Регламент Комісії (ЄС) 2017/460 від 16 березня 2017, яким затверджується мережевий кодекс гармонізованих структур тарифів на послуги транспортування газу

6. Для всіх нерічних стандартних продуктів для потужності на гарантованій основі, розрахункові значення з пунктів 3-5 можуть бути округлені у меншу чи більшу сторону.

1. Стартова ціна для стандартних продуктів потужності на переривчастій основі розраховується шляхом помноження стартових цін на відповідні стандартні продукти для потужності на гарантованій основі, як це визначено у статтях 14 та 15, відповідно, на різницю між 100% та рівнем очікуваного дисконту, розрахованому відповідно до пунктів 2 і 3.

2. Очікуваний дисконт розраховується відповідно до наступної формули:

див. зображення

де:

Di ex-ante - це рівень очікуваного дисконту;

Фактор Pro - це ймовірність переривання, що встановлюється чи погоджується відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC, як це визначено в статті 28, та стосується типу стандартного продукту потужності на переривчастій основі;

A - це фактор коригування, що встановлюється чи погоджується відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC, як це визначено в статті 28, та застосовується для відображення очікуваної економічної вартості стандартного продукту потужності на переривчастій основі, розрахованого для кожної, окремих чи всіх точок на міждержавних з’єднаннях, і становить значення не менше 1.

3. Фактор Pro, зазначений у пункті 2, розраховується для кожної, окремих чи всіх точок міждержавного з’єднання та для типу стандартного продукту потужності на переривчастій основі, що пропонується, відповідно до наступної формули на основі прогнозованої інформації щодо компонентів цієї формули:

див. зображення

де:

N очікувана кількість переривань протягом часу D;

D int середня очікувана тривалість переривання у годинах;

D - це загальна тривалість відповідного типу стандартного продукту потужності на переривчастій основі, виражена в годинах;

CAP av.int - це очікуваний середній обсяг потужності на переривчастій основі для кожного переривання, якщо такий обсяг пов’язаний з відповідним типом стандартного продукту потужності на переривчастій основі;

CAP - це загальний обсяг потужності на переривчастій основі за відповідний тип стандартного продукту потужності на переривчастій основі.

4. Як альтернативний варіант застосування очікуваних дисконтів відповідно до пункту 1, національний регулятор може прийняти рішення про застосування ретроспективного дисконту, коли замовники послуг транспортування отримують компенсації після фактичних переривань. Такі ретроспективні дисконти можуть застосовуватися лише у точках на міждержавних з’єднаннях, в яких не було переривання потужності через фізичні перевантаження у попередньому газовому році.

Ретроспективна компенсація за кожен день, у разі якщо відбувалося переривання, дорівнює потрійній резервній ціні на стандартний продукт на добу наперед на потужність на гарантованій основі.

1. В той час та до тієї міри, коли оператор газотранспортної системи функціонує в рамках методу нецінового обмеження, повинні застосовуватися наступні принципи:

(a) недоотримані чи додатково отримані доходи за послуги транспортування повинні мінімізуватися з урахуванням необхідних інвестицій;

(b) рівень тарифів на послуги транспортування має забезпечувати вчасне отримання доходу від послуг на транспортування оператором газотранспортної системи;

(c) необхідно наскільки це можливо уникати значних невідповідностей між рівнями тарифів на послуги транспортування, що застосовуються для двох послідовних тарифних періодів.

2. В той час та до тієї міри, коли оператор газотранспортної системи функціонує в рамках режиму нецінового обмеження, або застосовується підхід фіксованої ціни, визначений у статті 24(b), не повинен відбуватися перегляд тарифу, та всі ризики пов’язані з недоотриманими чи додатково отриманими доходами покриваються виключно надбавкою за ризик. В таких випадках статті 18, 19(1)-(4) та 20 не застосовуються.

3. Відповідно до вимог щодо проведення періодичних консультацій згідно з статтею 26 та після погодження, отриманого згідно з статтею 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC, дохід від послуг, не пов’язаних із транспортуванням може бути переглянутий відповідно до процедури, визначеній в цій главі.

1. Недоотримані чи додатково отримані доходи за послуги з транспортування дорівнюють:

див. зображення

де:

R A - це фактично отриманий дохід, пов’язаний з наданням послуг транспортування;

R - це дохід від послуг транспортування.

Значення RA та R розраховуються для однакового тарифного періоду, а у випадках, коли створено ефективний механізм компенсації між операторами газотранспортної системи відповідно до статті 10(3), то такий механізм не застосовується.

2. Якщо різниця, порахована відповідно до пункту 1 є позитивною, то вона вказує на додатково отриманий дохід від послуг транспортування. Якщо ця різниця негативна (від’ємна), то це вказує на недоотриманий дохід від послуг транспортування.

