серед потужності одного виду пріоритет надається замовнику, якому розподілена потужність з найбільшим строком: річна, квартальна, місячна, на добу наперед. Потужність одного виду і строку, якщо номінацію на неї з технічних причин задовольнити повністю неможливо, розподіляється пропорційно до заявлених обсягів.
19. Номінація/реномінація, що пройшли процес перевірки, отримують статус підтвердженої номінації.
20. Оператор газотранспортної системи має право змінювати підтверджений обсяг транспортування природного газу (обмежувати та/або припиняти транспортування природного газу) у випадку, коли обсяги відборів замовника послуг транспортування природного газу у точках виходу на міждержавних з’єднаннях перевищують обсяги подач такого замовника у точках входу на міждержавних з’єднаннях на 5 та більше відсотків незалежно від розміру достатнього фінансового забезпечення такого замовника послуг транспортування природного газу.
21. Електронні документи, що надаються оператором газотранспортної системи відповідно до цього розділу, повинні містити його електронний цифровий підпис і на запит замовника послуг транспортування надаються йому у паперовій формі за підписом уповноваженої особи у строк, що не перевищує п’яти робочих днів.
2. Процедура подання номінації
1. Замовники послуг транспортування природного газу подають номінацію оператору газотранспортної системи на газову добу (D) не пізніше ніж до 13:00 UTC (15:00 за київським часом) години для зимового періоду та 12:00 UTC (15:00 за київським часом) години для літнього періоду газової доби (D-1). Якщо замовник послуг транспортування природного газу надає більше ніж одну номінацію по одній і тій самій точці входу/виходу у визначений цим пунктом строк, оператор газотранспортної системи розглядає номінацію, яка була одержана останньою.
Оператор газотранспортної системи повинен повідомити замовника послуг транспортування природного газу про підтверджену номінацію транспортування природного газу згідно з номінацією, яка пройшла процес перевірки, до 15:00 UTC (17:00 за київським часом) години для зимового періоду та 14:00 UTC (17:00 за київським часом) години для літнього періоду газової доби (D-1).
2. Номінація може бути надана не раніше ніж за 60 діб до газової доби, до якої така номінація належить. При цьому перевірка відповідності фінансового забезпечення замовника послуг транспортування природного газу вимогам розділу VIII цього Кодексу окремо щодо кожної номінації на газову добу (D) здійснюється оператором газотранспортної системи під час перевірки номінації та у період часу, визначений пунктом 1 цієї глави, протягом газової доби (D-1).
3. У випадку якщо замовник послуг транспортування природного газу не надасть оператору газотранспортної системи номінацію згідно з положеннями пункту 1 цієї глави, вважається підтвердженою номінація для такого замовника послуг транспортування природного газу з обсягами природного газу, що дорівнює нулю відносно замовленої точки входу/виходу. При цьому відповідна потужність точок входу/виходу на міждержавному з’єднанні, яка не була номінована, може бути надана оператором газотранспортної системи іншим замовникам на період однієї газової доби.
4. У випадку відхилення номінації по точці входу/виходу в повному обсязі обсяг природного газу, узгоджений для замовника послуг транспортування природного газу у відповідній точці, становить нуль.
5. На точках входу/виходу на міждержавному з’єднанні суміжні оператори газотранспортних систем можуть погодити впровадження попереднього циклу прийняття номінацій, який полягає у такому:
1) замовники послуг транспортування не зобов’язані подавати номінації;
2) замовники послуг транспортування можуть подати номінації операторам газотранспортних систем на газову добу (D) не пізніше 12:00 UTC години для зимового часу чи 11.00 UTC години для літнього часу у газову добу (D-1);
3) оператор газотранспортної системи надсилає повідомлення про визначені обсяги відповідним замовникам послуг транспортування не пізніше 12.30 UTC години для зимового часу чи 11.30 UTC години для літнього часу у газову добу (D-1).
6. За відсутності номінації, поданої замовником послуг транспортування, до кінця строку подання номінацій, визначеного відповідно до положень цієї глави, оператор газотранспортної системи застосовує правило номінації за замовчуванням, погоджене з суміжним оператором газотранспортної системи. Правила номінації за замовчуванням, що застосовуються до точок входу/виходу на міждержавному з’єднанні, повинні бути повідомлені замовникам послуг транспортування оператором газотранспортної системи.
