Источник: ИС Континент http://continent-online.com Утверждено постановлением Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сфере энергетики и коммунальных услуг от 30 сентября 2015 года № 2493 Кодекс газотранспортной системы (с изменениями и дополнениями по состоянию на 27.11.2020 г.) I. Общие положения 1. Общие положения, термины и сокращения 1. Настоящий Кодекс разработан в соответствии с Законами Украины «О рынке природного газа», «О метрологии и метрологической деятельности», «О трубопроводном транспорте», «О нефти и газе», «О естественных монополиях» и других нормативноправовых актов. 2. Настоящий Кодекс является регламентом функционирования газотранспортной системы Украины и определяет правовые, технические, организационные и экономические основы функционирования газотранспортной системы Украины. 3. Действие настоящего Кодекса распространяется на всех субъектов рынка природного газа Украины: операторов смежных систем, газодобывающие предприятия, заказчиков, потребителей и поставщиков природного газа независимо от подчинения и формы собственности, а также операторов торговых платформ. 4. Доступ субъектов рынка природного газа к газотранспортной системе осуществляется на принципах: равного права доступа и присоединения для всех субъектов рынка природного газа; сохранение целостности, безопасной и стабильной работы газотранспортной системы; предоставление оператором газотранспортной системы услуг доступа и присоединения исключительно на договорных началах; предоставление оператором газотранспортной системы услуг надлежащего качества; своевременной и полной оплаты услуг, предоставляемых оператором газотранспортной системы; содействие повышению ликвидности рынка природного газа, в частности развития оптового рынка краткосрочных продуктов; ответственности всех субъектов рынка природного газа при соблюдении правил балансировки, установленных настоящим Кодексом, в частности в части уплаты и получения платы за суточный небаланс и платы за нейтральность балансировки, для обеспечения наиболее эффективной торговли природным газом. 5. Термины, используемые в настоящем Кодексе, имеют следующие значения: администратор аукционной платформы - предприятие, осуществляющее управление аукционной платформой и организует и обеспечивает проведение на ней аукционов распределения мощностей в физических точках входа или выхода на межгосударственных соединениях; алокацийний алгоритм - механизм распределения между поставщиками объемов поставок природного газа на одну точку коммерческого учета потребителя, которому присвоен отдельный EIC-код, в одном расчетном периоде; аллокация - объем природного газа, отнесенный оператором газотранспортной системы в точках входа / выхода в / из газотранспортной системы по заказчикам услуг по транспортировке (в том числе в разрезе их контрагентов (потребителей)) с целью определения за определенный период объемов небаланса таких заказчиков; аукционная надбавка - разница между ценой в последнем раунде аукциона и стартовой ценой за единицу мощности; аукционная платформа - информационная система в сети Интернет, включая аппаратное и программное обеспечение и используется для проведения аукционов в соответствии с требованиями раздела XIX настоящего Кодекса; аукционная премия - денежные средства, размер которых определяется как произведение объема мощности (до которой по результатам аукциона предоставлен доступ) на количество газовых суток в период пользования этой мощности и аукционной надбавки; базовая цена газа (далее - БЦГ) - цена природного газа, которая формируется в течение расчетного периода оператором газотранспортной системы на основе затрат на закупку, транспортировку и хранение природного газа и размещается оператором газотранспортной системы на своем сайте ежемесячно в срок до 10-го числа текущего месяца; балансировки системы - деятельность, осуществляемая оператором газотранспортной системы в рамках оказания услуг по транспортировке, заключающийся в уравнивании спроса и предложения природного газа в газотранспортной системе, охватывающей физическое балансировки и коммерческое балансировки; Банковская гарантия - вид обеспечения выполнения обязательств, согласно которому банк-гарант принимает на себя денежное обязательство перед оператором газотранспортной системы по его первому требованию оплатить средства за заказчика услуг по транспортировке в случае невыполнения последним в полном объеме или частично своих финансовых обязательств, обязательств перед оператором газотранспортной системы по договору транспортировки природного газа. Банковская гарантия является надлежащим финансовым обеспечением для целей настоящего Кодекса, если она является безотзывным, непередаваемой и безусловной; большой ценовой шаг - установленная оператором газотранспортной системы величина, на размер которой в процессе проведения аукциона повышается стартовая цена данного аукциона в каждом следующем раунде торгов аукциона; высшая теплота сгорания - количество теплоты, которое выделяет в результате полного сгорания в воздухе определенное количество природного газа, при условии, что реакция происходит при постоянном давлении; кроме воды, продукты сгорания находятся в газовом состоянии; вода, возникающая в процессе горения, конденсируется; все продукты сгорания (в газообразном состоянии и вода в жидком состоянии) доводятся до той же температуры, которую имеют субстраты; отбор / потребления / подача, измеряемая ежесуточно - объем природного газа, учет которого осуществляется коммерческим узлом учета природного газа в установленном порядке, оборудованным системой дистанционной передачи данных; отбор / потребления / подача, не измеряется ежесуточно - объем природного газа, учет которого осуществляется коммерческим узлом учета природного газа (в том числе оборудованным вычислителем / корректором), который не оборудован системой дистанционной передачи данных; свободная мощность - часть технической мощности газотранспортной системы, право пользования которой не предоставлено заказчикам услуг транспортировки; виртуальная точка - точка в газотранспортной системе с неопределенным физическим расположением; виртуальная торговая точка (виртуальная точка, на которой происходит передача природного газа) - точка в газотранспортной системе с неопределенным физическим расположением, в которой заказчики услуг транспортировки могут осуществлять передачу природного газа, представленного в газотранспортной системы, на ежедневной основе в соответствии с требованиями настоящего Кодекса; виртуальная точка на межгосударственном соединении - виртуальная точка входа / выхода, которая объединяет две или более физические точки входа / выхода в / из газотранспортной системы на межгосударственном соединении с одной соседней страной; газовая биржа - товарная биржа (торговая платформа), созданная и осуществляет деятельность в соответствии с Законом Украины «О товарной бирже» и по соблюдению требований, установленных Законом Украины «О рынке природного газа», настоящим Кодексом; газовая сутки - период времени с 05:00 всемирно координированного времени (далее UTC) (с 07:00 по киевскому времени) дня до 05:00 UTC (до 07:00 по киевскому времени) на следующий день для зимнего периода и с 04: 00 UTC (с 07:00 по киевскому времени) дня до 04:00 UTC (до 07:00 по киевскому времени) на следующий день для летнего периода; газовые сутки (D) - газовые сутки, в которые осуществляется предоставление услуг транспортировки природного газа; газовые сутки (D + 1) - газовые сутки, следующие за газовым временем (D) газовая сутки (D-1) - газовая сутки, предшествующего газовой сутках (D) газодобывающее предприятие - субъект хозяйствования, который занимается добычей (производством) природного газа, в том числе производитель биогаза или других видов газа из альтернативных источников; газовый месяц - период времени, который начинается с первой газовой суток текущего месяца и продолжается до начала первой газовой суток следующего месяца; газовый месяц (М) - газовый месяц, в котором осуществляется предоставление услуг транспортировки природного газа; газовый месяц (М + 1) - газовый месяц, следующий за газовым месяцем (М) газовый месяц (М-1) - газовый месяц, предшествующий газовом месяцу (М) газовый год - период времени, который начинается с первой газовой суток октября текущего календарного года и продолжается до первой газовой суток октября следующего календарного года; газораспределительная зона - территория лицензированной деятельности оператора газораспределительной системы; гарантирована мощность - мощность газотранспортной системы, которая предоставляется заказчику с гарантией реализации права ее использования в течение периода предоставления услуг транспортировки природного газа; диспетчерская служба - подразделение оператора газотранспортной системы, осуществляющий оперативно-диспетчерское управление газотранспортной системой; договор присоединения - договор между оператором газотранспортной системы и заказчиком о присоединении объектов заказчика к газотранспортной системе; договор транспортировки договор, заключенный между оператором газотранспортной системы и заказчиком услуг по транспортировке природного газа на основе типового договора транспортировки природного газа, утвержденного Регулятором, согласно которому оператор газотранспортной системы предоставляет заказчику одну или несколько составляющих услуг транспортировки природного газа на период и условиях, определенных в таком договоре, а заказчик услуг транспортировки оплачивает оператору газотранспортной системы стоимость полученных услуг (услуги); договорные перегрузки - превышение спроса на услуги по транспортировке природного газа с гарантией реализации права пользования мощностью над объемом технической мощности; дополнительная мощность - мощность газотранспортной системы, которая может быть дополнительно разделена на гарантированной основе в результате принятых мер по урегулированию договорных перегрузок; экономический тест - тест, который применяется для оценки экономической целесообразности реализации проектов новой (увеличенной) мощности; электронный аукцион распределения мощности (далее - аукцион) - конкурсная процедура, проводимая на аукционной платформе, в рамках которой осуществляется сделка относительно распределения доступа к мощности в физических точках входа или выхода на межгосударственных соединениях между участниками аукциона; заказчик услуг хранения - юридическое лицо или физическое лицо - предприниматель, на основании договора с оператором газохранилища заказывает предоставление услуги по хранению (закачка, отбора) газа; заказчик услуг транспортировки - юридическое лицо или физическое лицо предприниматель, на основании договора транспортировки, заключенного с оператором газотранспортной системы, заказывает одну или несколько составляющих услуг транспортировки природного газа; заказчик присоединения - юридическое лицо или физическое лицо - предприниматель, желающий присоединить свои объекты к газотранспортной системе; запас газа в газопроводах - объем природного газа, который находится в газопроводе; средства дистанционной передачи данных средства, установленные (организованные) в установленном порядке на коммерческом ВОГ, которые обеспечивают на непрерывной основе возможность дистанционного доступа к указанным ВОГ с целью считывания (контроля) и передачи их данных по каналам связи к оператору газотранспортной системы, оператора газораспределительной системы, смежного газодобывающего предприятия; внешнее газоснабжения - газовые сети от места обеспечения мощности до места присоединения объекта или земельного участка заказчика; информационная платформа - электронная платформа в виде веб-приложения в сети Интернет, функционирования и управления которой обеспечивается оператором газотранспортной системы, которая используется для обеспечения предоставления услуг транспортировки природного газа в соответствии с требованиями настоящего Кодекса; коммерческое балансировки - деятельность оператора газотранспортной системы, заключается в определении и урегулировании небаланса, который возникает из разницы между объемами природного газа, поступивших через точки входа и объемов природного газа, отобранного через точку выхода, в разрезе заказчиков услуг транспортировки, осуществляемой на основе аллокации; коммерческий узел учета природного газа (ВОГ) - узел учета, применяется для проведения коммерческих расчетов при определении объема (объема) транспортировки (потребление / поставки) природного газа в точке коммерческого учета; краткосрочный стандартизированный продукт - определенный объем природного газа, который продается и приобретается на торговой платформе на условиях передачи в течение газовой суток (D) или (D + 1) семь дней в неделю в соответствии с правилами торговой платформы и положений настоящего Кодекса; малый ценовой шаг - установленная оператором газотранспортной системы величина, не превышает большой ценовой шаг; маршрут определения физико-химических показателей газа (далее - маршрут) документ, в котором описаны и схематично изображено маршрут перемещения газа от точки / точек определения ФХП газа в точек входа или точек выхода в / из газотранспортной системы с отображением мест отбора проб ФХП природного газа и / или установка автоматических поточных приборов определения ФХП газа и указан номер маршрута; механизм альтернативного распределения мощности - механизм распределения уровня предложения или новой (увеличенной) мощности, разработанный для каждого отдельного случая оператором газотранспортной системы и согласован Регулятором для размещения заявок на условный спрос на мощность; межгосударственное соединение - место соединения газотранспортной системы Украины с газотранспортной системой соседнего государства; место обеспечения (точка обеспечение) мощности - место (точка) в существующих газовых сетях газотранспортного предприятия, от которого оператор газотранспортной системы обеспечивает развитие газовых сетей с целью присоединения объектов заказчика соответствующей мощности; место присоединения (точка присоединения) - запроектирована или существующая граница балансовой принадлежности объектов заказчика присоединения; небаланс - разница между объемами природного газа, представленными заказчиком услуг транспортировки для транспортировки на точке входа, и отобранными заказчиком услуг транспортировки из газотранспортной системы на точке выхода, определяемой в соответствии с аллокации; несанкционированный отбор природного газа - отбор природного газа при отсутствии потребителя в Реестре потребителей поставщика любого поставщика в течение расчетного периода; без заключения соответствующего договора с поставщиком; путем самовольного подключения и / или намеренно поврежденными приборами учета природного газа или вне охватом приборами учета; путем самовольного возобновления потребления природного газа; низшая теплота сгорания - количество тепла, которое выделяет в результате полного сгорания в воздухе определенное количество природного газа при условии, что реакция происходит при постоянном давлении, а все продукты сгорания находятся в газовом состоянии и доводятся до той же температуры, которую должны субстраты; новая (увеличенная) мощность - возможное будущее увеличение технической мощности с помощью рыночных процедур или создание новой мощности в случае отсутствия достаточного существующей мощности, которая может быть предложена на основе инвестиции в физическую инфраструктуру или долгосрочной оптимизации использования мощности и впоследствии распределенной при условии положительного результата экономического теста, в следующих случаях: 1) на существующих точках межгосударственного соединения; 2) путем создания новой точки или точек межгосударственного соединения; 3) как мощность физического реверсного потока в точке или точках межгосударственного соединения, не была предложена ранее для процедуры распределения; номинация - предварительное уведомление, представленное заказчиком услуг транспортировки оператору газотранспортной системы, относительно объемов природного газа, которые будут представлены заказчиком услуг транспортировки в течение суток к газотранспортной системе в точках входа и отобраны из газотранспортной системы в точках выхода; объединенная мощность - гарантированная мощность состоит из мощности на входе и выходе с обеих сторон каждой точки межгосударственного соединения двух смежных газотранспортных систем; оперативный балансовый счет (OБР) - документ, в котором операторы газотранспортных систем Украины и соседней страны и / или оператор газотранспортной системы Украины и оператор газохранилища отмечают объемы балансировки природного газа за отчетный период по каждому пункту приема-передачи газа; оператор смежной системы - оператор газораспределительной системы, оператор газохранилища, оператор установки LNG, оператор другой газотранспортной системы, который сотрудничает с оператором газотранспортной системы; операция по виртуального замещения природного газа - операция, при которой приема-передачи природного газа осуществляется путем документального оформления встречных потоков природного газа: находящийся в смежных газотранспортных системах, перевозчиками-операторами газотранспортных систем Украины и соседней страны по каждому пункту приема-передачи газа отдельно, без его перемещения трубопроводным транспортом через таможенную границу Украины; который поступает в газотранспортную систему и / или находится в хранилищах Украины под таможенным контролем - перевозчиком-оператором газотранспортной системы Украины и оператором газохранилища, без его физического закачки / отбора в / из газохранилища; оператор торговой платформы - субъект хозяйствования, который в своей электронной платформе организовал и предоставил доступ другим участникам торгов для размещения ими предложений о купле-продаже природного газа (включая возможность их изменения или отмены) и регистрации заключенных договоров купли-продажи природного газа между участниками торгов; передача мощности - отчуждение права доступа к мощности одним заказчиком услуг по транспортировке и приобретения права доступа к этой мощности другим заказчиком услуг транспортировки в пределах газотранспортной системы; период балансировки - газовая сутки (D) подключение к газотранспортной системе - физическое подключение (врезка) объектов заказчиков к газотранспортной системе; подтверждена номинация - подтвержден оператором газотранспортной системы объем природного газа заказчика услуг транспортировки, который будет принят от заказчика в точках входа в газотранспортную систему и передан заказчику в точках выхода из газотранспортной системы в соответствующий период; плата за суточный небаланс - это сумма средств, которую заказчик услуг транспортировки платит