1. У регуляторний рахунок має включатися інформація, визначена у статті 18(1) за відповідний тарифний період, та може включатися інша інформація, наприклад, різниця між планованими та фактичними компонентами витрат.

2. Недоотриманий чи додатково отриманий дохід оператора газотранспортної системи за послуги транспортування включається на регуляторний рахунок, у разі незастосування інших правил відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC.

3. У разі застосування механізмів стимулювання продажу потужностей, за умови прийняття рішення відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC, лише частина недоотриманого чи додатково отриманого доходу оператора газотранспортної системи за послуги транспортування включається до регуляторного рахунку. У цьому випадку, залишок має бути збереженим або сплаченим, в визначеному порядку, оператором(у) газотранспортної системи.

4. Кожен оператор газотранспортної системи має використовувати один регуляторний рахунок.

5. За умови прийняття рішення відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC, отримана аукціонна премія, у разі наявності, може включатися до спеціального рахунку, що відрізняється від регуляторного рахунку, згаданого у параграфі 4. Національний регулятор може прийняти рішення щодо використання аукціонної премії для зменшення фізичного перевантаження або, якщо оператор газотранспортної системи функціонує лише відповідно до методу нецінового обмеження, щодо зниження тарифів на послуги транспортування на наступний тарифний період(и), як це визначено у статті 20.

1. Повний чи частковий перегляд регуляторного рахунку проводиться відповідно до діючої методології розрахунку базової ціни та, додатково до цього, з використанням плати, визначеної у статті 4(3)(b), у разі її застосування.

2. Перегляд регуляторного рахунку проводиться відповідно до правил, впроваджених відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC на відповідний період перегляду, що означає період, за який переглядається регуляторний рахунок, визначений у статті 19.

3. Регуляторний рахунок переглядається з метою відшкодування оператору газотранспортної системи недоотриманого доходу, або повернення замовникам послуг транспортування додатково отриманого доходу.

1. Стартова ціна на продукти об’єднаної потужності дорівнює сумі стартових цін на потужності, що складають такий продукт. Стартові ціни на відповідні потужності входу та виходу встановлюються, якщо продукти об’єднаної потужності пропонуються та розподіляються за допомогою спільної платформи замовлення потужності, визначеній у статті 37 Регламента (ЄС) 2017/459.

2. Дохід від продажу продуктів об’єднаних потужностей, що відповідає стартовій ціні за такий продукт, зараховується відповідному оператору газотранспортної системи наступним чином:

(a) після кожної транзакції на продукти об’єднаної потужності;

(b) пропорційно до стартових цін на потужності такого продукту.

3. Аукціонна премія від продажу продуктів об’єднаних потужностей зараховується відповідно до угоди між відповідними операторами газотранспортної системи, яку має затвердити національний регулятор чи відповідні державні органи не пізніше ніж за три місяці перед початком щорічних аукціонів розподілу потужності. За відсутності такого погодження всіма залученими національними регуляторами, аукціонні премії відповідним операторам газотранспортної системи розподіляються порівну.

4. Якщо точки на міждержавних з’єднаннях з’єднують суміжні системи входу/виходу Договірних Сторін, відповідні національні регулятори направляють угоду, визначену в частині 3, до Ради Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства з метою інформування.

1. Стартова ціна на стандартний продукт необ’єднаної потужності, що пропонується на віртуальній точці на міждержавних з’єднаннях розраховується відповідно до одного з наступних підходів:

(a) розраховується на основі базової ціни, якщо застосована методологія розрахунку базової ціни дозволяє врахувати створену віртуальну точку на міждержавному з’єднанні;

(b) дорівнює середньозваженій стартових цін, якщо таке середнє значення розраховується на основі базових цін для кожної точки на міждержавному з’єднанні, що входить в віртуальну точку, якщо застосована методологія розрахунку базової ціни не дозволяє врахувати створення віртуальної точки на міждержавному з’єднанні, відповідно до формули:

див. зображення

де:

P st, VIP - це стартова ціна на стандартний продукт необ’єднаної потужності у віртуальній точці на міждержавному з’єднанні;

i - це точка на міждержавному з’єднанні, що входить до віртуальної точки з’єднання;

n - це кількість точок на міждержавних з’єднаннях, що входять у віртуальну точку на міждержавному з’єднанні;

P st, i - це стартова ціна на певний стандартний продукт необ’єднаної потужності у точці і на міждержавному з’єднаннi;

CAP i - це технічна потужність чи прогнозована замовлена потужність, у точці і на міждержавному з’єднаннi.