Оператор газотранспортної системи на своєму веб-сайті публікує перелік погоджених точок входу/виходу на міждержавному з’єднанні, на яких застосовується попередній цикл прийняття номінацій, та правила номінації за замовчуванням, що застосовуються до таких точок.
3. Процедура надання реномінації
1. Замовники послуг транспортування природного газу мають право змінити заявлені обсяги на точках входу та/або виходу, визначені в підтвердженій оператором газотранспортної системи номінації, шляхом подання реномінації обсягів транспортування природного газу для окремої газової доби.
На точках входу/виходу з/до газосховищ та точках входу/виходу на міждержавних з’єднаннях транспортування природного газу протягом доби здійснюється рівним погодинним графіком.
Змінам не підлягають обсяги, які були (будуть) протранспортовані/розподілені на підставі підтвердженої номінації до початку зміни обсягів транспортування, визначених реномінацією.
Реномінації обсягів транспортування природного газу для газової доби (D) надаються з 16:00 UTC (18:00 за київським часом) години для зимового періоду та з 15:00 UTC (18:00 за київським часом) для літнього періоду газової доби (D-1) до 02:00 UTC (04:00 за київським часом) години для зимового періоду та 01:00 UTC (04:00 за київським часом) для літнього періоду газової доби (D). Реномінація надається не менше ніж за 3 години до початку зміни обсягів транспортування, які були визначені номінацією.
2. Процедура розгляду реномінації обсягів транспортування природного газу для газової доби розпочинається кожну повну годину та триває 2 години.
Оператор газотранспортної системи розглядає останню реномінацію, одержану перед повною годиною.
3. Оператор газотранспортної системи повідомляє замовника послуг транспортування природного газу, який подав реномінацію, про підтвердження або про відхилення реномінації із зазначенням причин відхилення протягом двох годин від початку процедури розгляду реномінації обсягів транспортування природного газу для газової доби.
4. Оператор газотранспортної системи направляє повідомлення про підтверджені реномінації (із зазначенням обсягів) відповідним замовникам послуг транспортування природного газу протягом двох годин з початку розгляду реномінації. Час початку фактичної зміни підтвердженої номінації (у тому числі зміни потоку) природного газу складає дві години з початку розгляду реномінації, за винятком таких випадків:
відстрочення початку відбувається на запит замовника послуг транспортування природного газу;
оператор газотранспортної системи дозволив більш ранній початок.
5. Будь-яка зміна потоку природного газу відбувається на початку відповідної години.
4. Перевірка відповідності номінацій/реномінацій для точок входу/виходу на міждержавних з’єднаннях
1. Оператор газотранспортної системи проводить перевірку поданих номінацій/реномінацій для точок входу/виходу на міждержавних з’єднаннях на предмет відсутності причин відхилення, передбачених пунктом 14 глави 1 цього розділу, та відповідності номінаціям/реномінаціям, що були подані оператору суміжної газотранспортної системи.
2. Процес перевірки номінацій/реномінацій для точок входу або виходу на міждержавних з’єднаннях повинен проходити відповідно до угод про взаємодію, укладених з оператором іншої газотранспортної системи.
3. Якщо процес перевірки номінацій/реномінацій для точок входу/виходу на міждержавних з’єднаннях виявляє невідповідності в обсягах, застосовується "правило меншого". При цьому оператор газотранспортної системи підтверджує номінацію/реномінацію, що визначає обсяг природного газу, встановлений до рівня меншого обсягу природного газу, зазначеного в номінаціях/реномінаціях.
5. Перевірка відповідності номінацій для точок входу від суміжних газовидобувних підприємств (через мережі яких може передаватися природний газ іншого газовидобувного підприємства чи групи газовидобувних підприємств) та точок виходу до суміжних газовидобувних підприємств
1. Оператор газотранспортної системи проводить перевірку поданих номінацій для точок входу від суміжних газовидобувних підприємств (через мережі яких може передаватися природний газ іншого газовидобувного підприємства чи групи газовидобувних підприємств) та точок виходу до суміжних газовидобувних підприємств на предмет відсутності причин відхилення, передбачених пунктом 14 глави 1 цього розділу.