или получает в соответствии с размером суточного небаланса; плата за нейтральность балансировки - плата, равная разнице между средствами, которые были получены оператором газотранспортной системы или подлежащих выплате оператору газотранспортной системы, и средствами, которые были уплачены оператором газотранспортной системы или подлежат выплате оператором газотранспортной системы в связи с действиями, повязкам связанными с балансировкой газотранспортной системы, которая должна быть взыскана оператором газотранспортной системы с заказчика услуг транспортировки или выплачена оператором газотранспортной системы с овнику услуг транспортировки; портфолио балансировки - совокупность подач и отборов заказчика услуг по транспортировке природного газа; услуга балансировки - услуга, предоставляемая оператору газотранспортной системы другим субъектом хозяйствования на основании соответствующего договора для урегулирования краткосрочных колебаний спроса и предложения на природный газ не является краткосрочным стандартизированным продуктом; мощность - максимально допустимое перетекание объема природного газа, выраженное в единицах энергии к единице времени, предоставляемого заказчику услуг транспортировки в соответствии с договором транспортировки; мощность присоединения - запланированная максимальная возможность подачи или приема природного газа за один час; «Правило меньшего» - принцип, который применяется оператором газотранспортной системы в случаях, если объем природного газа, указанный в номинациях / реноминации, в точке входа и точке выхода не совпадает и состоит в подтверждении наименьшего из заявленных объемов природного газа в номинации / реноминации и информирует об этом заказчиков услуг транспортировки; прерывистая мощность - мощность газотранспортной системы, которая предоставляется заказчику без гарантии реализации права пользования, а с возможностью ее ограничения (прерывание) на условиях, определенных договором транспортировки природного газа и настоящим Кодексом; проект новой (увеличенной) мощности - проект увеличения объема технической мощности в существующей точке межгосударственного соединения или создание новой точки межгосударственного соединения на основе распределения мощности в процедуре новой (увеличенной) мощности; процедура новой (увеличенной) мощности - процесс оценки рыночного спроса на новую (увеличенную) мощность, включающий необязательный этап, на котором заказчики услуг транспортировки выражают и количественно определяют свой спрос на новую (увеличенную) мощность, и обязательный этап, на котором оператором газотранспортной системы устанавливается требование заказчикам услуг транспортировки зарезервировать определенный объем мощности и взять на себя обязанность по оплате за пользование такой мощности; прямой потребитель - потребитель, объекты которого присоединены непосредственно к газотранспортной системе; раунд - период времени, в течение которого заказчики услуг транспортировки могут подать, изменить или отозвать ставку участника аукциона; счет условного хранения (эскроу) - банковский счет, режим функционирования которого определен законодательством, открытый участнику торгов (заказчику услуг транспортировки или оператору газотранспортной системы) для целей осуществления расчетов за природный газ, приобретенный им на торговой платформе; Реестр потребителей поставщика - перечень потребителей, которые в информационной платформе закреплены за определенным поставщиком в расчетном периоде; реноминации - заявка на изменение подтвержденной номинации; уровень предложения - сумма свободной мощности и соответствующего объема новой (увеличенной) мощности, предложенных для каждой годовой мощности в точке межгосударственного соединения; рабочие дни - дни с понедельника по пятницу, за исключением праздничных дней, предусмотренных законодательством, и рабочих дней, перенесенных на выходные дни в соответствии с законодательством; распределение мощности - часть договора транспортировки, которая определяет порядок и условия предоставления и реализации права на пользование договорной мощностью, которое предоставляется заказчику транспортировки в определенной точке входа или точке выхода; распределенная (договорная) мощность - часть технической мощности газотранспортной системы, которая распределена заказчику услуг транспортировки по договорам транспортировки; расчетный период - газовая сутки (D) и / или газовый месяц (М), состоящий из газовых суток (D), в которой (которому) будет осуществляться (осуществлен) оказание услуг транспортировки природного газа и в соответствии с которой (которого) будут осуществляться определенные процедуры, предусмотренные настоящим Кодексом, в частности балансирования объемов природного газа, поданных и отобранных заказчиками услуг транспортировки природного газа в точках входа / выхода газотранспортной системы; ставка участника аукциона (далее - ставка) - предложение участника аукциона по объему мощности, доступ к которой он планирует получить в соответствующем раунде аукциона по соответствующей цене; стартовая цена аукциона - цена, предложенная в первом раунде аукциона, равная тарифу, установленному Регулятором (с учетом коэффициента, который учитывает период и сезон заказ мощности) по точке входа или выхода на межгосударственных соединениях; смежное газодобывающее предприятие газодобывающее предприятие, промышленный газопровод которому непосредственно подключен к газотранспортной системе; смежная система - другая газотранспортная система, газораспределительная система, газохранилище, установка LNG, система смежного газодобывающего предприятия, другая система, имеют физическое соединение с газотранспортной системой; технические условия - документ, определяющий комплекс условий и требований к инженерному обеспечению присоединения объекта системы газопотребления или газоснабжения и подключение к газотранспортной системе и содержит исходные данные для проектирования; торговая платформа - электронная платформа, функционирования и управления которой обеспечивается оператором торговой платформы, которая используется участниками торгов для размещения предложений о купле-продаже природного газа (включая возможность их изменения или отмены), в том числе для урегулирования небалансов (краткосрочных колебаний спроса и предложения) в течение газовой суток (D), на которой регистрируются заключены сделки купли-продажи природного газа и функционирующая в соответствии с правилами и условиями пользования, определенных ее оператор м, с учетом требований настоящего Кодекса; на которой оператор газотранспортной системы осуществляет куплю-продажу природного газа с целью обеспечения действий по урегулированию суточных небалансов заказчиков услуг транспортировки; торговое оповещения - информационное сообщение в соответствии с формой, установленной настоящим Кодексом, направляемый оператору газотранспортной системы от заказчика услуг по транспортировке природного газа относительно объемов природного газа, которые он отстранил или приобрел; трансграничный газопровод - магистральный газопровод, пересекающий линию границы между Украиной и соседним государством и предназначен для сообщения газотранспортных систем Украины с газотранспортными системами этого государства (далее - интерконнектор) управления системными ограничениями - комплекс мероприятий, осуществляемых оператором газотранспортной системы в рамках предоставленных услуг транспортировки с целью обеспечения безопасного функционирования газотранспортной системы, а также обеспечение необходимых технических параметров природного газа; участник аукциона - заказчик услуг транспортировки, совершивший в установленном порядке регистрацию на аукционной платформе и придерживается иных требований раздела XIX Кодекса; физическое балансировки - меры, принимаемые оператором газотранспортной системы для обеспечения целостности газотранспортной системы, а именно, необходимого соотношения объемов природного газа, физически поступили через точки входа и объемов природного газа, физически отобранного из точек выхода; физические перегрузки - превышение спроса на услуги по транспортировке природного газа над объемом технической мощности газотранспортной системы при фактического транспортировки природного газа в определенный момент времени; ф-фактор - доля текущей стоимости ожидаемого увеличения необходимого дохода оператора газотранспортной системы (связанного с увеличением мощности, включенного в соответствующий уровня предложения), которую необходимо покрыть за счет текущей стоимости обязательств заказчиков услуг транспортировки по приобретению мощности, определенных в соответствии с главой 6 раздела XIX настоящего Кодекса; цикл реноминаций - процесс, осуществляется оператором газотранспортной системы для предоставления заказчику услуг транспортировки сообщения о подтвержденного объема после получения от него реноминации; цена аукциона - стоимость единицы мощности, которая рассчитывается как сумма стартовой цены и аукционной надбавки; EIC-код - код энергетической идентификации субъекта рынка природного газа и / или точки коммерческого учета, определенный по правилам Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG), с целью унификации и однозначной идентификации субъектов рынка природного газа и точек коммерческого учета, размещенных на объектах газовой инфраструктуры, в том числе для участия в региональных (международных) газовых рынках, и для обеспечения упрощения процедур изменения поставщиков природного газа и электронного обмена данными между субъектами рынка в природного газа; ENTSOG - европейская сеть операторов газотранспортных систем. Другие термины используются в настоящем Кодексе в значениях, приведенных в Законах Украины «О рынке природного газа», «О метрологии и метрологической деятельности», «О трубопроводном транспорте», «О нефти и газе», «Об обеспечении коммерческого учета природного газа», «О регулировании градостроительной деятельности», «О товарной бирже». 2. Условия определения объема и физико-химических показателей природного газа 1. Определение объема и физико-химических показателей природного газа проводится при нормальных и стандартных условиях. нормальные условия Определение объема газа: Давление Рн: 101,325 кПa Температура Тн: 273,15 K (= 0 ° C) Определение высшей теплоты сгорания: давление Рн 101,325 кПa Температура сгорания 298,15 K (= 25 ° C) ТСГ: Температура измерения 273,15 K (= 0 ° C) Тн: стандартные условия Определение объема газа: Давление РС: 101,325 кПa (760 мм рт. Ст.) Температура Тс: 293,15 K (= 20 ° C) Определение низшей теплоты сгорания: Давление РС: 101,325 кПa Температура сгорания 298,15 K (= 25 ° C) ТСГ: Температура измерения 293,15 K (= 20 ° C) Тс: 2. Пересчет значений объема и теплоты сгорания на различные стандартные условия проводятся согласно действующим нормативным документам. 3. Основные принципы доступа к газотранспортной системе 1. Оператор газотранспортной системы на основании договора транспортировки природного газа и в соответствии с условиями, определенными в настоящем Кодексе, предоставляет субъектам рынка природного газа: право пользования газотранспортной системой в пределах распределения мощностей на точках входа и выхода; услуги транспортировки природного газа по газотранспортной системе в рамках договорных мощностей и подтвержденных номинаций. 2. Производители биогаза или других видов газа из альтернативных источников имеют право на получение доступа к газотранспортным и газораспределительных систем, газохранилищ, установки LNG и на присоединение к газотранспортным и газораспределительным систем при условии соблюдения технических норм и стандартов безопасности в соответствии с законодательством и при условии, что биогаз или другие виды газа из альтернативных источников по своим физико-техническим характеристикам соответствуют стандартам на природный газ. 3. Оператор газотранспортной системы, применяя объективные и прозрачные принципы, которые обеспечивают одинаковое обращение с заказчиками услуг транспортировки, а также принимая во внимание требования защиты окружающей среды, обеспечивает: устойчивое функционирование газотранспортной системы и выполнения договоров транспортировки природного газа с заказчиком услуг транспортировки; функционирования газотранспортной системы в скоординированный и эффективный способ с сохранением необходимой надежности транспортировки природного газа и его качества; эксплуатацию, ремонт сетей, установок и устройств газотранспортной системы вместе с соединениями с другими газовыми системами способом, который гарантирует надежность функционирования газотранспортной системы; способность газотранспортной системы удовлетворять потребности в транспортировке природного газа, а также возможность ее развития при росте потребностей в объемах транспортировки; сотрудничество с операторами смежных систем или субъектами рынка природного газа с целью надежного и эффективного функционирования газовых систем, а также координацию их развития; оперативно-диспетчерское управление транспортировкой природного газа, а также поддержку его качественных и количественных параметров в газотранспортной системе и в точках входа и выхода в / из нее принятие мер, необходимых для надежного функционирования газотранспортной системы; балансировки системы и управления перегрузками в газотранспортной системе, а также проведение расчетов с заказчиками услуг транспортировки, которые возникают изза их несбалансированность; предоставление операторам смежной системы, заказчикам услуг транспортировки информации об условиях предоставления услуг по транспортировке; управления перегрузками для заказчиков услуг транспортировки и прямых потребителей; внедрение периодических исследований потребности рынка в новой транспортной инфраструктуре, результаты которых учитываются при подготовке планов развития. 4. Эксплуатация газотранспортной системы осуществляет исключительно оператор газотранспортной системы. 5. Оператор газотранспортной системы предоставляет доступ к газотранспортной системе в рамках технической и свободной мощности газотранспортной системы. 6. В случае неожиданного роста потребления природного газа потребителями, возникновения перебоев в транспортировке природного газа, аварийной ситуации, угрожающей безопасности функционирования газотранспортной системы, оператор газотранспортной системы обязан принять меры, предусмотренные настоящим Кодексом, Национальным планом действий и правилами о безопасности поставок природного газа, утвержденными центральным органом исполнительной власти, который обеспечивает формирование и реализацию государственной политики в нефтегазовом комплексе (далее - Национальный п действий, правила о безопасности поставок природного газа). 7. Оператор газотранспортной системы осуществляет предоставление услуг транспортировки природного газа с момента получения природного газа в точке входа и до момента передачи природного газа в точке выхода. 8. Взаимодействие оператора газотранспортной системы с оператором другой газотранспортной системы регулируется соглашением о взаимодействии, которое заключается с учетом требований настоящего Кодекса. 9. Заказчик услуг транспортировки пользуется мощностью газотранспортной системы на принципах, определенных Законом Украины «О рынке природного газа», настоящим Кодексом, а также договором транспортировки природного газа. 10. Прямой потребитель обеспечивает: доступ оператора газотранспортной системы к узлам учета газа, которые находятся в его собственности; соблюдение ограничений потребления природного газа, которые заключаются в ограничении максимального количества потребления природного газа в час и в сутки по сообщениям оператора газотранспортной системы; возможность круглосуточной связи оператора газотранспортной системы с прямым потребителем в случае возникновения внезапных событий, влияющих на выполнение транспортных услуг; немедленное исполнение распоряжения диспетчерских служб оператора газотранспортной системы. Прямой потребитель, который является владельцем коммерческого узла учета природного газа, обязан: содержать объекты газовой инфраструктуры в надлежащем техническом состоянии; выполнять периодические проверки и поверки узла учета в пункте получения природного или передачи природного газа в соответствии с положениями Кодекса и техническими нормами и стандартами; информировать оператора газотранспортной системы о сроках выполняемых периодических проверок, поверок и предоставления его представителям доступа к коммерческого узла учета при осуществлении этих работ; обеспечивать доступ представителей (а) оператора газотранспортной системы для проверки надлежащей работы коммерческого узла учета природного газа; обеспечивать выполнение проверки надлежащей работы системы коммерческого узла учета природного газа по каждому запросу оператора газотранспортной системы, но не чаще одного раза в неделю предоставлять представителям оператора газотранспортной системы возможность пломбирования коммерческого узла учета газа; предоставлять оператору газотранспортной системы возможность дистанционного считывания данных измерения при функционировании системы телеметрии и устанавливать системы телеметрии; предоставлять оператору газотранспортной системы возможность установки собственной системы телеметрии. Прямой потребитель, который не является владельцем коммерческого узла учета природного газа, обязан содержать объекты газовой инфраструктуры в надлежащем техническом состоянии и имеет право: быть информированным о сроках периодических проверок и поверок, выполняемых службами оператора газотранспортной системы, и может присутствовать при осуществлении этих работ; опломбировать средства измерительной техники, вспомогательные устройства и элементы газопроводов в местах, где несанкционированное вмешательство может повлиять на результаты измерений объема газа; осуществлять дистанционное считывание измерительных данных в случае функционирования системы телеметрии на газораспределительной станции; устанавливать собственную систему телеметрии в порядке, определенном настоящим Кодексом, при отсутствии телеметрии и предоставлять оператору газотранспортной системы возможность получения данных. II. Характеристика газотранспортной системы, определение точек входа и точек выхода 1. Характеристика газотранспортной системы 1. В состав газотранспортной системы в пределах балансовой принадлежности оператора газотранспортной системы входят: газопроводы с отводами и лупингами от места добычи или подземного хранения газа (выход из установки подготовки газа на объектах газодобычи или газохранилище) до места его распределения со снижением давления до 1,2 МПа (выход из газораспределительной станции) с запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия (автомобильные и железные дороги, каналы), узлами запуска и приема очистных средств, узлами сбора и хранения газового конденсата, средствами введения в газопровод метанола, емкостями для хранения и разгазирования конденсата, земляными амбры для аварийного слива конденсата; компрессорные станции; газораспределительные станции; установки подготовки газа; установки противокоррозионной защиты; линии и сооружения систем технологической связи и телемеханики; линия электропередачи и оборудования для электропитания электроустановок магистральных газопроводов, систем телемеханики и установок электрохимической защиты; газо-измерительные станции (ГИС), газо-измерительные пункты и газоизмерительные блоки на линейной части магистрального газопровода; между газопроводными пункты редуцирования газа; противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения газопроводов; здания и сооружения линейной части магистрального газопровода; опознавательные и сигнальные знаки местонахождения газопроводов, предназначенных для обслуживания технологических объектов газотранспортной системы и находятся на балансе оператора газотранспортной системы; другие объекты газотранспортной системы. 