2. Стартова ціна на стандартний продукт об’єднаної потужності, яка пропонується у віртуальній точці на міждержавному з’єднанні, розраховується відповідно до статті 21(1).

Клірингова ціна за відповідний стандартний продукт потужності у точці на міждержавному з’єднанні розраховується відповідно до формули:

див. зображення

де:

P cl - це клірингова ціна;

P R,au - це стартова ціна за стандартний продукт потужності, що застосовується, та яка оприлюднюється, коли цей продукт пропонується на аукціоні;

AP - аукціонна премія, у разі наявності.

Ціна до сплати за певний стандартний продукт потужності у точці на міждержавному з’єднанні розраховується відповідно до однієї з наступних формул:

(a) коли застосовується підхід змінної ціни до сплати:

див. зображення

де:

P flo - це змінна ціна до сплати;

P R,flo - це стартова ціна за стандартний продукт потужності, що застосовується на час використання продукту;

AP аукціонна премія, у разі наявності

(b) коли застосовується підхід фіксованої ціни до сплати:

див. зображення

де:

P fix - це фіксована ціна до сплати;

P R,y - це стартова ціна річного стандартного продукту потужності, що застосовується, та яка публікується на час виставлення продукту на аукціон;

IND - це співвідношення між обраним індексом на час використання та тим самим індексом на час, коди продукт пропонувався на аукціон;

RP - це надбавка за ризик, що відображає переваги наявності достовірності рівня тарифу на послуги транспортування, водночас така надбавка не має бути менше 0;

AP - аукціонна премія, у разі наявності.

1. В той час та до тієї міри, коли оператор газотранспортної системи функціонує в рамках методу нецінового обмеження, застосовуються наступні підходи до визначення ціни до сплати:

(a) для випадків, коли пропонується лише існуюча потужність:

(i) пропонується підхід змінної ціни до сплати;

(ii) підхід фіксованої ціни до сплати не дозволяється.

(b) для нової(збільшеної) потужності та існуючої потужності, що пропонуються на одному аукціоні чи при застосуванні одного механізму розподілу потужності:

(i) може бути запропонований підхід змінної ціни до сплати;

(ii) підхід фіксованої ціни до сплати може бути запропонований, якщо виконуються одна з наступних умов:

(1) застосовується альтернативний механізм розподілу, визначений у статті 30 Регламенту (ЄС) 2017/459;

(2) проєкт включений до списку Проєктів Енергетичного Співтовариства або Проєктів Спільного Інтересу Енергетичного Співтовариства, визначеного у статті 3 Регламенту (ЄС) № 347/2013, як прийнято та адаптовано Рішенням Ради Міністрів Енергетичного Співтовариства 2015/09/MC-EnC.

2. В той час та до тієї міри, коли оператор газотранспортної системи функціонує в рамках режиму цінового обмеження, можуть застосовуватися підходи змінної ціни до сплати та/або фіксованої ціни до сплати.

1. Одна або декілька консультацій проводяться національним регулятором або оператором(ами) газотранспортної системи, залежно від рішення національного регулятора. Наскільки це є можливим та з метою підвищення ефективності процесу консультацій, консультаційний документ повинен бути опублікований англійською мовою. Остання консультація до прийняття рішення, зазначеного у статті 27(4), повинна відповідати вимогам, викладеним у цій статті та статті 27, і включати таку інформацію:

(а) опис запропонованої методології розрахунку базової ціни, а також наступні пункти:

(і) орієнтовна інформація, зазначена у статті 30(1)(a), в тому числі:

(1) обґрунтування використаних параметрів, які пов’язані з технічними характеристиками системи;

(2) відповідну інформацію про відповідні значення таких параметрів та застосовані припущення.

(ii) розмір запропонованих коригувань для тарифів на послуги транспортування на основі потужності відповідно до статті 9;

(iii) орієнтовні базові ціни для консультацій;

(iv) результати, компоненти та деталі цих компонентів для оцінок розподілу витрат, зазначених у статті 5;

(v) оцінка запропонованої методології базової ціни відповідно до статті 7;

(vi) якщо запропонована методологія розрахунку базової ціни є відмінною від методології розрахунку базової ціни відстані зваженої по потужності, яка детально описана у статті 8, її порівняння з останньою супроводжується інформацією, вказаною в пункті (iii);

(b) орієнтовна інформація, викладена в статті 30(1)(b)(i), (iv), (v);

(c) наступна інформація щодо тарифів на послуги транспортування та тарифів на послуги, що непов’язані із транспортуванням:

(i) якщо пропонуються тарифи на послуги транспортування на основі обсягів, зазначених у статті 4(3):

(1) спосіб, у який вони встановлюються;

(2) частка необхідного чи цільового доходу, передбаченого для відшкодування такими тарифами;