2. Оператор газотранспортної системи у разі відсутності причин відхилення, передбачених главою 1 цього розділу, до 13:30 UTC (15:30 за київським часом) години для зимового періоду та до 12:30 UTC (15:30 за київським часом) години для літнього періоду газової доби (D-1) направляє суміжному газовидобувному підприємству (а по газовидобувних підприємствах, підключених до/через газорозподільну систему, - відповідному оператору газорозподільної системи) номінації/реномінації, подані газовидобувними підприємствами, що планують передачу природного газу через систему зазначеного суміжного газовидобувного підприємства (газовидобувного підприємства, безпосередньо підключеного до газорозподільних систем), з метою проведення перевірки технічної можливості та погодження загального обсягу природного газу, що планується для транспортування через точку входу від суміжного газовидобувного підприємства (точку входу з газорозподільної системи).
3. Якщо загальний обсяг природного газу в поданих номінаціях (ураховуючи власну номінацію суміжного газовидобувного підприємства або газовидобувного підприємства, яке безпосередньо підключене до газорозподільної системи) перевищує розподілену потужність у віртуальній точці входу від суміжного газовидобувного підприємства/на віртуальній точці входу з газорозподільної системи, суміжне газовидобувне підприємство/оператор газорозподільної системи (у випадку подачі номінації на віртуальну точку входу з газорозподільної системи) погоджує в повному обсязі номінації, подані замовниками послуг транспортування природного газу, на яких покладені спеціальні обов’язки відповідно до статті 11 Закону України "Про ринок природного газу". При цьому номінації, подані іншими замовниками послуг транспортування природного газу, задовольняються пропорційно заявленим обсягам природного газу.
4. Суміжне газовидобувне підприємство/оператор газорозподільної системи (у випадку подачі номінації на віртуальну точку входу з газорозподільної системи) надсилає оператору газотранспортної системи інформацію про погоджені номінації до 14:15 UTC (16:15 за київським часом) години для зимового періоду та 13:15 UTC (16:15 за київським часом) години для літнього періоду газової доби (D-1).
5. Якщо оператор газотранспортної системи не отримує інформацію щодо погодження номінацій згідно з положенням цієї глави, оператор газотранспортної системи підтверджує номінації пропорційно поданим заявкам.
6. Якщо оператор газотранспортної системи не отримує інформацію про погодження обсягу природного газу, що планується до подачі/відбору замовником послуг транспортування через точку входу/виходу від/до суміжного газовидобувного підприємства, він відхиляє подані номінації.
6. Перевірка відповідності номінації для точок входу з установок LNG та для точок входу/виходу з/до газосховищ
1. Номінації, подані замовником послуг транспортування природного газу для віртуальних точок входу або точок виходу з/до газосховищ, віртуальної точки входу з установки LNG, повинні збігатися з відповідними номінаціями, поданими оператору газосховища/оператору установки LNG.
Оператор газотранспортної системи проводить перевірку поданих номінацій для точок входу з установок LNG та для точок входу/виходу до/з газосховищ на предмет відсутності причин відхилення, передбачених пунктом 14 глави 1 цього розділу.
Оператор газотранспортної системи надсилає оператору газосховищ/оператору установки LNG номінації, подані замовником послуг транспортування природного газу, до 13:30 UTC (15:30 за київським часом) години для зимового періоду та 12:30 UTC (15:30 за київським часом) години для літнього періоду газової доби (D-1) з метою перевірки та погодження поданих номінацій.
2. Оператор газосховища/оператор установки LNG надсилає оператору газотранспортної системи інформацію про погоджені номінації до 14:15 UTC (16:15 за київським часом) години для зимового періоду та 13:15 UTC (16:15 за київським часом) години для літнього періоду газової доби (D-1).
3. Якщо процес перевірки відповідності номінацій для віртуальних точок входу або точок виходу з/до газосховищ, віртуальної точки входу з установки LNG виявляє невідповідності в номінаціях, застосовується "правило меншого". При цьому оператор газотранспортної системи підтверджує номінацію, що визначає обсяг природного газу, встановлений до рівня меншого обсягу природного газу, зазначеного в номінаціях.
4. Якщо оператор газотранспортної системи не отримує інформацію про погодження обсягу природного газу, що планується до подачі/відбору замовником послуг транспортування для точок входу з установок LNG та для точок входу/виходу до/з газосховищ, він відхиляє подані номінації.