2. Определение точек входа и точек выхода, виртуальных точек газотранспортной системы 1. В газотранспортной системе выделяются такие точки входа: 1) точки входа с физическим расположением (далее - физические точки входа): точки входа на межгосударственных соединениях; точки входа от смежных газодобывающих предприятий (через сети которых может передаваться природный газ другого газодобывающего предприятия или группы газодобывающих предприятий); точки входа с установок LNG; точки входа из газохранилищ; 2) виртуальные точки входа с неопределенным физическим расположением (далее виртуальные точки входа): точки входа с газораспределительных систем (место поступления газа от газодобывающего предприятия в точке его подключения к газораспределительной системы, по которой, в том числе, может передаваться газ другого газодобывающего предприятия или группы газодобывающих предприятий); точки входа с газохранилища или группы газохранилищ; точки входа с таможенного склада газохранилища или группы газохранилищ; точки входа от смежных газодобывающих предприятий (через сети которых может передаваться природный газ другого газодобывающего предприятия или группы газодобывающих предприятий); точки входа на межгосударственных соединениях. 2. В газотранспортной системе выделяются такие точки выхода: 1) точки выхода с физическим расположением (далее - физические точки выхода): точки выхода на межгосударственных соединениях; точки выхода в прямых потребителей; точки выхода в газораспределительных систем; точки выхода в газохранилища; точка выхода к смежному газодобывающего предприятия; 2) виртуальные точки выхода с неопределенным физическим расположением (далее виртуальные точки выхода): точки выхода в газораспределительных систем; точки выхода в газохранилища или группы газохранилищ; точки выхода в таможенного склада газохранилища или группы газохранилищ; точка выхода к смежному газодобывающего предприятия; точки выхода на межгосударственных соединениях; точка выхода для операций оператора газотранспортной системы, связанных с закупкой оператором газотранспортной системы природного газа для собственных нужд и производственно-технологических затрат. 3. В газотранспортной системе выделяют виртуальную торговую точку. 4. Для каждой газораспределительной зоны оператор газотранспортной системы создает одну виртуальную точку выхода к газораспределительной системы, охватывающей все точки выхода этой системы, расположенные на территории лицензированной деятельности оператора газораспределительной системы. 5. По каждому смежном газодобывающих предприятий оператор газотранспортной системы создает одну виртуальную точку входа от этого смежного газодобывающего предприятия, объединяющего все его физические точки входа в газотранспортную систему (даже если это единственная физическая точка входа). В случае если к газораспределительной системы оператора газораспределительной системы подключен промышленный газопровод газодобывающего предприятия (предприятий), оператор газотранспортной системы создает одну виртуальную точку входа с газораспределительной системы (отдельно для каждой газораспределительной зоны), в которую объединяет все физические подключения газодобывающих предприятий, непосредственно подключенных к газораспределительной системы. 6. В целях обеспечения эффективного и максимального использования технической мощности газотранспортной системы, содействие трансграничной торговли природным газом оператор газотранспортной системы по согласованию с Регулятором вправе создать виртуальные точки входа / выхода на межгосударственном соединении, которые должны соответствовать следующим условиям: 1) общая мощность каждой виртуальной точки входа / выхода межгосударственного соединения равна или превышает сумму технических мощностей всех физических точек входа / выхода на межгосударственном соединении, которые она объединяет; 2) создание виртуальной точки входа / выхода на межгосударственном соединении не противоречит соглашениям с оператором газотранспортной системы соседней страны; 3) виртуальная точка на межгосударственном соединении может сочетать физические точки на межгосударственном соединении исключительно с одной соседней страной. 7. Оператор газотранспортной системы размещает на своем сайте перечень всех точек входа и выхода газотранспортной системы. III. Нормы качества, физико-химические показатели и другие характеристики природного газа, правила учета и документальное оформление приема-передачи природного газа 1. Нормы качества, физико-химические показатели и другие характеристики природного газа, допускается к транспортировке в газотранспортной системе 1. Ответственным за качество газа являются: 1) в точках входа (кроме точек входа на межгосударственном соединении) - операторы смежных систем, смежные газодобывающие предприятия, подают природный газ в газотранспортную систему в точке входа. В точках входа на межгосударственном соединении ответственным является заказчик услуг транспортировки; 2) в точках выхода - оператор газотранспортной системы. 2. Определение физико-химических показателей и других характеристик (далее ФХП) природного газа проводится в точках входа и точках выхода. 3. Определение ФХП природного газа в точках выхода газотранспортной системы проводится оператором газотранспортной системы на условиях, определенных этим Кодексом и согласованных с операторами смежных систем или прямыми потребителями, с использованием автоматических поточных приборов (автоматических хроматографов и влагомеров) и / или измерительных химико-аналитических лабораторий. 4. Точки определения ФХП природного газа могут находиться как на коммерческих узлах учета газа (ВОГ) и пунктах измерения расхода газа (ПИРГ), так и на других точках магистральных газопроводов, от которых подается газ через вышеупомянутые коммерческие ВОГ и ПИРГ. Оператор газотранспортной системы должен определять точки определения ФХП (места отбора проб) таким образом, чтобы гарантировать, что значение теплоты сгорания отобранной пробы не отличалось более чем на +/- 5% в ту же сутки от теплоты сгорания природного газа по любому физическому выхода коммерческого учета газа, на который эти значения ФХП распространяются. В случае если к точке входа / выхода в / из газотранспортной системы природный газ поступает одновременно от разных источников, определение ФХП природного газа, транспортируемого к точке входа / выхода ГТС, проводится после точки смешивания. 5. Определение ФХП природного газа в точках входа газотранспортной системы проводится на коммерческих ВОГ (ПИРГ) операторов смежных систем (в том числе смежных газодобывающих предприятий) или других субъектов, непосредственно подключенных к газотранспортной системе с использованием автоматических поточных приборов (автоматических хроматографов и влагомеров ) и / или измерительных химикоаналитических лабораторий. 6. Точки определения ФХП (места отбора проб) природного газа и периодичность проведения измерений при использовании для определения ФХП измерительных химикоаналитических лабораторий согласуются оператором газотранспортной системы с операторами смежных систем, смежными газодобывающими предприятиями или другими субъектами, непосредственно подключенными к газотранспортной системе, отдельным протоколом. Оператор ГТС должен разработать, утвердить и разместить на официальном сайте соответствующие маршруты определения физико-химических показателей газа, в которых описано и схематично изображено маршрут перемещения газа от точки / точек определения ФХП газа в точек входа или точек выхода в / из газотранспортной системы с отображением мест отбора проб ФХП природного газа и / или установка автоматических поточных приборов определения ФХП газа. Маршрут может быть разработан как для одной точки выхода ГТС, так и для группы точек выхода ГТС с одинаковыми ФХП газа. В случае транспортировки газа до точки выхода разными маршрутами составляются и утверждаются все возможные маршруты. 7. Точки входа и точки выхода в / из газотранспортной системы, через которые передается природный газ с максимальным расходом при стандартных условиях, что превышает 30000 м - 3/ ч, должны быть оборудованы приборами, которые на непрерывной основе обеспечивают контроль компонентного состава, теплоты сгорания и температуры точки росы по влажной природного газа (в том числе автоматическими хроматографами и влагомерами), с возможностью дистанционного их контроля и передачи данных подразделениям оператора газотранспортной системы. Для новых точек входа / выхода в / из газотранспортной системы, через которые подается природный газ, норма по оборудованию приборами, на непрерывной основе обеспечивают контроль ФХП природного газа, является обязательным независимо от величины объема передачи природного газа. 8. В случае выхода из строя автоматических поточных приборов по согласованию с оператором газотранспортной системы допускается на период устранения неисправности использования для определения теплоты сгорания, компонентного состава газа и температуры точки росы по влажной химико-аналитических лабораторий. 9. Периодичность определения компонентного состава, теплоты сгорания и температуры точки росы по влажной при использовании измерительных химикоаналитических лабораторий должна быть не реже, чем один раз в неделю. 10. К определению ФХП допускаются измерительные химико-аналитические лаборатории, в установленном законодательством порядке получили право на выполнение таких работ. 11. Для точек входа и точек выхода определяются следующие значения ФХП: компонентный состав; ниже и выше теплота сгорания; плотность газа; содержание сероводорода и меркаптановой серы; содержание механических примесей; число Воббе; температура точки росы по влажной; температура точки росы по углеводородами. 12. Определение ФХП природного газа и отбор проб газа проводится согласно требованиям действующих нормативно-технических документов. При этом уполномоченные представители оператора смежных систем имеют право присутствовать при отборе проб газа и / или при проведении его анализа по определению ФХП. 13. Природный газ, подаваемый в газотранспортную систему, должен отвечать следующим требованиям: содержание метана (C 1 ), мл. % содержание этана (C 2 ), мл. % минимум максимум 90 7 содержание пропана (C 3 ), мл. % максимум 3 содержание бутана (C 4 ), мл. % максимум 2 содержание пентана и других максимум 1 более тяжелых углеводородов (C 5 +), мл. % содержание азота (№ 2 ), мл. % максимум 5 содержание углерода (CO 2 ), мл. максимум 2 % содержание кислорода (O 2 ), мл. максимум 0,02 % высшая теплота сгорания (25 ° C / 20 ° C) минимум 36,20 МДж / м - 3 (10,06 кВт ⋅ ч / м - 3 ) максимум 38,30 МДж / м - 3 (10,64 кВт ⋅ ч / м - 3 ) высшая теплота сгорания (25 ° C / 0 ° C) минимум 38,85 МДж / м - 3 (10,80 кВт ⋅ ч / м - 3 ) максимум 41,10 МДж / м - 3 (11,42 кВт ⋅ ч / м - 3 ) низшая теплота сгорания (25 ° C / 20 ° C) минимум 32,66 МДж / м - 3 (09,07 кВт ⋅ ч / м - 3 ) максимум 34,54 МДж / м - 3 (09,59 кВт ⋅ ч / м - 3 ) температура точки росы по влажной ° С при абсолютном давлении газа 3,92 не превышает минус 8 (-8) МПа температура точки росы по углеводородами при температуре газа не ниже 0 ° С не превышает 0 ° С содержание механических отсутствуют примесей: содержание сероводорода, г / - 3 максимум 0,006 содержание меркаптановой серы, г максимум 0,02 /-3 14. ФХП в пограничных точках входа и выхода должны соответствовать требованиям внешнеэкономических договоров, соглашениям о взаимодействии и требованиям пункта 13 настоящей главы. 15. Оператор газотранспортной системы имеет право не принимать в точках входа в газотранспортную систему природный газ в случаях несоответствия ФХП газа параметрам, за несоблюдение которых типовым договором транспортировки природного газа, утвержденного Регулятором, предусмотрена уплата дополнительных плат. 16. Если природный газ, не соответствует требованиям пункта 13 настоящей главы, был загружен в газотранспортную систему по причинам, независящим от оператора газотранспортной системы, оператор газотранспортной системы получает от субъекта, который подал в газотранспортную систему некачественный газ, дополнительную оплату, определенную в договоре транспортировки. 17. ФХП транспортируемого природного газа в точках выхода должны соответствовать требованиям пункта 13 настоящей главы, за исключением требований по содержанию меркаптановой серы. 18. Если природный газ, который был передан в точках выхода из газотранспортной системы, не соответствует установленным требованиям пункта 17 настоящей главы, оператор газотранспортной системы платит оператору газораспределительной системы, оператору газохранилищ, прямом потребителю дополнительную плату, определенную в договоре транспортировки. 19. Значение ФХП природного газа, транспортируемого определяется: для точек, в которых были установлены поточные средства измерений, для каждого часа; для точек, не были оборудованы средствами измерения состава природного газа (не установлены хроматографы, влажности), на основании последнего измерения, проведенного измерительной химико-аналитической лабораторией. 20. Месячные паспорта-сертификаты ФХП газа подлежат обнародованию на сайте оператора газотранспортной системы. 21. Оператор газотранспортной системы предоставляет операторам смежных систем или иным, непосредственно подключенным к газотранспортной системе, оперативные данные ФХП природного газа по всем согласованным точками его определения, который должен содержать следующие численные значения: плотность газа; содержание азота содержание углекислого газа; температура точки росы по влажной; температура точки росы по углеводородами; число Воббе; средневзвешенная выше теплота сгорания за прошедшие сутки. 22. Газ, подаваемый потребителям, должен быть одоризованный соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов. В отдельных случаях, определяемых соглашениями с операторами смежных систем или другими субъектами, непосредственно подключены к газотранспортной системе, допускается подача не одоризованного природного газа. 23. Оператор газотранспортной системы является ответственным за обеспечение оптимального режима одоризации газа. 2. Порядок учета природного газа 1. Прием-передача природного газа в физических точках входа и точках выхода осуществляется при наличии коммерческого ВОГ (ПИРГ). 2. Коммерческий учет природного газа проводится на коммерческом ВОГ (ПИРГ) передающей стороны природный газ. Если в стороны, передает газ, отсутствует коммерческий ВОГ (ПИРГ), коммерческий учет природного газа проводится на коммерческом ВОГ (ПИРГ) принимающей стороны газ. 3. Коммерческий ВОГ (ПИРГ) в точке входа в газотранспортную систему должен быть расположен в точке присоединения, которая должна совпадать с границей балансовой принадлежности между операторами смежных систем или другими субъектами, непосредственно подключенными к газотранспортной системе. В случае, если коммерческий ВОГ (ПИРГ) в точке входа в газотранспортную систему не расположен в точке присоединения, которая должна совпадать с границей балансовой принадлежности между операторами смежных систем или другими субъектами, непосредственно подключенными к газотранспортной системе, владелец коммерческого ВОГ (ПИРГ) передает оператору газотранспортной системы на обслуживание на основании договора соответствующую инфраструктуру от коммерческого ВОГ (ПИРГ) до границы балансовой принадлежности, предусматривающий покрытие соответствующих расходов оператора газотранспортной системы. 4. На газораспределительной станции коммерческие ВОГ (ПИРГ) могут быть установлены на газопроводе высокого давления к узла редуцирования, а на газопроводе низкого давления после узла редуцирования. 5. Если коммерческие ВОГ (ПИРГ), в том числе пограничные ГИС (ПИРГ) как в точке входа, так и точке выхода расположены в (после) границы балансовой принадлежности, объем переданного газа уменьшается (увеличивается) на расчетную величину производственно-технологических затрат на участке между этим коммерческим ВОГ (ПИРГ) и границей балансовой принадлежности смежных субъектов хозяйствования. 6. Если после коммерческого ВОГ (ПИРГ) на газораспределительной станции осуществляется отбор газа на газо-потребляющее оборудование оператора газотранспортной системы (котлы отопления или подогреватели газа), это оборудование должно быть обеспечено отдельным узлом учета газа в соответствии с требованиями действующего законодательства. 7. Объемы других производственно-технологических затрат природного газа после коммерческого узла учета газа на газораспределительных станциях, в том числе на газорегулирующие оборудовании, меры устройствах, сбросных клапанах, продувочных свечах и т.д., определяются по результатам инструментального определения объемов производственно-технологических затрат, осуществляется по графику или расчетом согласованными сторонами, в порядке, определенном в Технической соглашении. 8. Требования к составным частям узла учета природного газа, правил эксплуатации приборов учета, порядка измерения его объемов и определения качества определяются техническими регламентами и нормами, правилами и стандартами, которые устанавливаются и утверждаются центральным органом исполнительной власти, который обеспечивает формирование и реализацию государственной политики в нефтегазовом комплексе. 9. Особенности учета природного газа в точках входа и точках выхода между оператором газотранспортной системы и операторами смежных систем или другими субъектами, непосредственно подключенными к газотранспортной системе, регулируются Кодексом и техническим соглашением, заключаемым между указанными субъектами (далее - техническое соглашение), которая не может противоречить требованиям Кодекса. 