(3) орієнтовні тарифи на послуги транспортування на основі обсягів;

(ii) якщо пропонуються послуги, що не пов’язані з транспортуванням надані замовникам послуг транспортування:

(1) методологія визначення тарифів на послуги, що не пов’язані з транспортуванням;

(2) частка необхідного чи цільового доходу, передбаченого для відшкодування такими тарифами;

(3) порядок узгодження відповідних доходів від послуг, що не пов’язані з транспортуванням, як це зазначено в статті 17(3);

(4) орієнтовні тарифи на послуги, що не пов’язані з транспортуванням та надаються замовникам послуг транспортування;

(d) орієнтовна інформація, викладена у статті 30(2);

(e) якщо підхід фіксованої ціни, згаданий у статті 24(b), розглядатиметься як пропозиція за методом максимальної ціни за існуючу потужність:

(i) запропонований показник;

(ii) використовується запропонований розрахунок та спосіб отримання доходу від премії за ризик;

(iii) на якій точці(ках) на міждержавному(их) з’єднанні(ях) та для якого тарифного періоду(ів) такий підхід пропонується;

(iv) процес надання потужності в точці(ках) на міждержавному(их) з’єднанні(ях), де пропонуються підходи як фіксованих, так і плаваючих цін, зазначені у статті 24.

2. Остання консультація до прийняття рішення, згаданого у статті 27(4), має тривати щонайменше протягом двох місяців. Для кожної з консультацій, згаданих у пункті 1, можуть знадобитися консультаційні документи, подані на консультацію, що містять неконфіденційну версію, придатну для публікації.

3. Протягом одного місяця після завершення консультації оператор(и) газотранспортної системи або національний регулятор, залежно від компанії, яка оприлюднює консультаційний документ, зазначений у частині 1, оприлюднює отримані відповіді від консультацій та їх висновки. Наскільки це можливо і для підвищення ефективності процесу консультацій, зведені дані мають бути надані англійською мовою.

4. Подальші періодичні консультації мають проводитися відповідно до статті 27(5).

5. <…> Для цілей консультаційного документа, згаданого в частині 1, може використовуватися зразок, розроблений Агенцією з питань співробітництва енергетичних регуляторів. <…>

1. Після початку останньої консультації відповідно до статті 26 до прийняття рішення, зазначеного у статті 27(4), національний регулятор або оператор(и) газотранспортної системи, за рішенням національного регулятора, надсилає документи пов’язані з консультацією до Ради Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства.

2. Рада Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства аналізує наступні аспекти в документах пов’язаних з консультацією:

(a) чи була опублікована вся інформація, що зазначена у статті 26(1);

(b) чи елементи, по яким проводиться консультація відповідно до статті 26 відповідають наступним вимогам:

(i) чи запропонована методологія розрахунку базової ціни відповідає вимогам, викладеним у статті 7;

(ii) чи задовольняються критерії встановлення тарифів на послуги транспортування на основі обсягів, як зазначено у пункті 3 статті 4;

(iii) чи задовольняються критерії встановлення тарифів на послуги, що не пов’язані з транспортуванням, зазначених у підпункті 4 статті 4.

3. Протягом двох місяців після закінчення консультацій, згаданих у пункті 1, Рада Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства опубліковує та надає національному регулятору або оператору газотранспортної системи, залежно від того, який суб’єкт опублікував, документи пов’язані з консультацією, та Секретаріату Енергетичного Співтовариства висновок про аналіз відповідно до пункту 2 англійською мовою.

Агенція зберігає конфіденційність будь-якої комерційної таємниці.

4. Протягом п’яти місяців після закінчення останньої консультації національний регулятор, діючи згідно з пунктом (a) статті 41(6) Директиви 2009/73/ЄС, повинен прийняти та опублікувати мотивоване рішення щодо всіх пунктів, зазначених у статті 26(1). Після публікації національний регулятор надсилає Раді Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства та Секретаріату Енергетичного Співтовариства своє рішення.

5. Процедура проведення останньої консультації по методології розрахунку базової ціни відповідно до статті 26, рішення національного регулятора відповідно до пункту 4, розрахунок тарифів на підставі цього рішення та публікація тарифів відповідно до розділу VIII, можуть бути розпочаті з моменту набрання чинності цим Регламентом і повинні бути виконані не пізніше 31 травня 2021 року. У цій процедурі враховуються вимоги, викладені в главах II, III та IV. Тарифи, що застосовуються до діючого тарифного періоду станом на 31 травня 2021 року, будуть застосовуватися до його кінця. Ця процедура повинна повторюватись принаймні кожні п’ять років, починаючи з 31 травня 2021 року.