7. Перевірка відповідності реномінації для точок входу від суміжних газовидобувних підприємств, віртуальних точок входу з газорозподільних систем, віртуальних точок входу або віртуальних точок виходу до/з газосховищ та для віртуальної точки входу з установки LNG
1. У разі подання замовником послуг транспортування природного газу реномінації обсягів природного газу для точок входу від суміжних газовидобувних підприємств, віртуальних точок входу з газорозподільних систем та для віртуальних точок входу або віртуальних точок виходу з/до газосховищ, віртуальної точки входу з установки LNG оператор газотранспортної системи надсилає суміжному газовидобувному підприємству, оператору газорозподільної системи, оператору газосховища, оператору установки LNG цю реномінацію протягом 30 хвилин від початку процедури розгляду реномінації.
2. Суміжне газовидобувне підприємство, оператор газорозподільної системи, оператор газосховища, оператор установки LNG здійснюють перевірку реномінації та надсилають оператору газотранспортної системи інформацію про результати перевірки реномінації протягом 45 хвилин з часу одержання реномінації від оператора газотранспортної системи.
3. Якщо процес перевірки відповідності реномінації для віртуальної точки входу/виходу з/до газосховищ або віртуальної точки входу з установки LNG виявляє невідповідності в реномінаціях, застосовується "правило меншого". При цьому оператор газотранспортної системи підтверджує реномінацію, що визначає обсяг природного газу, встановлений до рівня меншого обсягу природного газу, зазначеного в реномінаціях.
4. Процес перевірки відповідності реномінації для точок входу від суміжних газовидобувних підприємств, віртуальних точок входу з газорозподільних систем здійснюється відповідно до глави 5 цього розділу.
5. Якщо оператор газотранспортної системи не отримує інформацію про погодження обсягів природного газу, що планується для подачі/відбору через точки входу/виходу від/до суміжних газовидобувних підприємств, точку входу з газорозподільних систем, точки входу/виходу до/з газосховищ та точку входу з установок LNG, він відхиляє подані реномінації.
XII. ОБМІН ІНФОРМАЦІЄЮ ПРО ПОДАЧІ ТА ВІДБОРИ ПРИРОДНОГО ГАЗУ ЗАМОВНИКА ПОСЛУГ ТРАНСПОРТУВАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ ТА ВИЗНАЧЕННЯ АЛОКАЦІЙ
1. Загальні положення
1. Оператор газотранспортної системи на підставі інформації про виміряний за газову добу обсяг природного газу та всі його подачі та відбори, яка надається оператором газорозподільної системи, суміжним газовидобувним підприємством, газовидобувним підприємством, підключеним безпосередньо до газорозподільної системи, оператором газосховищ, оператором установки LNG та прямим споживачем, надає кожному замовнику послуг транспортування природного газу інформацію про його подачі та відбори в точках входу/виходу до/з газотранспортної системи за відповідну газову добу (D) в порядку, встановленому цим розділом. Інформація про відбори в точках виходу до газорозподільних систем надається в розрізі споживачів замовника послуг транспортування.
2. Якщо інформація про фактичний обсяг споживання природного газу не може бути отримана щодобово (за відсутністю дистанційної передачі даних комерційного вузла обліку), використовується розрахункове (прогнозоване) значення.
3. Алокація природного газу по кожному замовнику послуг транспортування природного газу, поданих (отриманих) ним у точці входу та відібраних (переданих) у точці виходу за певний період, визначається оператором газотранспортної системи та доводиться ним до відома замовника послуг транспортування природного газу у порядку, визначеному цим Кодексом.
4. Відповідальність за своєчасність, повноту і достовірність інформації, що надається відповідно до цього розділу, несе той суб’єкт, на якого покладається обов’язок щодо надання інформації оператору газотранспортної системи відповідно до цього розділу.
Електронні документи (електронні повідомлення), що надаються оператором газотранспортної системи відповідно до цього розділу, повинні містити його електронний цифровий підпис і на запит замовника послуг транспортування надаються йому у паперовій формі за підписом уповноваженої особи у строк, що не перевищує 5 робочих днів.
5. Інформація про обсяги подач та відборів природного газу, попередня та остаточна алокація визначаються в метрах кубічних та інформативно в одиницях енергії (кВт·год).
2. Прогноз відборів/споживання, що не вимірюються щодобово
1. Не пізніше ніж об 11:00 UTC (13:00 за київським часом) годині для зимового періоду або о 10:00 UTC (13:00 за київським часом) годині для літнього періоду газової доби (D-1) оператор газотранспортної системи надає замовнику послуг транспортування природного газу на газову добу (D) прогноз його відборів/споживання, що не вимірюються щодобово, окремо по кожному з них, у тому числі відборів кожного споживача, постачальником якого є цей замовник послуг транспортування природного газу.