10. Для точек входа и точек выхода определяются значения объема газа в единицах объема (г. - 3) и энергетических единицах (МВт · ч): объем природного газа в час; объем природного газа в сутки; объем природного газа за месяц; ФХП газа; давление газа. 11. Объем энергии природного газа рассчитывается путем умножения измеренного объема газа, приведенного к стандартным условиям, на значение средневзвешенной высшей теплоты сгорания газа за этот период: где: - объем энергии газа, (МВт · ч); - объем газа, приведенного к стандартным условиям (тыс. м - 3 ) - средневзвешенная выше теплота сгорания газа, (кВт · ч / м - 3 ). При использовании потокового хроматографа выше теплота сгорания в час является средним арифметическим от проведенных измерений в час. Измерения теплоты сгорания производится в соответствии с требованиями главы 1 раздела III. Объем энергии природного газа, проходящего через коммерческий ВОГ, который расположен на маршруте, который оборудован потоковыми ЗСТ определения ФХП газа, может определяться: в автоматическом режиме с использованием корректоров или вычислителей объема газа с функцией расчета энергии природного газа, которые получают данные непосредственно с потоковых ЗСТ определения ФХП газа; в полуавтоматическом режиме с использованием специализированных программ на основе средних значений теплоты сгорания за час с потоковых ЗСТ определения ФХП газа и объема газа в час с корректоров / вычислителей объема газа. Объем энергии природного газа, проходящего через коммерческий ВОГ, который расположен на маршруте, где определение ФХП газа проводится с использованием измерительных химико-аналитических лабораторий, может определяться: в полуавтоматическом режиме с использованием корректоров или вычислителей объема газа с функцией расчета энергии природного газа на основе значения высшей теплоты сгорания, вводится в вычислителя / корректора с использованием специализированных программ как условно-постоянный параметр, и объема газа за период расчета; в полуавтоматическом режиме с использованием специализированных программ на основе значения высшей теплоты сгорания, равной последнем определенном значению высшей теплоты сгорания и объема газа в час с корректоров / вычислителей объема газа (при этом, вышеупомянутое значение высшей теплоты сгорания используется для расчета, начиная с часа, следующего за часом, во время которой к вычислителя / корректора с использованием специализированных программ внесены, как условно-постоянные, параметры значение плотности газа, содержания азота и диоксида углерода). 12. Объем природного газа в сутки, как в единицах объема, так и единицах энергии, определяется как сумма почасовых объемов природного газа. 13. Объем природного газа за месяц, как в единицах объема, так и единицах энергии, определяется как сумма суточных объемов природного газа. 14. Высшая теплота сгорания в сутки является средневзвешенным значением высшей теплоты сгорания за каждый час суток рассчитывается по формуле: где: - средневзвешенное значение высшей теплоты сгорания в сутки; - значение высшей теплоты сгорания по i-й час; - объем газа в час. Высшая теплота сгорания за месяц является средневзвешенным значением высшей теплоты сгорания за каждые сутки и рассчитывается по формуле: где: - средневзвешенное значение высшей теплоты сгорания за месяц; - средневзвешенное значение высшей теплоты сгорания по i-е сутки; - объем газа в сутки. 15. Требования к техническим решениям, которые применяются при строительстве, реконструкции или капитальном ремонте коммерческих ВОГ (ПИРГ), определяются: для коммерческих ВОГ (ПИРГ), находящихся в собственности оператора газотранспортной системы - оператором газотранспортной системы; для коммерческих ВОГ (ПИРГ), находящихся не в собственности оператора газотранспортной системы - техническими условиями, которые выдаются оператором газотранспортной системы. 16. Ввод в эксплуатацию собственником нового или реконструированного коммерческого ВОГ (ПИРГ) проводится не ранее чем через 10 рабочих дней с даты представителей оператора смежных систем или других субъектов, непосредственно подключенных к газотранспортной системе о проведении проверки готовности ввода коммерческого ВОГ (ПИРГ) в эксплуатации с оформлением двустороннего акта. Сообщение должно содержать дату, время и место проведения проверки готовности ввода коммерческого ВОГ (ПИРГ). Ввод в эксплуатацию коммерческого ВОГ (ПИРГ) проводится в присутствии инженерно-технического персонала владельца коммерческого ВОГ (ПИРГ) в дату, указанную в сообщении. 17. Если на дату, указанную в письменном сообщении, представитель оператора смежных систем или других субъектов, непосредственно подключенных к газотранспортной системе, не явился для ввода коммерческого ВОГ (ПИРГ) в эксплуатацию, то владелец коммерческого ВОГ (ПИРГ) имеет право составить акт ввода в эксплуатацию коммерческого ВОГ (ПИРГ) в одностороннем порядке с отметкой в акте, представитель оператора смежных систем или других субъектов, непосредственно подключенных к газотранспортной системе, для участия в введении коммерческого ВОГ (ПИРГ) эксплуатацию не появился. Копию одностороннего акта оператор газотранспортной системы направляет регулятор. 18. В случае соответствия коммерческого ВОГ (ПИРГ) требованиям технических регламентов и норм, правил и стандартов, что подтверждается уполномоченными на это организациями, оператор смежной системы или других субъектов, непосредственно подключенных к газотранспортной системе, не может отказать владельцу коммерческого ВОГ (ПИРГ ) в подписании акта ввода ВОГ (ПИРГ) в коммерческую эксплуатацию. 19. Владелец коммерческого ВОГ (ПИРГ) обеспечивает его бесперебойное и надежное функционирование и осуществляет неотложные меры по восстановлению работоспособности ВОГ (ПИРГ) с последующим информированием оператора смежной системы каналами диспетчерской связи. Капитальный, текущий ремонт, техническое обслуживание ВОГ (ПИРГ), что требует вмешательства в работу измерительных систем, осуществляется его владельцем за письменным уведомлением оператора смежной системы без предварительного согласования с ним технических решений путем составления двустороннего протокола (акта) о проведении таких работ. 20. Субъект рынка природного газа, на балансе которого находятся коммерческие или дублирующие ВОГ (ПИРГ), обеспечивает их надлежащее техническое состояние, своевременное внесение информации о ФХП природного газа в вычислители / корректоре. 21. На коммерческом ВОГ (ПИРГ) измерения объема газа проводятся с использованием электронных вычислителей / корректоров объема газа. Программное обеспечение вычислителей / корректоров и результаты измерения объема газа должны быть защищены от несанкционированного вмешательства. 22. Порядок проведения совместных проверок коммерческих ВОГ (ПИРГ), порядок взаимодействия сторон при возникновении внештатных ситуаций, порядок разрешения споров по вопросам определения количества транспортируемого природного газа и его ФХП определяются согласно требованиям этого раздела и правил о безопасности поставок природного газа. 23. Для повышения надежности измерений объема природного газа через коммерческие ВОГ (ПИРГ) оператор смежных систем или другие субъекты, непосредственно подключены к газотранспортной системе, имеют право устанавливать на коммерческом ВОГ (ПИРГ) дублирующие автоматические вычислители / корректоры и / или построить дублирующий ВОГ (ПИРГ) за пределами балансовой принадлежности владельца коммерческого ВОГ (ПИРГ). 24. Установление дублирующих вычислителей / корректоров или узлов учета газа осуществляется в соответствии с согласованными владельцем коммерческого ВОГ (ПИРГ) технического задания и рабочего проекта. В проекте дублирующего ВОГ (ПИРГ) отражаются потоки газа, границы балансовой принадлежности, расположение средств измерительной техники, газо-потребляющего или газо-регулирующего оборудования, их последовательность, коммутационные соединения и тому подобное. Установления дублирующих вычислителей / корректоров или узлов учета газа не должно влиять на работу коммерческого ВОГ. 25. Введение дублирующих вычислителей / корректоров или дублирующих ВОГ (ПИРГ) в эксплуатацию оформляется двусторонним актом. В случае установления дублирующих вычислителей / корректоров или ВОГ (ПИРГ) стороны имеют равные права на получение исходной информации и доступ к дублирующих измерительных комплексов. 3. Порядок проверок, поверок, экспертиз узлов учета газа 1. Субъект, который принимает природный газ в точке выхода или входа, имеет право контролировать правильность эксплуатации коммерческого ВОГ (ПИРГ), осуществлять его контрольный осмотр и / или техническую проверку (калибровки) согласно годовым графикам, согласованным субъектом, передает природный газ. 2. В случае необходимости внеочередного контрольного осмотра и / или технической проверки, поверки (калибровки) коммерческого ВОГ (ПИРГ) субъект, принимающий / передает природный газ, письменно доводит это до сведения владельца коммерческого ВОГ (ПИРГ). Проверка проводится в присутствии инженерно-технического персонала владельца ВОГ (ПИРГ) не позднее чем в 5-дневный срок со дня поступления письменного уведомления. 3. Оператор газотранспортной системы и субъект, принимающий / передает природный газ, имеют право осуществлять периодические и внеочередные проверки коммерческого ВОГ (ПИРГ) в присутствии инженерно-технического персонала владельца коммерческого ВОГ (ПИРГ) в рабочее время. 4. В случае выявления недостатков, влияющих на правильность определения количества и качества газа, оператор газотранспортной системы / субъект, принимающий / передает природный газ, делают записи в журнале и совместно с владельцем коммерческого ВОГ (ПИРГ) составляют двусторонний акт. 5. Если в согласованные сроки, определенные годовым графикам контрольных осмотров и / или технических проверок, поверок (калибровки), представитель (и) оператора смежной системы или других субъектов, непосредственно подключенных к газотранспортной системе, не явился (лись) на коммерческий ВОГ (ПИРГ) для участия в проведении проверки коммерческого узла учета газа или поверки (калибровки) средств измерительной техники (далее - СИТ), то владелец коммерческого ВОГ (ПИРГ) может самостоятельно распломбировать систему учета, обеспечить проведение проверки, поверки (калибровки) и составить протокол проверки, поверки (калибровки), в котором указать, что представитель оператора смежной системы для проведения проверки, поверки (калибровки) не явился. 6. В случае нештатной ситуации (выход из строя измерительного преобразователя, вычислителя, системы питания и искрозащиты) владелец коммерческого ВОГ (ПИРГ) должен немедленно принять меры по обеспечению нормальной работы коммерческого ВОГ (ПИРГ), о чем сообщает оператора смежной системы или других субъектов» объектов, непосредственно подключенных к газотранспортной системе диспетчерскими каналам связи, и может в одностороннем порядке проводить восстановительные работы (калибровка, настройка, обслуживание ЗСТ и приборов) с предыдущие распломбированием системы учета. 7. Между оператором газотранспортной системы и оператором смежной системы или другими субъектами, непосредственно подключенными к газотранспортной системе, соглашается график периодической проверки состояния приборов для определения ФХП природного газа в местах определения ФХП. 8. В случае необходимости внеочередной проверки состояния определения ФХП газа оператора смежной системы или других субъектов, непосредственно подключенных к газотранспортной системе, письменно доводит это до сведения владельца коммерческого ВОГ (ПИРГ) с указанием места, в котором должен быть осуществлен контрольный отбор пробы газа и времени осуществления этих мероприятий. Проверка проводится в присутствии инженерно-технического персонала владельца коммерческого ВОГ (ПИРГ) не позднее чем в 5-дневный срок со дня поступления письменного уведомления. 4. Порядок ведения учета газа в случае временной неисправности или вывода коммерческого ВОГ (ПИРГ) по эксплуатации 1. Коммерческий ВОГ (ПИРГ) может временно быть выведен из эксплуатации на период проведения поверки, проверки, капитального, текущего ремонта, ликвидации аварийных ситуаций или технического обслуживания. 2. При выводе из эксплуатации коммерческих ВОГ (ПИРГ) количество поданного газа за отчетный период определяется по показаниям дублирующих вычислителей / корректоров или дублирующих ВОГ (в случае их введения в эксплуатацию), а при их отсутствии - в соответствии с пунктами 4-6 этой главы. 3. В случае повреждения пломбы на коммерческом ВОГ (ПИРГ) другая сторона вправе требовать определения количества газа за текущий месяц на основании показаний дублирующего ВОГ (ПИРГ). 4. Если измерения не проводились за период не более 3-х часов, количество газа определяется на основании среднечасовых значений по 3:00 до вывода из эксплуатации и 3:00 после восстановления нормального режима при транспортировке газа. 5. Если измерения не проводились сроком до трех суток, количество газа определяется среднечасовой данными предыдущих трех суток. 6. Если измерения не проводились сроком более трех суток, объем газа определяется по данным предыдущих трех аналогичных периодов или техническим соглашением. 5. Порядок решения спорных вопросов относительно объема и ФХП переданного / принятого газа 1. Все споры (разногласия), возникающие при осуществлении учета природного газа, в том числе определение суточного или месячного объема и ФХП поданного газа, должны решаться путем переговоров. 2. Если принимающая сторона / передает природный газ, не согласен с определением суточного или месячного объема и ФХП поданного газа, то она должна заявить об этом другой стороне, принимающей / передает природный газ, в течение пяти дней с даты оформления акта или иного документа, подтверждающего значение объема и ФХП поданного (принятого) газа. 3. В случае возникновения между сторонами спорных вопросов по результатам измерений объема природного газа или технических, в том числе метрологических характеристик средств измерительной техники, принимающей стороны / передает природный газ, имеют право требовать проведения экспертной поверки средств измерительной техники. Если результаты поверки негативные, оплата за проведение экспертной поверки проводится владельцем этих приборов, при положительных результатах поверки - субъектом, который требовал проведения экспертной поверки. 4. В случае невозможности достижения согласия (в том числе на основании результатов проведенной экспертной поверки) путем переговоров предъявлены спорные вопросы передаются на рассмотрение в суд. 5. До урегулирования разногласий и принятия решения суда объем переданного (принятого) газа устанавливается в соответствии с результатами измерений коммерческого ВОГ (ПИРГ). 6. Порядок обмена данными о измеренные объемы газа и организация системы сбора передачи данных 1. До 5-го числа месяца, следующего за отчетным, владелец коммерческого ВОГ (ПИРГ) предоставляет другой стороне, принимающей / передает природный газ, в электронном виде информацию, которая содержится в почасовых распечатках, в полном объеме (объем и ФХП газа, характер и продолжительность аварийных ситуаций и вмешательств). 2. По договоренности сторон, осуществляющих прием-передачу природного газа, оператор газотранспортной системы может предоставлять информацию о количестве и объеме газа в точках входа и точках выхода путем ее опубликования на своем веб-сайте. В противном случае принимающая сторона газ в точке входа или точке выхода, имеет право на непрерывное получение информации в электронном виде в соответствии с разработанным проектом системы передачи данных (оборудование, линии связи), согласованного с владельцем коммерческого узла учета. На основании согласованного проекта принимающая сторона газ, обеспечивает приобретение, установку и настройку системы передачи данных. Информация предоставляется с персональной электронной вычислительной машины подразделения оператора газотранспортной системы, к которой поступает информация с вычислителей и корректоров. 3. Оператор газотранспортной системы, операторы смежных систем и другие субъекты, непосредственно подключены к газотранспортной системе, согласовывают периодичность и условия предоставления доступа к телеметрических данных с систем телеметрии в технических сделках. 4. Если определенная точка входа или выхода не оборудована системой телеметрии или произошла авария системы телеметрии, необходимые данные будут передаваться способом, установленный в этой главе или в технических сделках. 5. При новом присоединении оператор газотранспортной системы определяет требования к установке систем телеметрии и доступа к телеметрических данных операторам смежных систем и другим, непосредственно подключенным к газотранспортной системе, при присоединении к газотранспортной системе в соответствующих технических условиях на новых присоединениях. 6. В случае если оператор газотранспортной системы не является собственником или пользователем на коммерческого ВОГ (ПИРГ), он имеет право: установить в этом пункте телеметрические устройства, которые служат для передачи данных измерений, при этом право собственности на установленные телеметрические устройства будет иметь сторона их установила; получать данные измерений с установленной информационной телеметрической системы. 7. В случае возникновения аварии системы телеметрии сообщение об этой аварии другим сторонам, пользующихся телеметрическими данными, является обязанностью субъекта, эксплуатирует телеметрические устройства. Владелец или пользователь пункта обязан передать другой стороне, пользуется телеметрическими данными, информацию о возникновении аварии не позднее следующего рабочего дня, если иной срок не установлен в техническом соглашении. 7. Документальное оформление приема-передачи природного газа 1. Порядок приема-передачи природного газа в точках входа и точках выхода на межгосударственном соединении определяется соответствующим соглашением о взаимодействии между оператором газотранспортной системы и оператором смежной газотранспортной системы. Заказчик услуг транспортировки вместе с оператором смежной газотранспортной системы и оператором газотранспортной системы заключают до 5-го числа следующего месяца акты приема-передачи газа на объемы, которые заказчик услуг транспортировки получил или направил в точках входа и точках выхода на межгосударственном соединении за это газовый месяц. 