1. Одночасно з останньою консультацією, проведеною відповідно до cтатті 26(1), національний регулятор повинен провести консультації з національними регуляторами всіх безпосередньо пов’язаних держав-членів та Договірних Сторін та відповідних зацікавлених сторін з наступного:

(a) рівень мультиплікаторів;

(b) при необхідності, рівень факторів сезонності та розрахунки, зазначені у статті 15;

(c) рівні дисконтів, встановлених у статті 9(2) та 16.

Обґрунтоване рішення відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄС щодо аспектів, зазначених у підпунктах (а)-(c) цього пункту, приймається після закінчення консультації. Кожен національний регулятор повинен враховувати позиції національних регуляторів безпосередньо пов’язаних держав-членів та Договірних Сторін.

2. Будь-яка подальша консультація має проводитися в кожному тарифному періоді з дати прийняття рішення, зазначеного в пункті 1. Після кожної консультації та відповідно до статті 32(a), національний регулятор приймає та публікує обґрунтоване рішення щодо питань, зазначених у пункті 1(a), (b) та (c).

3. У разі прийняття рішення, зазначеного в пунктах 1 і 2, національний регулятор повинен враховувати отримані консультаційні відповіді та наступні аспекти:

(a) для мультиплікаторів:

(i) баланс між сприянням торгівлі газу в короткостроковій перспективі та надання довгострокових сигналів для ефективного інвестування в газотранспортну систему;

(ii) вплив на дохід від послуг транспортування та його покриття;

(iii) необхідність уникнення перехресного субсидування між замовниками послуг транспортування та покращення рівня відображення витрат при встановленні стартових цін;

(iv) ситуації фізичного та контрактного перевантаження;

(v) вплив на транскордонні потоки;

(b) для факторів сезонності:

(i) вплив на полегшення економічного та ефективного використання інфраструктури;

(ii) необхідність поліпшення рівня відображення витрат при встановленні стартових цін.

Для точок на міждержавних з’єднаннях, та у випадку прийняття національним регулятором відповідного рішення щодо застосування Регламенту (ЄС) 2017/459 до точок що не є точками на міждержавних з’єднаннях, перед проведенням щорічного аукціону розподілу потужності, відповідно до вимог, встановлених у статтях 31 та 32 національним регулятором або оператором(ами) газотранспортної системи відповідно до рішення національного регулятора, наступна інформація підлягає опублікуванню:

(a) для стандартних продуктів потужності на гарантованій основі:

(i) стартові ціни, що застосовуються, принаймні, до кінця газового року, що починається після щорічного аукціону розподілу потужності;

(ii) мультиплікатори та фактори сезонності що застосовуються для стартових цін за нерічні стандартизовані продукти потужності;

(iii) обґрунтування національного регулятора на рівні мультиплікаторів;

(iv) у разі застосування факторів сезонності, обґрунтування щодо їх застосування.

(b) для стандартизованих продуктів потужності на переривчастій основі:

(i) стартові ціни, що застосовуються, принаймні, до кінця газового року, що починається після щорічного аукціону для річної потужності;

(іі) оцінка ймовірності переривання, в тому числі:

(1) перелік усіх видів стандартизованих продуктів для потужності на переривчастій основі, включаючи відповідну ймовірність переривання та рівень дисконту, що застосовується;

(2) пояснення щодо розрахунку ймовірності переривання для кожного виду продукту, зазначеного в пункті (1);

(3) історичні та/або прогнозовані дані, які використовуються для оцінки ймовірності переривання, зазначеної у пункті (2).

1. Наступна інформація підлягає публікації до тарифного періоду згідно з вимогами, викладеними в статтях 31 та 32 національним регулятором або оператором(ами) газотранспортної системи, за рішенням національного регулятора:

(a) інформація про параметри, що використовуються в методології розрахунку базової ціни, які пов’язані з технічними характеристиками газотранспортної системи, такими як:

(i) технічна потужність в точках входу та виходу та відповідні припущення;

(ii) прогнозована замовлена потужність в точках входу та виходу та відповідні припущення;

(iii) кількість та напрямок газового потоку для точок входу та виходу та відповідні припущення, такі як сценарії попиту та пропозиції для газового потоку в пікових умовах;

(iv) структурне представлення газотранспортної системи з відповідним рівнем деталізації;

(v) додаткова технічна інформація про газотранспортну систему, така як довжина і діаметр трубопроводів, а також потужність компресорних станцій.

(b) наступна інформація:

(i) необхідний чи цільовий дохід оператора газотранспортної системи;

(ii) інформація про зміни доходу, зазначеного в пункті (i), від одного року до наступного;

(iii) наступні параметри:

(1) види активів, що входять до складу регуляторної бази активів та їх сукупна вартість;

(2) вартість капіталу та методологія його розрахунку;

(3) капітальні витрати, в тому числі:

(a) методологія для визначення початкової вартості активів;

(b) методологія переоцінки активів;

(c) пояснення розвитку вартості активів;

(d) періоди амортизації та суми за типом активів.

(4) операційні витрати;

(5) механізми стимулювання та цілі ефективності;

(6) показники інфляції.

(iv) дохід від послуг транспортування;

(v) наступне співвідношення для доходу, зазначеного у пункті (iv):

(1) розбивка "потужність"/"обсяги", що означає розподіл між доходом від тарифів на послуги транспортування на основі потужності та тарифів на послуги транспортування на основі обсягів;

(2) розбивка "вхід-вихід", що означає розподіл між доходом від тарифів на послуги транспортування на основі потужності на всіх точках входу та доходом від тарифів на послуги транспортування на основі потужності на всіх точках виходу:

(3) розбивка на "користування системою для внутрішніх/міжсистемних потреб", що означає розподіл між доходами від використання системи всередині системи в точках входу та точках виходу та доходами від використання системи між системами в точках входу та точках виходу, визначених у статті 5.

(vi) в тих випадках і в тій мірі, коли оператор газотранспортної системи працює за методом нецінового обмеження, така інформація, пов’язана з попереднім тарифним періодом щодо узгодження регуляторного рахунку:

(1) фактично отриманий дохід, недоотримане або додатково отримане відшкодування необхідного доходу та його частини, що відноситься до регуляторного рахунку та, при необхідності, до субрахунків в межах такого регуляторного рахунку;

(2) період врегулювання та впроваджені механізмів стимулювання.

(vii) передбачене використання аукціонної премії.

(c) наступна інформація про тарифи на послуги транспортування та тарифи на послуги, що не пов’язані з транспортуванням, що супроводжуються відповідною інформацією щодо їх розрахунку:

(i) при необхідності, тарифи на послуги транспортування на основі обсягів, зазначені в статті 4(3);

(ii) при необхідності, тарифи на послуги, що не пов’язані із транспортуванням, зазначені в статті 4(4);

(iii) базові ціни та інші ціни, що застосовуються до пунктів, відмінних від тих, що зазначені в статті 29.

2. Крім того, опублікуванню підлягає наступна інформація щодо тарифів на послуги транспортування:

(a) пояснення наступного:

(i) різниця в рівнях тарифів на послуги транспортування для одного і того ж типу послуг транспортування, що застосовуються для діючого тарифного періоду та тарифного періоду, щодо якого публікується інформація;

(ii) розрахункова різниця між рівнями тарифів на послуги транспортування для одного і того ж типу послуг транспортування, що застосовуються для тарифного періоду, щодо якого публікується інформація, а також для кожного тарифного періоду протягом решти регуляторного періоду.

(b) щонайменше, спрощена тарифна модель, що регулярно оновлюється, разом із поясненнями щодо її використання, що дозволить замовникам послуг транспортування обчислювати тарифи на послуги транспортування, що застосовуються для діючого тарифного періоду, та оцінити їх можливий ріст за такий тарифний період.

3. Для точок, виключених із визначення відповідних точок у пункті 3.2(1)(a) Додатку І до Регламенту (ЄС) № 715/2009, інформація щодо розміру прогнозованої замовленої потужності та прогнозованого обсягу транспортування повинна бути опублікованою як це зазначено в пункті 3.2(2) Додатку I до Регламенту (ЄС) № 715/2009.

1. Для Договірних Сторін, оператори газотранспортних систем, які є учасниками або мають статус учасника-спостерігача Європейської мережі операторів газотранспортних систем (ENTSOG) інформація, зазначена у статтях 29 та 30, повинна бути опублікована як це зазначено у статті 32 шляхом розміщення посилання на платформі, зазначеній у пункті 3.1.1(1)(h) Додатку I до Регламенту (ЄС) № 715/2009, на платформі відповідного суб’єкта господарювання.

Така інформація повинна бути доступною для громадськості, безкоштовною та без будь-яких обмежень щодо використання. Така інформація підлягає публікації:

(a) в зручній для користувача формі;

(b) чітким, легко доступним способом та на недискримінаційній основі;

(c) в завантажувальному форматі;

(d) на одній або декількох офіційних мовах Договірних Сторін та, <…> при можливості, англійською мовою.