2. Оформление актов приемки-передачи природного газа между оператором газотранспортной системы и смежным газодобывающим предприятием, оператором смежной системы или прямым потребителем в соответствии с требованиями настоящего раздела, технического соглашения и с учетом следующего: 1) прием-передача природного газа между оператором газотранспортной системы и смежным газодобывающим предприятием оформляется актами приема-передачи, которые подписываются представителями этих сторон не позднее 5-го числа месяца, следующего за отчетным. Если к сетям смежного газодобывающего предприятия подключены другие газодобывающие предприятия, смежное газодобывающее предприятие обязано в акте приема-передачи природного газа детализировать общий объем газа по всем газодобывающих предприятиях, через его сети подают газ в газотранспортной системы; 2) приемки-передачи природного газа между оператором газотранспортной системы и оператором LNG оформляется актами приема-передачи, которые подписываются представителями этих сторон не позднее 5-го числа месяца, следующего за отчетным; 3) приемки-передачи природного газа между оператором газотранспортной системы и оператором газохранилища оформляется актами приема-передачи, которые подписываются представителями этих сторон не позднее 5-го числа месяца, следующего за отчетным; 4) приемки-передачи природного газа между оператором газотранспортной системы и оператором газораспределительной системы происходит в точках коммерческого учета газа на газораспределительных станциях и оформляется актами приема-передачи, которые подписываются представителями этих сторон не позднее 5-го числа месяца, следующего за отчетным; 5) приемки-передачи природного газа между оператором газотранспортной системы и прямым потребителем происходит в точках коммерческого учета газа и оформляется актами приема-передачи, которые подписываются представителями этих сторон не позднее 5-го числа месяца, следующего за отчетным. 3. Различия в части объема принятого / переданного природного газа регулируются в соответствии с условиями настоящего Кодекса, технического соглашения, а в случае не достижения согласия - в суде. 4. До вынесения окончательного судебного решения объем переданного (принятого) газа устанавливается в соответствии с показаниями коммерческого узла учета газа. 5. Владелец коммерческого ВОГ (ПИРГ) должен составить и предоставить другой стороне до 5-го числа месяца, следующего за отчетным, месячный паспорт-сертификат физико-химических характеристик газа, в котором указываются все ФХП, подлежащих контролю в соответствии с пунктом 13 главы 1 этого раздела, в том числе средневзвешенное значение высшей теплоты сгорания за месяц (в кВт · ч / м - 3 с разрядностью отображения два знака после целой части). 6. Оформление актов приемки-передачи природного газа с заказчиками услуг транспортировки в соответствии с требованиями этого раздела и с учетом следующего: 1) заказчик услуг транспортировки в лице поставщика вместе с оператором газотранспортной системы и прямым потребителем заключают до 5-го числа следующего месяца акты приема-передачи природного газа на объемы, которые заказчик услуг транспортировки направил в точку выхода к такому потребителя этот газовый месяц; 2) заказчики услуг транспортировки, которые заключили договоры купли-продажи природного газа в виртуальной торговой точке, оформляют акты приема-передачи природного газа (с учетом одного экземпляра, который остается у оператора газотранспортной системы) и предоставляют оператору газотранспортной системы для согласования объема газа, передаваемой сторонами. 7. Оформление актов приема-передачи газа заказчика услуг транспортировки от / до операторов смежных систем к / от оператора газотранспортной системы осуществляется с учетом следующего: 1) заказчик услуг транспортировки вместе с оператором установки LNG заключают акты приема-передачи природного газа на объемы, которые заказчик услуг транспортировки подал на точки входа к оператору газотранспортной системы от установки LNG; 2) заказчик услуг транспортировки вместе с оператором газохранилищ заключают акты приема-передачи природного газа на объемы, которые заказчик услуг транспортировки подал в точки входа / выхода оператора газотранспортной системы от / до газохранилища за это газовый месяц. 8. До 7-го числа следующего месяца: 1) на основании актов приема-передачи природного газа, заключенных в соответствии с подпунктом 1 пункта 6 настоящей главы, оператор газотранспортной системы вместе с заказчиком услуг транспортировки оформляют и подписывают сводный реестр реализации газа потребителям на объемы газа, которые такой заказчик услуг транспортировки подал в точках выхода к прямым потребителей за этот газовый месяц; 2) на основании актов приема-передачи природного газа, заключенных между оператором газораспределительной системы и потребителями (кроме бытовых потребителей), в соответствии с положениями Кодекса газораспределительных систем, утвержденного постановлением Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг, от 30 сентября 2015 № 2494 (далее - Кодекс газораспределительной системы), оператор газораспределительных систем оформляет и подписывает сводный реестр о фактическом объеме распределения природного газа по потребителям за этот газовый и месяц в разрезе структурных подразделений оператора газотранспортной системы и / или структурных подразделений газодобывающего предприятия, регионов и категорий потребителей за этот газовый месяц и предоставляет оператору газотранспортной системы экземпляр подписанного оригинала такого реестра. Информация, указанная в настоящем пункте, предоставляется в соответствии с формами оператора газотранспортной системы и размещается на его веб-сайте. 9. До 8-го числа следующего месяца газодобывающих предприятий и смежное газодобывающих предприятий предоставляют оператору газотранспортной системы отчет о фактическая добыча природного газа за этот газовый месяц. 10. До 8-го числа следующего месяца предоставляют оператору газотранспортной системы: 1) оператор установки LNG на основании актов приема-передачи газа, оформленных в соответствии с подпунктом 2 пункта 7 настоящей главы, - сводные реестры природного газа по объемам газа, которые были поданы в точках входа в оператора газотранспортной системы за этот газовый месяц в разрезе заказчиков услуг транспортировки; 2) оператор газохранилищ на основании актов приема-передачи газа, оформленных в соответствии с подпунктом 3 пункта 7 настоящей главы, - сводные реестры природного газа по объемам газа, которые были поданы в точки входа и / или получено в точках выхода за это газовый месяц в разрезе заказчиков услуг транспортировки. Информация, указанная в настоящем пункте, предоставляется в соответствии с формами оператора газотранспортной системы и размещается на его веб-сайте. 11. Передача природного газа, поданного к газотранспортной системе между заказчиками услуг транспортировки, осуществляется в виртуальной торговой точке путем подачи оператору газотранспортной системы торговых уведомлений в соответствии с требованиями главы 2 раздела XIV настоящего Кодекса. IV. Условия взаимодействия с оператором газотранспортной системы, порядок присвоения EIC -кодов и требования к информационной платформы 1. Условия взаимодействия с оператором газотранспортной системы 1. Взаимоотношения между смежными операторами газотранспортных систем регулируются соглашением о взаимодействии положения которого не могут противоречить положениям настоящего Кодекса. 2. Правоотношения между оператором газотранспортной системы и оператором установки LNG / оператором газохранилища / газодобывающим предприятием / оператором газораспределительной системы / прямым потребителем по получению доступа к мощности, оказание услуг по транспортировке, в том числе совершение действий по урегулированию суточных небалансов в газотранспортной системе, регулируются договором транспортировки природного газа, заключенным в соответствии с Типовой договор транспортировки природного газа, утвержденного постановлением Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сфере энергетики и коммунальных услуг, от 30 сентября 2015 № 2497. Взаимоотношения по определению ФХП, правил учета, приема-передачи природного газа и т.п. регулируются положениями настоящего Кодекса и техническим соглашением, заключенным между оператором газотранспортной системы и оператором установки LNG / оператором газохранилища / смежным газодобывающим предприятием / оператором газораспределительной системы / прямым потребителем, которая предусматривает: основы обмена информацией, в том числе спецификациями в формате данных и протоколов, которые дают возможность сотрудничества с системой обмена информацией оператора газотранспортной системы; установления предельно допустимых значений минимального и максимального давления газа; порядок определения количества природного газа и порядок определения физикохимических показателей природного газа; порядок ограничения (прекращения) транспортировки природного газа в случае несоответствия физико-химическим показателям, указанным в настоящем Кодексе; порядок проверки, поверки (в том числе совместной) коммерческих узлов учета газа; порядок предоставления доступа к телеметрических и измерительно-расчетных данных; порядок получения исходной информации от коммерческого (дублирующего) узла учета; обязательства по передаче прогнозных объемов закачки и отбора природного газа в сроки и на условиях, определенных в Кодексе (для оператора газохранилища) порядок предоставления сведений, необходимых для проведения распределения плановых объемов транспортировки заказчикам услуг транспортировки в точках входа / выхода; порядок согласования графиков и порядок проведения ремонтных работ и работ по модернизации, которые влияют на условия работы смежных систем; порядок действий в случае возникновения перебоев в работе смежных систем; порядок уведомления об авариях и порядок взаимодействия сторон в случае их возникновения; порядок взаимодействия и контактные данные диспетчерских служб оператора газотранспортной системы и оператора газохранилищ; порядок обмена информацией о запланированных инвестиций, которые влияют на условия работы смежных систем (для операторов смежных систем); порядок урегулирования споров; перечень коммерческих и / или дублирующих узлов учета газа, установленных в физических точках входа / выхода в / из газотранспортной системы, определяются техническим соглашением. 2. Порядок присвоения EIC -кодов субъектам рынка природного газа 1. С целью унификации и однозначной идентификации субъектов рынка природного газа и точек коммерческого учета, размещенных на объектах газовой инфраструктуры, и для обеспечения упрощения процедур изменения поставщиков природного газа и электронного обмена данными между субъектами рынка природного газа на национальном уровне используется система кодирования, рекомендованная Европейской сетью операторов газотранспортных систем (ENTSOG). Для кодирования используется EIC -код. На рынке природного газа используются EIC -коды, присвоенные в соответствии с регламентом EIC-схемы для кодирования и идентификации в энергетике. Каждому субъекту рынка природного газа и / или точке коммерческого учета может быть присвоено только один EIC -код. Схема идентификации требует, чтобы присвоены EIC -коды были уникальными и неизменными в течение долгого периода времени. 2. EIC -коды, выданные уполномоченным органом их выдачи за пределами Украины, местным издательским бюро, являются действительными на территории Украины и принимаются оператором газотранспортной системы. 3. EIC -код представляет собой фиксированную по длине последовательность алфавитно-цифровых символов (16 позиций), которая состоит из таких атрибутов: 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 Код идентификации субъекта рынка природного газа соответствующей группы (в том числе прямого потребителя, оператора газораспределительных систем) или код коммерческой точки учета Коды группы: 00-00 - потребители оператора газотранспортной системы и точки коммерческого учета оператора газотранспортной системы; 01-89 - операторы газораспределительных систем, потребители оператора газораспределительных систем и точки учета; 16 90-90 - операторы газохранилищ; 91-91 - операторы установки LNG; 92-92 - субъекты рынка природного газа, занимающиеся добычей (производством) природного газа; 93-93 - субъекты рынка природного газа, занимающиеся оптовой покупкой, продажей или поставкой природного газа; 94-WW - другое или резерв Коды типа объекта: Х - субъект рынка природного газа; Z - точка коммерческого учета; Y - географическая или экономическая зона; W - объекты с физическим местоположением; V - физическое или логическое местонахождение Коды издательского бюро: центральное издательское бюро; местное издательское бюро Символ контрольной суммы EIC-кода формируется как свертка первых 15 позиций кода Код издательского бюро - атрибут уникального кода, идентифицирующий: центральное издательское бюро - административная структура, входящая в состав ENTSOG и отвечает за выдачу EIC -кодов компаниям, осуществляющим трансграничное транспортировки (продажа) природного газа; местное издательское бюро - оператор газотранспортной системы, выдает EIC -коды субъектам рынка природного газа в Украине (выдает национальные EIC -коды). Код типа объекта - атрибут, характеризующий тип объекта газового рынка: Х - субъект рынка природного газа, который действует как отдельный субъект хозяйствования (оператор газотранспортной системы, оператор газораспределительной системы, оператор газохранилища, оператор установки LNG, оптовый продавец, оптовый покупатель, поставщик, потребитель, заказчик услуг транспортировки, заказчик услуг транспортировки, распределения, хранения (закачка, отбор) природного газа, заказчик услуги установки LNG, субъект рынка природного газа, занимается добычей (производством) природного газа); Z - точка коммерческого учета, относительно которой определяются и учитываются значения объемов и объемов транспортировки, поступления, распределения, передачи и потребления природного газа за определенный период; Y - географическая или экономическая зона; W - объекты с физическим местоположением, которые должны использоваться для производства, потребления или хранения энергии (генераторные установки, производственные подразделения, терминалы СПГ, газовые хранилища и т.п.); V - физическое или логическое местонахождение, где располагаются или могли бы располагаться сторона или ИТ-система стороны (конечные точки, узлы и т.д.). Код группы субъектов рынка природного газа - определенный оператором газотранспортной системы классификатор типов субъектов рынка природного газа в Украине: 00-00 - потребители, присоединенные к газотранспортной системе оператора и точки коммерческого учета оператора газотранспортной системы; 01-89 - операторы газораспределительных систем, потребители, присоединенные к газораспределительных систем, и точки коммерческого учета в газораспределительной системе; 90-90 - операторы газохранилищ; 91-91 - операторы установки LNG; 92-92 - газодобывающие предприятия; 93-93 - субъекты рынка газа, занимающиеся оптовой покупкой, продажей или поставкой газа; 94-WW - другое или резерв. Код идентификации субъекта рынка природного газа соответствующей группы определенный оператором газотранспортной системы или оператором газораспределительной системы алфавитно-цифровой код, идентифицирующий субъекта рынка природного газа, в том числе потребителя, который присоединен к газораспределительной системы или код точки коммерческого учета, используется для определения объемов и объемов природного газа для составления актов приема-передачи между субъектами рынка природного газа и их взаиморасчетов. Как символы последовательности EIC-кода в позициях с 01 по 15 включительно могут использоваться символ «-», цифры от «0» до «9», большие буквы латинского алфавита от «A» до «W». Символ контрольной суммы EIC-кода (позиция 16) предназначен для обеспечения контроля целостности кода и валидации данных. Символ контрольной суммы формируется согласно регламенту, рекомендованным ENTSOG: «EIC-схема для кодирования и идентификации в энергетике». Как символ контрольной суммы используются цифры от «0» до «9» и прописные буквы латинского алфавита от «A» до «Z». 4. Оператор газотранспортной системы отвечает за организацию правильного и корректного распределения EIC-кодов субъектам рынка природного газа Украины. По заявлению оператора газораспределительной системы оператор газотранспортной системы в течение двух рабочих дней с момента предоставления заявления в соответствии с требованиями настоящей главы присваивает каждому оператору газораспределительной системы уникальный EIC-код и код группы (позиции с 04 по 05 ЭIС-кодов). Оператор газораспределительной системы придает EIC-коды всем потребителям, которые присоединены к газораспределительной системы соответствующего оператора и соответствующих EIC -кодов их точек коммерческого учета (при необходимости). Оператор газораспределительной системы после присвоения EIC-кодов потребителям, которые присоединены к газораспределительной системы соответствующего оператора и соответствующих EIC -кодов их точек коммерческого учета (при необходимости), передает их оператору газотранспортной системы в течение 5 рабочих дней с момента присвоения по форме оператора газотранспортной системы в электронном виде с использованием электронной цифровой подписи уполномоченного лица. Оператор газотранспортной системы придает EIC-код оператору газохранилища, оператору установки LNG, а также каждому потребителю, который присоединен непосредственно к газотранспортной системе, и EIC-коды их соответствующим точкам коммерческого учета, о чем информирует указанных субъектов рынка природного газа. Оператор газотранспортной системы: по заявлению субъекта рынка природного газа, занимается добычей (производством) газа, придает субъекту уникальный EIC-код и EIC -коды соответствующих точек коммерческого учета; по заявлению субъекта рынка природного газа, занимается оптовой куплей-продажей или поставкой газа, придает субъекту уникальный EIC-код. Оператор газотранспортной системы в течение 2-х рабочих дней с момента получения заявления от субъекта рынка природного газа при условии соблюдения положений этого раздела придает субъекту EIC-код. 5. Субъект рынка природного газа самостоятельно определяет круг лиц (других субъектов рынка природного газа), которым доступны данные EIC-кода и другая сопутствующая информация, которая может быть использована в договорных отношениях на рынке природного газа. 6. Оператор газотранспортной системы имеет право отклонить заявление на присвоение EIC -кода субъекта рынка природного газа в случае недостоверности и несоответствия представленных данных заявителем в форму, установленной местным издательским бюро. 7. Присвоение EIC-кода осуществляется на безвозмездной основе. 