2. Для Договірних Сторін оператори газотранспортних систем яких є учасниками або мають статус учасника-спостерігача Європейської мережі операторів газотранспортних систем (ENTSOG) наступна інформація повинна бути опублікована для точок на міждержавних з’єднаннях на платформі, зазначеній у пункті 3.1.1(1)(h) Додатку I до Регламенту (ЄС) № 715/2009:

(a) так само, як зазначено у статті 29, стартові і ціни на стандартизовані продукти потужності на гарантованій основі та на стандартизовані продукти потужності на переривчастій основі;

(b) так само, як зазначено у статті 30, плата на основі обсягів транспортування, зазначена у статті 4(3)(a), у разі застосування.

Для інших Договірних Сторін така інформація підлягає оприлюдненню на веб-сайті національного оператора(ів) газотранспортної системи.

3. Інформація, зазначена в пункті 2, підлягає опублікуванню наступним чином:

(a) як зазначено в пункті 1(a) до (c);

(b) англійською мовою;

(c) в стандартизованій таблиці, яка повинна містити принаймні таку інформацію:

(i) точка на міждержавному з’єднанні;

(ii) напрямок газового потоку;

(iii) назви відповідних операторів газотранспортної системи;

(iv) початковий та кінцевий час, на який пропонується продукт;

(v) потужність на гарантованій чи переривчастій основі;

(vi) зазначення стандартизованого продукту потужності;

(vii) застосовний тариф за кВт/год та кВт /д в національній валюті та в євро з урахуванням наступного:

(1) де використовувана одиниця потужності становить кВт/год, інформація щодо застосовного тарифу на кВт/д не є обов’язковою, і навпаки;

(2) якщо місцева валюта не євро, інформація щодо застосовного тарифу в євро не є обов’язковою.

Крім того, як зазначено у статті 30, така стандартизована таблиця повинна включати в себе розрахунок всіх витрат на транспортування на 1 ГВт/добу/рік для кожної точки на міждержавному з’єднанні в національній валюті та в євро за підпунктом vii(2).

4. Якщо інформація, зазначена в пункті 2, відрізняється від відповідної інформації, зазначеної в пункті 1, пріоритетною вважається інформація, зазначена в пункті 1.

Остаточний термін оприлюднення інформації, визначеної у статтях 29 та 30, є наступним:

(a) для інформації, визначеної у статті 29, не пізніше ніж за тридцять днів до щорічного аукціону розподілу потужності;

(b) для інформації, визначеної у статті 30, не пізніше ніж за тридцять днів до відповідного тарифного періоду;

(c) для відповідних тарифів на послуги транспортування, переглянутих в межах тарифного періоду, як це зазначено у статті 12(3), одразу після затвердження відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄС.

Кожен перегляд тарифів на транспортування супроводжується інформацією, що вказує на причини зміни їх рівнів. У разі якщо застосовується стаття 12(3)(b), її застосування супроводжується оновленим звітом, зазначеним у статті 29(b), для відповідних видів стандартизованих продуктів потужності на переривчастій основі.

1. Мінімальна ціна, за якою оператори газотранспортної системи приймають запит на нову (збільшену) потужність, є базовою ціною. Для розрахунку економічного тесту базова ціна визначається шляхом включення до методології розрахунку базової ціни відповідних припущень, пов’язаних із пропозицією нової (збільшеної) потужності.

2. Якщо припускається, що підхід фіксованої ціни, зазначений у статті 24(b), буде запропонованим для нової (збільшеної) потужності, стартова ціна, зазначена у статті 24(b), повинна базуватися на прогнозованих інвестиційних та експлуатаційних витратах. Як тільки нова (збільшена) потужність буде введена в експлуатацію, така стартова ціна коригується пропорційно різниці (позитивної чи негативної) між планованими інвестиційними витратами та фактичними інвестиційними витратами.

3. У випадку, якщо розподіл усієї нової (збільшеної) потужності за базовою ціною не забезпечить достатнього доходу для позитивного економічного результату, обов’язковий мінімальний розмір премії може бути застосований у першому аукціоні або альтернативному механізмі розподілу, в якому пропонується нова (збільшена) потужність. Обов’язковий мінімальний розмір премії також може застосовуватися в подальших аукціонах, коли запропонована потужність залишилася непроданою або яка була залишена відповідно до статей 8(8) та (9) Регламенту (ЄС) 2017/459 . Рішення про застосування та визначення аукціонів на яких застосовується обов’язкова мінімальна премія приймається відповідно до статті 41(6)(a) Директиви 2009/73/ЄC.

4. Сума обов’язкової мінімальної премії повинна забезпечувати позитивний економічний результат шляхом отримання доходів за запропоновану потужність на першому аукціоні, або шляхом використання альтернативного механізму розподілу, який пропонує нову(збільшену) потужність з метою отримання позитивного економічного результату. Межі рівня мінімальної премії, що залежать від планованої вартості розподіленої потужності, повинні бути подані відповідним національним регулятором, згідно зі статтею 25(1)(c) Регламенту (ЄС) 2017/459.