3. Технические требования к информационной платформы оператора газотранспортной системы 1. Для обеспечения электронного взаимодействия и документооборота между субъектами рынка природного газа, в том числе для организации заказа и сопровождения услуг транспортировки природного газа в условиях суточного балансировки газотранспортной системы, а также между субъектами рынка природного газа и операторами торговых платформ оператор газотранспортной системы обязан создать и поддерживать функционирование информационной платформы. Информационная платформа состоит из аппаратного и программного обеспечения. Программное обеспечение информационной платформы должна соответствовать требованиям действующих нормативно-правовых актов и нормативных документов по системе технического и программного защиты информации. Целостность, доступность, конфиденциальность и защиту от несанкционированного доступа к информации реализуются на информационной платформе в соответствии с требованиями законодательства Украины и настоящего Кодекса. 2. Информационная платформа должна быть доступной всем субъектам рынка природного газа и операторам торговых платформ в пределах их прав, определенных этим Кодексом, для обеспечения ими действий, связанных с заключением сделок по краткосрочным стандартизированными продуктами, заказу, предоставлением и сопровождением услуг транспортировки природного газа, в том числе для представления номинаций / реноминаций, проверки величин денежных взносов (финансовой гарантии), а также других действий, предусмотренных настоящим Кодексом. Для совершения вышеуказанных действий веб-приложение информационной платформы должен быть доступен в сети Интернет круглосуточно, семь дней в неделю. Субъекты рынка природного газа, которые заключили (перезаключили) с оператором газотранспортной системы договор транспортировки, приобретают права доступа к информационной платформы и статуса пользователя платформы с момента заключения (перезаключения) договора. Оператор газотранспортной системы присваивает каждому такому субъекту рынка природного газа идентификатор пользователя платформы и создает на информационной платформе интерфейс такого пользователя в соответствии с его статусом субъекта рынка природного газа (поставщик, оператор газораспределительной системы, оптовый продавец / покупатель, оператор газохранилищ и т.д.), о чем должен сообщить последнего. При этом приложением к договору определяются уполномоченные лица субъекта рынка природного газа (пользователя платформы), приложении 1 к настоящим Кодексом, к которому прилагаются в письменной форме доверенности пользователя платформы на каждую уполномоченное лицо. Информационная платформа должна быть доступной для других пользователей исключительно для просмотра публичной информации без права совершения других действий. Пользователям, которые имеют полномочия на совершение определенных действий, предусмотренных настоящим Кодексом, право доступа предоставляется после регистрации оператором газотранспортной системы заявления о получении статуса пользователя системы по процедуре, определенной оператором газотранспортной системы на своем сайте, и электронной регистрации уполномоченных лиц пользователя платформы по представлению оператору газотранспортной системы оповещения на создание учетной записи уполномоченных лиц пользователя платформы по форме, приведенной в приложении 1 к этому в Кодекс, к которому должны быть приложены в письменной форме доверенности пользователя платформы на каждую уполномоченное лицо. Оператор газотранспортной системы обеспечивает помощь участникам рынка природного газа в работе с информационной платформой. Контактная информация и часы работы службы поддержки информационной платформы публикуются на сайте оператора газотранспортной системы. 3. Обмен данными между уполномоченными лицами пользователей информационной платформы и информационной платформой (оператором газотранспортной системы) происходит через электронную почту и интерфейс информационной платформы вебприложения. В случае если электронная почта недоступна, уполномоченное лицо пользователя платформы должна сообщить об этом оператора газотранспортной системы. С целью контроля целостности и достоверности информации, которая передается в электронном виде, а также подтверждение ее авторства при обмене информацией оператор газотранспортной системы обеспечивает использование электронной цифровой подписи. Все операции, осуществляемые через информационную платформу, хранятся информации относительно соответствующего пользователя информационной платформы и времени совершения сделки. Вся информация о временных рамок, указанная в настоящем Кодексе (в частности конечные сроки подачи номинаций / реноминаций, прогнозирования и т.д.), приводится в соответствие с системного времени информационной платформы. Интерфейс пользователя должен работать по системным временем информационной платформы. Уполномоченное лицо пользователя информационной платформы выполняет операции по конфигурации его учетной записи в интерфейсе пользователя. 4. Каждый пользователь информационной платформы обязуется соблюдать правила конфиденциальности относительно доступа к платформе и интерфейса пользователя, в частности пользователь обязуется убедиться, что уполномоченное им лицо, осуществляющее от имени пользователя действия на информационной платформе: сохраняет свой личный закрытый ключ в тайне и таким образом, чтобы никто другой не мог получить доступ к ключу; использует свой личный закрытый ключ и электронную регистрацию исключительно в интересах пользователя и в соответствии с правилами пользования информационной платформой, которые соответствуют требованиям Кодекса ГТС; информирует оператора газотранспортной системы о доступе посторонних лиц к информации о ее личный закрытый ключ и ее разглашение (в связи с чем оператор газотранспортной системы по обращению пользователя платформы блокирует личный ключ к дальнейшему его изменения). Все прямые и / или косвенные убытки, связанные с доступом к информации о личном ключ посторонних лиц и ее разглашением и нанесенный с момента получения доступа посторонних лиц к информации о личном ключ и ее разглашение и до момента информирования об этом оператора газотранспортной системы, возлагаются исключительно на пользователя платформы, по вине которого произошел доступ к информации посторонних лиц. В случае изменения данных уполномоченных лиц пользователя пользователь информационной платформы направляет оператору газотранспортной системы новое сообщение с общим перечнем уполномоченных лиц. 5. Оператор газотранспортной системы выполняет функции администратора информационной платформы и публикует на своем сайте: инструкцию по пользованию информационной платформой, а также выдержки из нормативно-правовых актов, связанных с пользованием информационной платформой; контактные данные (фамилия, имя, отчество, номера факсов и телефонов, электронные адреса) работников оператора газотранспортной системы, ответственных за работоспособность информационной платформы и взаимодействие с участниками рынка природного газа, контактную информацию и график работы службы поддержки информационной платформы; информацию о центрах сертификации ключей, необходимых пользователям информационной платформы для обеспечения ими электронной цифровой подписи (ЭЦП) в случаях, предусмотренных настоящим Кодексом; другую информацию, предусмотренную настоящим Кодексом. 6. В целях обеспечения коммуникации между заказчиками услуг транспортировки, в том числе для их самоорганизации с целью урегулирования собственных небалансов течение газовой суток (D), оператор газотранспортной системы должен создать и поддерживать на информационной платформе доску сообщений. Доска сообщений является инструментом для публикации (обнародования) заказчиками услуг транспортировки сообщений о намерениях отчуждения (продажи) или приобретение (покупки) определенных объемов природного газа. Размещение сообщений осуществляется без дополнительных затрат. Доска сообщений не должна быть связана с функциональными возможностями информационной платформы (за исключением идентификации заказчиков услуг транспортировки), поэтому: 1) сообщение о намерении отстранить (продать) или приобрести (купить) определенные объемы природного газа и / или любые другие сообщения обнародованы заказчиками услуг транспортировки на доске сообщение, не проверяются оператором газотранспортной системы; 2) заказчик услуг транспортировки, от имени которого его уполномоченным лицом было осуществлено размещение информации на доске сообщений отвечает за содержание и достоверность такой информации; 3) с помощью доски сообщений не проводятся операции через один модуль информационной платформы. Оператор газотранспортной системы не отвечает за любые прямые или косвенные потери или убытки, понесенные любым заказчиком услуг транспортировки в связи с работой доски сообщений или в связи с использованием или невозможностью использования, или по результатам использования доски сообщений и не несет ответственности за любые веб-сайты и материалы, размещенные на доске сообщений. Для обеспечения фактического приема-передачи природного газа между заказчиками услуг транспортировки (балансовым портфолио), которые разместили информацию на доске сообщений заказчики услуг транспортировки должны подать оператору газотранспортной системы соответствующие торговые оповещения в порядке, определенном в главе 2 раздела XIV настоящего Кодекса. 4. Требования к наполнению информационной платформы текущими и статистическим данным 1. Информационная платформа должна содержать следующие данные, в частности: 1) перечень точек входа / выхода в / из газотранспортной системы; 2) информацию о всех субъектов рынка природного газа, включая потребителей, которым в установленном порядке присвоены EIC -коды; 3) информацию о поставщике «последней надежды»; 4) информацию о поставщиках со специальными обязанностями; 5) информацию о Реестры потребителей поставщиков. 2. Информация о потребителях в информационной платформе должен содержать не менее: 1) EIC -код потребителя и при наличии EIC -коды его точек учета; 2) EIC-код физической точки выхода из газотранспортной системы; 3) данные закрепленных за потребителем действующих поставщиков и определенные ими периоды поставки; 4) данные по изменению поставщиков с начала функционирования информационной платформы; 5) информацию о прогнозах потребления природного газа на каждую газовую сутки (D) для потребителей, по которым отбор / потребления не измеряется ежесуточно; 6) информацию о предыдущих объемы потребления каждой газовой суток (D); 7) информацию о фактическом суточное потребление; 8) информацию о потреблении каждого газового месяца (М) 9) данные периодов отсутствия у потребителя закрепленного поставщика (при их наличии) с начала функционирования информационной платформы; 10) данные периодов ограничения (прекращения) газоснабжения потребителю (если данные вносились по потребителю) с начала функционирования информационной платформы; 11) период измерения (отбор / потребления, измеряется ежесуточно, или отбор / потребления, не измеряется ежесуточно) 12) принадлежность потребителя к категории потребителей, поставки которым может осуществляться в рамках специальных обязанностей, которые в установленном порядке возложены решением Кабинета Министров Украины на основании статьи 11 Закона Украины «О рынке природного газа»; 13) принадлежность потребителя к категории бытовых; 14) информацию о периодах поставки природного газа потребителю поставщиком «последней надежды»; 15) срок предоставления уведомления потребителю о прекращении газоснабжения в соответствии с действующим законодательством (не менее чем за трое суток до даты, на которую оно запланировано, для потребителей и не менее чем за пять суток для предприятий металлургической и химической промышленности). 3. Порядок формирования Реестра потребителей поставщика и процедура смены поставщика на информационной платформе определяются в главе 5 настоящего раздела. 4. Оператор газотранспортной системы должен вносить в информационной платформы актуализированную информацию о всех точек входа / выхода в / из газотранспортной системы и информацию о всех субъектов рынка, с которыми оператор газотранспортной системы заключил договор транспортировки, в том числе по прямым потребителям. 5. Операторы газораспределительных систем в соответствии с требованиями закона и по формам оператора газотранспортной системы, согласованными с Регулятором, должны вносить в информационной платформы информацию, в частности: определенную подпунктами 1, 2, 5 - 8, 12, 13 пункта 2 настоящей главы, по всем потребителям, подключенных к газораспределительной системы; данные по операторов газораспределительных систем (при их наличии), которым природный газ передается с газораспределительной системы, с определением мест подключения таких операторов; данные по газодобывающих предприятий (при их наличии), промышленные газопроводы которых непосредственно подключены к газораспределительной системы. 6. Смежные газодобывающие предприятия, а также газодобывающие предприятия, непосредственно подключены к газораспределительных систем в соответствии с требованиями настоящего Кодекса и по формам, согласованным оператором газотранспортной системы с Регулятором, обязаны вносить в информационной платформы информацию о газодобывающих предприятий (при их наличии), добытый / произведенный газ которых передается в газотранспортную систему через смежное газодобывающих предприятий и / или газораспределительной системы через газодобывающее предприятие, непосредственно подключен к газораспределительной системы. 7. Поставщики в соответствии с требованиями закона должны вносить в информационной платформы информацию: собственных потребителей и периодов поставки им природного газа; номинаций / реноминаций. 8. Оператор газотранспортной системы в соответствии с требованиями главы 3 настоящего раздела предоставляет заказчикам услуг по транспортировке доступ к информационной платформы для внесения ими информации, предусмотренной настоящим Кодексом. 9. В случае присоединения нового потребителя к газораспределительной или газотранспортной системы их операторы должны внести в информационной платформы данные о таком потребителя не позднее чем через три дня после присвоения ему и / или его точке коммерческого учета персонифицированного EIC -кода. 5. Формирование Реестра потребителей поставщика 1. Поставка природного газа потребителю осуществляется на основании договора поставки природного газа между поставщиком и потребителем, который заключается в соответствии с Правилами поставки газа, утвержденных постановлением Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг, от 30 сентября 2015 № 2496 (далее - Правила поставки природного газа), и при условии включения потребителя в Реестр потребителей поставщика в информационной платформе в соответствующем расчетном периоде. Поставщик, кроме поставщика «последней надежды», не имеет права регистрировать потребителя в собственном Реестре потребителей поставщика в расчетном периоде, не согласованы с потребителем. 2. С момента регистрации потребителя поставщиком в информационной платформе поставщик приобретает статус действующего поставщика для такого потребителя (кроме будущих периодов поставки, которые забронированы за другими поставщиками в информационной платформе, поставки природного газа поставщиком «последней надежды» и случаев, предусмотренных пунктом 6 настоящей главы) и считается, что с этого момента указанный поставщик забронировал за собой этого потребителя на следующие расчетные периоды и является ответственным за объемы потребления природного газа этим потребителем. Регистрация потребителя в Реестре потребителей поставщиком «последней надежды» осуществляется на период, который не может превышать предельный срок поставки, определенный Законом Украины «О рынке природного газа» и Правилами поставки природного газа. Регистрация поставщиком, кроме поставщика «последней надежды», бытового потребителя осуществляется на бессрочный период. С момента регистрации на информационной платформе соглашения о аллокации поставщики, которые являются ее сторонами, приобретают статус действующих поставщиков для такого потребителя (в пределах долей, определенных аллокационным методом) на срок, соответствующий периоду поставки, определенном соглашением о аллокации. Поставщик, за исключением поставщика со специальными обязанностями, имеет право определить по потребителю, кроме бытового, в информационной платформе дату поставки природного газа таком потребителю (с которой потребитель будет исключен из Реестра потребителей такого поставщика) и / или определить периоды поставки природного газа таком потребителю. При этом в случае поставки природного газа поставщиком «последней надежды» конечная дата поставки определяется автоматически информационной платформой оператора газотранспортной системы в соответствии с предельного срока поставки, определенного Законом Украины «О рынке природного газа» и Правилами поставки природного газа. Конечная дата поставки природного газа не может быть определена поставщиком (в случае поставки природного газа поставщиком «последней надежды» автоматически на информационной платформе оператора газотранспортной системы) ранее чем через три дня (пять дней по потребителям, которые относятся к предприятиям металлургической и химической промышленности ) после даты внесения соответствующей информации. Информационная платформа должна отражать по потребителю забронированы поставщиком (поставщиками) периоды поставки природного газа и позволять поставщику регистрировать на информационной платформе период поставки природного газа в соответствии с заключенными с потребителем договоров (дополнительных соглашений), в том числе без указания конечной даты. Поставщик, который в забронированном за ним периоде поставки природного газа выходит с инициативой отказаться на информационной платформе от потребителя (исключить потребителя из Реестра поставщика) или сократить период поставки ему природного газа, имеет право это сделать, но при условии, что дата исключения потребителя из Реестра поставщика или соответственно конечная дата поставки природного газа потребителю может быть не ранее чем через три дня (пять дней потребителю, относится к предприятиям металлургической и химической промышленно те) после даты инициирования таких изменений на информационной платформе. Регистрация бытового потребителя осуществляется автоматически в Реестре потребителей поставщика« последней надежды »на информационной платформе оператора газотранспортной системы при условии отсутствия на информационной платформе информации об отключении или инициирования действующим поставщиком отключения его объекта в следующих случаях: отсутствие подтвержденной номинации и реноминации для газовой суток D до 02:00 UTC (04:00 по киевскому времени) часа для зимнего периода в газовую сутки (D-1) и 1:00 UTC (04:00 по киевскому времени) часа для летнего