5. Обов’язкова мінімальна премія, затверджена національним регулятором, додається до базової ціни для продуктів об’єднаної потужності у відповідній точці на міждержавному з’єднанні, і виключно враховується операторами газотранспортної системи, для яких обов’язкова мінімальна премія була затверджена відповідним національним регулятором. Цей принцип за замовчуванням для присвоєння обов’язкової мінімальної премії не перешкоджає розподілу можливої додаткової аукціонної премії відповідно до статті 21(3) або альтернативної угоди між залученими національними регуляторами.

1. До 1 жовтня 2021 року Рада Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства публікує звіт про методології та параметри, що використовуються для визначення необхідного чи цільового доходу операторів газотранспортної системи. Звіт має базуватися на параметрах, зазначених в статті 30(1)(b)(iii).

2. Національні регулятори подають до Ради Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства, відповідно до порядку, визначеного Радою Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства, всю необхідну інформацію, що стосується методик та параметрів, що використовуються для визначення необхідного чи цільового доходу операторів газотранспортної системи.

1. Цей Регламент не впливає на рівні тарифів на послуги транспортування, встановлені на основі договорів або замовленої потужності, укладених до 1 жовтня 2019 року, коли такі договори або замовлення потужності не передбачають зміни рівнів тарифів на послуги транспортування на основі потужності та/або обсягів транспортування за винятком рівня індексації, якщо такі є.

2. Положення договорів, що стосуються тарифів на послуги транспортування та замовлення потужності, визначені в пункті 1, не підлягають поновленню або продовженню після закінчення терміну їх дії.

3. До 1 листопада 2019 року оператор газотранспортної системи повинен надати договори або інформацію про замовлення потужності (якщо такі є), зазначені в пункті 1, до національного регулятора з метою інформування.

1. <…> В контексті виконання повноважень щодо моніторингу Секретаріат Енергетичного Співтовариства здійснює моніторинг та аналізує <…> застосування операторами газотранспортної системи цього Регламенту. <…>

2. Оператори газотранспортної системи передають Секретаріату Енергетичного Співтовариства всю інформацію, необхідну Секретаріату Енергетичного Співтовариства для виконання обов’язків, передбачених пунктом 1, відповідно до таких термінів:

(a) 1 липня 2020 року щодо вимог, передбачених Главою VIII;

(b) 31 грудня 2021 року щодо всіх інших положень цього Регламенту.

3. <…>

4. Секретаріат Енергетичного Співтовариства гарантує конфіденційність комерційної інформації

5. Протягом трьох років після кінцевого строку для транспозиції цього Регламенту в Енергетичному Співтоваристві, Рада Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства публікує звіт про застосування методології розрахунку базових цін у Договірних Сторонах.

1. Національні регулятори можуть на вимогу компанії, що управляє інтерконектором, який отримав право щодо незастосування статті 41(6), (8) та (10) Директиви 2009/73/ЄС відповідно до статті 36 цієї Директиви або подібних винятків, спільно надавати такій компанії право невиконання однієї чи кількох статей цього Регламенту, відповідно до пунктів 2-6 цієї статті, якщо застосування цих статей до такої компанії матиме одне або кілька з таких негативних наслідків, а саме:

(a) не сприятиме ефективній торгівлі газом та конкуренції;

(b) не буде стимулювати інвестиції в нові потужності або збереження існуючих рівнів потужності;

(c) невиправдано спотворює транскордонну торгівлю;

(d) спотворює конкуренцію з іншими операторами інфраструктури, які пропонують подібні послуги;

(e) не підлягає реалізації, якщо врахувати специфіку інтерконекторів.

2. Компанія, що запитує право незастосування статей згідно з пунктом 1, повинна включити у своєму запиті детальне обґрунтування з усіма підтверджуючими документами, включаючи, де це доречно, аналіз витрат і вигод, що свідчить про дотримання однієї або декількох умов, зазначених у пунктах 1(a)-(e).

3. Зацікавлені національні регулятори спільно оцінюють запит про право незастосування і розглядають його в тісній співпраці. Якщо відповідні національні регулятори надають право незастосування, вони визначають часові межі у своїх рішеннях.

4. Національні регулятори повідомляють про своє рішення щодо надання права незастосування Раду Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства та Секретаріату Енергетичного Співтовариства.

5. Національні регулятори можуть скасувати право незастосування, якщо обставини та/або причини на таке право більше не застосовуються, або з аргументованої рекомендації Ради Регуляторних Органів Енергетичного Співтовариства або Секретаріату Енергетичного Співтовариства про скасування права незастосування через відсутність достатнього обґрунтування.