периода в газовую сутки (D-1) на точку выхода к газораспределительной системы, кроме случаев инициирования поставщиком «последней надежды» отключения по объекту такого потребителя. В таком случае поставка осуществляется со дня, следующего за днем включении в Реестр потребителей поставщика «последней надежды»; отсутствие за три дня до конечной даты поставки природного газа текущим поставщиком бытового потребителя в Реестре другого поставщика. В таком случае поставка осуществляется со дня, следующего за конечным днем поставки предыдущим поставщиком. Регистрация потребителя, не является бытовым, осуществляется автоматически в Реестре потребителей поставщика «последней надежды» на информационной платформе оператора газотранспортной системы при условии отсутствия на информационной платформе информации об отключении или инициирования действующим поставщиком отключения его объекта в случае, если действующем поставщику было остановлено действие или аннулирована лицензия на поставку природного газа. Дата начала поставок природного газа потребителю поставщиком «последней надежды» определяется в Реестре потребителей поставщика «последней надежды» на информационной платформе. Максимальный срок, на который потребителя регистрируют в Реестре потребителей поставщика «последней надежды», не может превышать шестьдесят дней и в любом случае должна длиться дольше чем до конца календарного месяца, следующего за тем месяцем, в котором произошла регистрация потребителя в Реестре потребителей поставщика «последней надежды». Информационная платформа ежедневно до 06:00 UTC (08:00 мск) часа для зимнего периода и 5:00 UTC (08:00 мск) часа для летнего периода газовой суток направляет операторам газораспределительных систем, оператору газотранспортной системы (относительно прямых потребителей) и поставщику «последней надежды» перечень ЭИСкодов потребителей, которые были в предыдущей газовой сутках зарегистрированы в Реестре потребителей поставщика «последней надежды». Операторы газораспределительных систем, оператор газотранспортной системы (относительно прямых потребителей) в течение трех суток обязаны предоставить поставщику «последней надежды» через информационную платформу информацию для потребителей, которые были зарегистрированы в Реестре потребителей поставщика «последней надежды», по форме оператора газотранспортной системы, согласованной регулятором. Информация скрепляется электронной подписью уполномоченного лица оператора газораспределительной системы / оператора газотранспортной системы (относительно прямых потребителей) и должна содержать: ЭИС-код потребителя или ЭИС-код точки коммерческого учета потребителя; название и ЕГРПОУ (для потребителей, не являющихся бытовыми) почтовый адрес объекта потребителя. В случае если за пять дней до конечной даты поставки природного газа текущим поставщиком информационная платформа не фиксирует такого потребителя в Реестре другого поставщика, в том числе в Реестре поставщика со специальными обязанностями или поставщика «последней надежды», информационная платформа одновременно направляет оператору газораспределительной системы (оператору газотранспортной системы по прямым потребителям) информационное сообщение об отсутствии у потребителя поставщика с определенной даты по форме оператора газотранспортной системы, согласованной с Регулятором. Оператор газораспределительной системы (оператор газотранспортной системы по прямым потребителям), получив такое сообщение, обязан в течение двух рабочих дней проинформировать такого потребителя об отсутствии в нем поставщика с определенной даты и возможные последствия для него и при необходимости предпринять меры по прекращению (ограничению) в установленном порядке газоснабжение объектов такого потребителя. Для осуществления деятельности поставщика« последней надежды »на информационной платформе обеспечивается функционирование отдельного реестра потребителей поставщика «последней надежды». 3. Если для потребителя согласно решению Кабинета Министров Украины определен поставщик со специальными обязанностями, на которого в установленном порядке возложены обязанности поставлять природный газ таком потребителю (не вправе отказать такому потребителю в заключении договора поставки природного газа), оператор газотранспортной системы регистрирует такого поставщика за потребителем на информационной платформе (на случай отсутствия у такого потребителя поставщика). Оператор газотранспортной системы посылает через информационную платформу всем поставщикам со специальными обязанностями Реестр закрепленных за ними потребителей. Термин «поставщик со специальными обязанностями» употребляется в значении, приведенном в Правилах поставки природного газа. В случае если потребитель, который дополнительно включен в Реестр поставщика со специальными обязанностями, будет исключен из Реестра других поставщиков в определенный период поставки, считается, что действующим поставщиком такого потребителя в этом периоде будет определен закрепленный за ним поставщик со специальными обязанностями. В случае если поставщик со специальными обязанностями по причинам задолженности потребителя (ненадлежащих расчетов) хочет отказаться от физической поставки природного газа таком потребителю в определенном периоде поставки, он должен инициировать меры по прекращению (ограничения) газоснабжения таком потребителю в соответствии с Правилами поставки природного газа. 4. Поставщик, который намерен поставлять природный газ новом потребителю, имеет право не позднее окончательного срока представления номинации на газовую сутки (D) газового месяца (М), определенного настоящим Кодексом, зарегистрировать за собой такого потребителя в информационной платформе, указав период поставки природного газа таком потребителю (при условии отсутствия потребителя в Реестре другого поставщика на период запланированной поставки, кроме Реестра поставщика «последней надежды»). Если при регистрации потребителя поставщиком информационная платформа обнаруживает этого потребителя в Реестре другого поставщика (кроме Реестр поставщика «последней надежды»), смена поставщика осуществляется с учетом этой главы Кодекса и Правил поставки природного газа. Поставщик, который намерен поставлять природный газ потребителю, который включен в Реестр потребителей поставщика« последней надежды », имеет право за одни сутки до конечного срока подачи номинации на газовую сутки (D), определенного настоящим Кодексом, включить такого потребителя к собственному Реестр потребителей поставщика на информационной платформе, указав период поставки природного газа таком потребителю. Для включения бытового потребителя, который включен в Реестр потребителей поставщика «последней надежды», в Реестр потребителей поставщика поставщик обязан загрузить на информационную платформу оператора газотранспортной системы информацию, которая скрепляется электронной подписью уполномоченного лица поставщика, относительно заявления-присоединения с условиями договора поставки природного газа бытовым потребителям, на основании которой такого бытового потребителя должно быть включено в Реестр потребителей поставщика, такая информация должна содержать: ЭИС-код бытового потребителя или ЭИС-код точки коммерческого учета бытового потребителя; номер, по которому поставщик зарегистрировал заявление-присоединение к условиям договора поставки природного газа бытовым потребителям; дату регистрации поставщиком заявления-присоединения с условиями договора поставки природного газа бытовым потребителям. При этом для поставщика природного газа, который осуществлял поставки природного газа таком бытовом потребителю в день включения этого потребителя в Реестр потребителей поставщика «последней надежды», дата регистрации поставщиком заявления-присоединения не может быть ранее чем дата включения такого бытового потребителя в Реестр потребителей поставщика « последней надежды ». В случае несоответствия ЭИС-кода бытового потребителя или ЭИС-кода точки коммерческого учета бытового потребителя, по которому поставщик включил бытового потребителя к своему Реестр потребителей поставщика, ЭИС-кода, предоставленном в информации, скрепленная электронной подписью уполномоченного лица поставщика, а также несоответствия требованиям этого пункта даты регистрации поставщиком заявления-присоединения с условиями договора поставки природного газа бытовым потребителям, регистрация бытового потребителя в Реестре потребителей такого поставщика не осуществляется, о чем информационная платформа автоматически уведомляет поставщика. При этом при условии выполнения таким поставщиком других требований этого Кодекса для начала поставок природного газа потребителю такой потребитель автоматически исключается из Реестра поставщика «последней надежды», о чем информационная платформа автоматически уведомляет поставщика «последней надежды». Если поставщик не выполняет другие требования настоящего Кодекса для начала поставок природного газа потребителю, такой потребитель из Реестра поставщика «последней надежды» не исключается до достижения предельного срока поставки поставщиком «последней надежды» или до начала поставок другим поставщиком, кроме случаев исключения потребителя поставщиком «последней надежды »по собственному Реестр потребителей поставщика до истечения предельного срока поставки на основаниях, определенных Правилами поставки природного газа. При изменении потребителем поставщика «последней надежды» на другого поставщика пункты 5-6 настоящей главы не применяются. 5. Для бытовых потребителей, если при их регистрации по поставщиком информационная платформа обнаруживает, что в инициированный поставщиком период поставки природного газа потребитель уже включен в Реестр другого поставщика на этот период, информационная платформа отклоняет регистрацию небытового потребителя поставщиком, инициировал регистрацию небытового потребителя собой, и направляет такому поставщику информационное сообщение с кодом причины отказа. Одновременно информационная платформа информирует действующего поставщика о том, что на забронированный им период поставки природного газа претендует другой поставщик (с указанием названия такого поставщика). В таком случае действующий поставщик обязан не позднее 10:00 утра восемнадцатой суток со дня информационного запроса совершить одну из следующих действий: подтвердить на информационной платформе согласие на переход небытового потребителя к новому поставщику с газовой эпохи, которая определялась в информационном запросе (но не позднее чем за двое суток до указанной газовой суток); подтвердить на информационной платформе согласие на переход небытового потребителя к новому поставщику, определив дату перехода, которая должна быть не позже чем на девятнадцатую сутки со дня информационного запроса; не согласовать на информационной платформе переход небытового потребителя к новому поставщику из-за наличия в небытового потребителя долговых обязательств за поставленный природный газ и инициировать через информационную платформу меры по прекращению (ограничения) газоснабжения таком потребителю (если до небытового потребителя еще не были применены меры по прекращению газоснабжения) не согласовать и предоставить оператору газотранспортной системы оригинал письма небытового потребителя о его несогласии на переход к новому поставщику (ввиду отсутствия договорных отношений с новым поставщиком, несоответствие забронированного периода поставки природного газа и т.п.). Если в срок, определенный в абзаце третьем настоящего пункта, действующий поставщик не совершил ни одного действия, предусмотренной в абзацах четвертом и пятом настоящего пункта, информационная платформа (оператор газотранспортной системы) регистрирует небытового потребителя новым поставщиком с 21 суток после информационного запроса действующему поставщика о согласовании изменения поставщика. 6. Для бытовых потребителей, в случае инициирования ими изменения действующего поставщика в соответствии с Правилами поставки природного газа, информационная платформа обеспечивает возможность подачи новым поставщиком природного газа сообщение о намерении бытового потребителя сменить поставщика с указанием даты получения им заявления-присоединения к договору поставки природного газа, которая не может быть ранее чем за три рабочих дня до даты подачи такого уведомления. Сразу после этого информационная платформа сообщает действующего поставщика о намерении его потребителя заключить договор поставки природного газа с другим поставщиком и указывает дату получения заявления-присоединения, которая является датой начала процедуры смены поставщика. Сообщение о намерении бытового потребителя сменить поставщика может быть подано обобщенно по всем бытовых потребителях (с указанием их ЭИС-кодов / ЭИСкодов точек коммерческого учета), которые обратились к поставщику природного газа. После представления новым поставщиком природного газа сообщение о намерении бытового потребителя сменить поставщика и до завершения процедуры смены поставщика или аннулирования сообщения о намерении бытового потребителя сменить поставщика все другие сообщения о намерении этого бытового потребителя сменить поставщика отклоняются на информационной платформе. В течение двадцати календарных дней со дня, следующего за днем получения новым поставщиком заявления-присоединения бытового потребителя к договору поставки природного газа (но не ранее третьего дня после представления новым поставщиком природного газа сообщение о намерении бытового потребителя сменить поставщика на информационной платформе), новый поставщик право закрепить такого потребителя в собственном Реестре потребителей поставщика. В случае незакрепления потребителя в собственном Реестре потребителей поставщика в течение определенного срока уведомления о намерении бытового потребителя сменить поставщика аннулируется и поставщик теряет возможность закрепить бытового потребителя в собственном Реестре потребителей поставщика. При этом информационная платформа в течение определенного срока должно обеспечивать возможность для нового поставщика аннулировать сообщение о намерении потребителя сменить поставщика по собственной инициативе. В таком случае информационная платформа тот же день сообщает действующего поставщика об аннулировании процедуры смены поставщика. Поставка природного газа новым поставщиком (аллокация потребленных потребителем объемов природного газа по новым поставщиком) осуществляется со дня, следующего за днем регистрации бытового потребителя в Реестре потребителей поставщика. 7. Информационная платформа обеспечивает возможность осуществления в автоматическом режиме проверки по ЭИС-кодом потребителя (точки коммерческого учета потребителя) наличия / отсутствия действующего поставщика природного газа в такого потребителя и дату поставки природного газа этим поставщиком (в случае наличия поставщика). 8. В случае отклонения оператором газотранспортной системы номинации заказчика услуг транспортировки на соответствующую точку выхода в прямой потребителя и / или газораспределительной системы или если такая номинация не была представлена оператору газотранспортной системы в установленный срок. Информационная платформа, с учетом требований настоящего Кодекса и при отсутствии потребителя (-ов) в реестре другого поставщика (-ов), информирует соответствующего оператора газораспределительной системы (оператора газотранспортной системы по прямым потребителям) об отсутствии заказанного поставщиком объема транспортировки природного газа для нужд потребителя (-ов), по исключениями того (-тех) потребителя (-ов), который (-ые) подлежит (ют) автоматической регистрации в Реестре потребителей поставщика «последней надежды» в порядке, предусмотренном пунктом 2 настоящей главы Кодекса. Операторы газораспределительных систем (оператор газотранспортной системы по прямым потребителям) на основании информации о потребителях, которым не заказанные поставщиком объемы транспортировки природного газа для их нужд, обязаны в течение двух рабочих дней на сутки с даты получения соответствующей информации от оператора газотранспортной системы проинформировать таких потребителей об отсутствии у них заказанных поставщиком объемов транспортировки природного газа с определенной даты и возможные для них последствия и обязаны начать меры по прекращению (ограничению) в установленном порядке распределения (транспортировки) газа на объекты таких потребителей. До истечения срока, установленного законодательством для прекращения (ограничения) транспортировки (распределения) природного газа таким потребителям, аллокация их отборов относится на действующего поставщика, за исключением случаев начала в этот период поставки природного газа таким потребителям поставщиком «последней надежды». По истечении срока, установленного законодательством для прекращения (ограничения) транспортировки (распределения) природного газа потребителям, аллокация фактического объема потребления природного газа такими потребителями осуществляется на соответствующем оператора газораспределительной системы (для прямых потребителей - на оператора газотранспортной системы). В случае если к моменту прекращения (ограничения) распределения (транспортировки) газа потребителям номинация заказчика услуг транспортировки будет подтверждена оператором газотранспортной системы, информационная платформа информирует соответствующего оператора газораспределительной системы (оператора газотранспортной системы по прямым потребителям) об отсутствии оснований для прекращения (ограничения) распределения (транспортировки) газа на объекты таких потребителей. Объекты таких потребителей не подлежат принудительному прекращению (ограничению) распределения (транспортировки) газа со стороны оператора газораспределительной системы (оператора газотранспортной системы по прямым потребителям). 9. Реестр потребителей поставщика котором было остановлено действие или аннулирована лицензия на поставку природного газа, удаляется из информационной платформы оператора газотранспортной системы со дня вступления в силу соответствующего решения регулятора. V. Условия надежной и безопасной эксплуатации газотранспортной системы, основные правила технической эксплуатации газотранспортной системы, планирование развития газотранспортной системы 1. Условия надежной и безопасной эксплуатации газотранспортной системы, основные правила технической эксплуатации газотранспортной системы 1. Оператор газотранспортной системы на началах отвечает за надежную и безопасную эксплуатацию, поддержание в надлежащем состоянии и развитие, включая новое строительство и реконструкцию газотранспортной системы, с целью удовлетворения ожидаемого спроса субъектов рынка природного газа на услуги по транспортировке природного газа, учитывая развитие рынка природного газа. 2. Эксплуатация газотранспортной системы осуществляет исключительно оператор газотранспортной системы в соответствии с требованиями действующего законодательства Украины, нормативными актами в сфере проектирования, строительства и безопасной эксплуатации объектов газотранспортной системы и техническими нормами и стандартами безопасности. 3. Оператор газотранспортной системы для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации газотранспортной системы: обеспечивает меры безаварийной эксплуатации газотранспортной системы, а именно комплекс работ, выполняемый на основании результатов технического осмотра или технического обследования (диагностирования) газотранспортной системы с целью обеспечения ее дальнейшей безаварийной эксплуатации путем проведения технического обслуживания, текущего или капитального ремонтов. Организация и проведение работ по техническому обслуживанию и ремонту газотранспортной системы устанавливаются техническими нормами, стандартами безопасности; принимает меры для обеспечения транспортировки природного газа в течение периодов чрезвычайно высокого потребления на выполнение правил о безопасности поставок природного газа и Национального плана действий; осуществляет меры физического балансировки; контролирует физико-химические показатели природного газа в точках входа и точках выхода; ограничивает поступление природного газа в газотранспортной системы в случаях, определенных Законом Украины «О рынке природного газа», Национальным планом действий, правилами о безопасности поставок природного газа; разрабатывает и внедряет планы локализации и ликвидации аварий; готовит и согласовывает в рамках заключенных технических сделок с оператором смежных систем план действий на случай возникновения перебоев в работе смежных систем; поддерживает и расширяет (при необходимости) контрольно-измерительные системы управления и телеметрии, а также системы объектной автоматики с целью возможности быстрой реакции на угрозы, которые могут возникнуть в газотранспортной системе; поддерживает техническое состояние устройств, установок, сетей, а также системных объектов в соответствии с требованиями технических норм и стандартов безопасности, проводит постоянный эксплуатационный контроль, в случае возникновения угроз немедленно начинает действия, направленные на их устранение; проводит оценку технического состояния газотранспортной системы и по ее результатам готовит инвестиционные планы и планы ремонта газотранспортной системы; разрабатывает и внедряет правила технической эксплуатации газотранспортной системы, в частности должны содержать требования к: линейной части магистральных газопроводов; компрессорных станций; газораспределительных станций; газо-измерительных станций и пунктов измерения расхода газа; электроустановок; телекоммуникационной сети оператора газотранспортной системы; метрологического обеспечения защиты от коррозии; контрольно-измерительных приборов, систем и средств автоматизации технологических процессов связи (технологического) организации эксплуатации газотранспортной системы; диагностирования; зданий и сооружений, принадлежащих к газовой инфраструктуре. 4. Проектирование и строительство (новое строительство, реконструкция, капитальный ремонт, техническое переоснащение) составляющих газотранспортной системы осуществляются в соответствии с законодательством в сфере градостроительной деятельности, технических норм и стандартов безопасности. 5. Проектирование и строительство (новое строительство, реконструкция, капитальный ремонт, техническое переоснащение) составляющих газотранспортной системы предусматриваются планом развития газотранспортной системы на следующие 10 лет и финансируются за счет средств, предусмотренных в тарифах на услуги транспортировки природного газа, платы за присоединение, банковских кредитов, средств, привлеченных из других источников, не запрещенных законодательством. 6. В случае строительства, реконструкции, капитального ремонта зданий, строений, сооружений, дорог, мостов, других объектов архитектуры работы по переносу составляющих газотранспортной системы выполняются оператором газотранспортной системы или другим субъектом, в соответствии с законодательством имеет право на проведение таких работ за счет средств заказчиков таких работ в соответствии с утвержденной проектно-сметной документации. 2. Планирование развития газотранспортной системы 1. Развитие газотранспортной системы производится с учетом текущих и будущих потребностей Украины в природном газе, обеспечения долговременной работоспособности газотранспортной системы, а также спроса на услуги транспортировки газотранспортной системой Украины. 2. Оператор газотранспортной системы осуществляет исследования потребности рынка в новой газотранспортной инфраструктуре, в том числе в межгосударственных соединениях, а также собирает информацию о многолетних прогнозов потребности в природном газе на отдельных территориях Украины. 3. При разработке плана развития газотранспортной системы на следующие 10 лет оператор газотранспортной системы обязан учитывать возможные изменения объемов добычи, купли-продажи, поставки, потребления природного газа (в том числе объемов трансграничной торговли природным газом), а также планы развития газотранспортных систем соседних государств, газораспределительных систем, газохранилищ и установки LNG. 4. Оператор газотранспортной системы разрабатывает и ежегодно до 31 октября представляет на утверждение Регулятору план развития газотранспортной системы на следующие 10 лет, составленный на основании данных о фактических и прогнозные показатели спроса и предложения на услуги по транспортировке природного газа. План развития газотранспортной системы на следующие 10 лет должно обеспечивать соответствие газотранспортной системы потребностям рынка природного газа и интересам безопасности поставок природного газа. 5. Десятилетний план развития газотранспортной системы должен определять: 1) основные объекты газовой инфраструктуры, строительство или реконструкция которых целесообразна в следующие 10 лет 2) подтверждены инвестиции, а также перечень новых инвестиций, которые должны быть осуществлены в течение следующих 3 лет 3) сроки реализации и приоритетность инвестиционных проектов. Десятилетний план развития газотранспортной системы состоит из: инвестиционной программы на первый планируемый год десятилетнего плана развития с указанием мероприятий за счет подтвержденных инвестиций; плана мероприятий на второй-третий планируемые года десятилетнего плана развития за счет подтвержденных и новых инвестиций; плана мероприятий на четвертый-десятый планируемые года десятилетнего плана развития с указанием потребности в инвестициях для их выполнения. 6. При разработке инвестиционной программы на первый планируемый год, которая является составной частью плана развития на десять лет, планов ремонтов, технического обслуживания и технического диагностирования, оператор газотранспортной системы принимает во внимание: требования по безопасной эксплуатации газотранспортной системы, а также обеспечение непрерывности предоставления газотранспортных услуг; необходимость приведения газотранспортной системы к обязательных норм и технических требований; фактическое техническое состояние элементов газотранспортной системы; снижение затрат на эксплуатацию; увеличение, при необходимости, технической мощности газотранспортной системы; присоединения к газотранспортной системе; экономическую эффективность мероприятий. 7. Для осуществления планирования оператор газотранспортной системы сотрудничает с операторами смежных систем, а также заказчиками услуг транспортировки. 8. С целью выполнения соглашений о взаимодействии на точках входа и / или выхода на межгосударственном соединении оператор газотранспортной системы по обращению заказчика услуг транспортировки присваивает такому заказчику услуг транспортировки отдельный код идентификации - шипер-код. Присвоение такого кода идентификации шипер-кода осуществляется на безвозмездной основе в порядке присвоения ЭИС-кодов, определенном настоящей главой. 3. Документальное оформление плана развития газотранспортной системы 1. Планирование мероприятий и финансирование плана развития должно осуществляться оператором газотранспортной системы с учетом технического состояния его основных фондов и других активов, необходимости обеспечения надлежащего уровня эксплуатации объектов газотранспортной системы и качества предоставления услуг транспортировки природного газа этой системой на долгосрочный период, уменьшение объемов производственно -технологических расходов, нормативных потерь природного газа, затрат топливного газа, а также принципов экономической целесообразности внедрения соответствующих мероприятий. Десятилетний план развития газотранспортной системы состоит из следующих разделов: раздел I - описание фактического состояния основных объектов газовой инфраструктуры оператора газотранспортной системы (фондов, активов) и необходимые меры для их поддержания на должном уровне в соответствии с регламентных процедур, предусмотренных нормативно-техническими документами, на следующие три года; раздел II - описание мероприятий, направленных на развитие газотранспортной системы за счет строительства новых объектов газотранспортной системы, включая новое строительство, реконструкцию, капитальный ремонт, техническое переоснащение (новые присоединения, инвестиции и т.д.), в последующие десять лет за счет плановых инвестиций; раздел III - описание мероприятий на первый год плана развития (инвестиционной программы) с указанием запланированных мероприятий и расходов в указанном периоде; раздел IV - план мероприятий на второй - третий планируемые года десятилетнего плана развития с указанием потребности в инвестициях для его выполнения; раздел V - план мероприятий на четвертый - десятый планируемые года десятилетнего плана развития с указанием потребности в инвестициях для его выполнения. 2. Раздел I плана развития должна включать описание фактического состояния основных объектов газотранспортной системы и материально-технического оснащения оператора газотранспортной системы и необходимые меры для их поддержания на должном уровне в соответствии с регламентных процедур, предусмотренных нормативнотехническими документами, на следующие три года. При этом указанные меры должны содержать прогнозируемые расходы на их реализацию. Обобщенный техническое состояние объектов газовых сетей, транспортных средств, специальных машин и механизмов, приборов контроля и диагностики, компьютерной техники газотранспортного предприятия и запланированных мероприятий подается по форме, приведенной в приложении 2 к настоящим Кодексом. 3. Раздел II плана развития должна включать описание мероприятий, направленных на развитие газотранспортной системы за счет строительства новых объектов газотранспортной системы, включая новое строительство, реконструкцию, капитальный ремонт, техническое переоснащение (новые присоединения, инвестиции и т.д.), в последующие десять лет за счет плановых инвестиций. 4. На основании данных разделов I и II плана развития оператор газотранспортной системы формирует раздел III плана развития, который должен включать описание мероприятий и необходимых расходов на первый год плана развития, в разрезе таких мероприятий и разделов: блок эксплуатация сетей авто ВТВ приборы Информационные технологии (ИТ) другие мероприятия Название раздела I. Газопроводы II. отключающие устройства III. ГРС (газораспределительные станции) IV. КС (компрессорные станции) V. Другое (расшифровать) VI. Модернизация и закупка техники VII. Мероприятия, направленные на снижение производственно-технологических затрат и сверхурочных потерь природного газа VIII. Приобретение современных приборов диагностики и обследования и внедрения противоаварийной защиты систем транспортировки природного газа IX. Внедрение и развитие информационных технологий X. Другое 5. Пояснительная записка раздел III плана развития должна предусматривать: описание перечня работ, основного оборудования, материалов, аппаратного и программного обеспечения и услуг, запланированных для выполнения в прогнозном периоде, с разбивкой на этапы (квартала); обоснование необходимости проведения мероприятий в планируемый период. 6. Запланированные мероприятия на первый год плана развития должны быть подкреплены обоснованными материалами в запланированных работ и закупок товаров, которые, в частности, могут содержать ценовые предложения (прайсы) производителей или их официальных представителей в Украине, приказы об утверждении проектной документации (или сводные сметы к соответствующих проектов), предусмотренных мероприятиями на планируемый период. Мероприятия по проведению нового строительства или реконструкции объектов газотранспортной системы включаются в план развития при наличии необходимых для этого проектов, разработанных и утвержденных в соответствии с требованиями действующего законодательства. Оператор газотранспортной системы может предусмотреть в плане развития на первый год средства для разработки проектов на реализацию работ, запланированных к выполнению в будущих периодах. Цены закупок, применяемые при формировании плана развития на первый год, являются ориентировочными. Окончательная цена закупок определяется оператором газотранспортной системы на конкурентных началах в соответствии с требованиями действующего законодательства об осуществлении закупок, в том числе Закона Украины «О публичных закупках». 7. План развития на первый год должен содержать план развития газотранспортной системы на 20__ - 20__ года газотранспортного предприятия на первый год плана развития по форме, приведенной в приложении 3 к настоящим Кодексом, с детализацией по каждому мероприятию и каждому виду работ, а также с цифровым определением приоритетности мероприятий (работ) по принципу сквозной нумерации, начиная с единицы. При этом несколько мероприятий (работ) не могут быть обозначены одинаковым цифровым приоритетом. 8. На основании данных разделов I и II плана развития оператор газотранспортной системы формирует раздел IV плана развития газотранспортной системы на 20__ - 20__ года газотранспортного предприятия на второй - третий годы плана развития с детализацией по каждому мероприятию и каждому виду работ и их финансированием на каждый год планируемого периода по форме, приведенной в приложении 4 к настоящим Кодексом. Пояснительная записка раздела IV плана развития должна предусматривать: описание перечня работ, основного оборудования, материалов, аппаратного и программного обеспечения и услуг, запланированных для выполнения в прогнозируемом периоде, с разбивкой на этапы (1 год); обоснование необходимости проведения работ в планируемый период и прогнозируемые источники финансирования. 9. На основании данных разделов I и II плана развития оператор газотранспортной системы формирует раздел V плана развития газотранспортной системы на 20__ - 20__ года газотранспортного предприятия на четвертый - десятый года плана развития в разрезе укрупненных мероприятий и их финансирования на каждый год планируемого периода по форме, приведенной в приложении 5 к настоящим Кодексом. 10. План развития формируется с указанием объема финансирования без учета налога на добавленную стоимость. Числовая информация в плане развития и отчетах по его выполнению отмечается в тысячах гривен без десятичных знаков. 11. Страницы плана развития нумеруются, прошнуровываются, количество прошнурованных листов заверяется подписью руководителя оператора газотранспортной системы или уполномоченным им лицом и скрепляется печатью оператора газотранспортной системы (при наличии). Материалы, предоставляемые в качестве обоснования разделов плана развития, должны быть подписаны руководителем оператора газотранспортной системы или уполномоченным им лицом и скрепленные печатью (при наличии). 4. Порядок представления, рассмотрения и утверждения плана развития 1. План развития на следующие 10 лет подается оператором газотранспортной системы Регулятору ежегодно до 31 октября года, предшествующего плановому периоду, с учетом требований Порядка проведения открытого обсуждения проектов решений Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг, утвержденного постановлением Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг, от 30 июня 2017 № 866, в части одобрения / утверждения инвестиционных программ / планов развития и изменений к ним. Оператор газотранспортной системы обеспечивает достоверность предоставленной Регулятору информации. С целью информирования общественности проект плана развития газотранспортной системы публикуется оператором газотранспортной системы путем размещения на своем официальном сайте в сети Интернет для получения замечаний и предложений к указанному проекту не менее чем за тридцать календарных дней до даты подачи плана развития на утверждение регулятора. 2. Регулятор рассматривает план развития в правильности его оформления, наличия соответствующего обоснования отдельных разделов и плана развития в целом не более тридцати календарных дней. 3. В случае установления несоответствия плана развития требованиям этого Кодекса и / или наличии в Регулятора замечаний (уточнений, предложений) в план развития или необходимости уточнения отдельных его составляющих Регулятор письменно сообщает оператора газотранспортной системы об имеющихся замечания или необходимость уточнения отдельных его составляющих. При этом рассмотрение плана развития приостанавливается на время уточнения данных и устранения замечаний. Запрос об уточнении данных и устранения замечаний должен включать исчерпывающий перечень замечаний и содержать определенные обоснования такого решения. В случае получения от регулятора письменных замечаний (уточнений, предложений) в план развития оператор газотранспортной системы обязан в течение десяти рабочих дней со дня получения таких замечаний (уточнений, предложений) предоставить соответствующие предложения, дополнительные объяснения и обоснования. В таком случае план развития повторно рассматривается Регулятором. 4. В случае отсутствия в Регулятора замечаний в план развития вопрос об утверждении плана развития оператора газотранспортной системы выносятся на заседание регулятора, которое проводится в форме открытого слушания, с учетом Порядка проведения открытого обсуждения проектов решений Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг, утвержденного постановлением Национальной комиссии, осуществляющей государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг, от 30 июня 2017 № 866. При утверждении объемов финансирования на первый год плана развития (инвестиционной программы) Регулятор предусматривает такие источники финансирования оператора газотранспортной системы: амортизационные отчисления, предусмотренные соответствующим тарифом оператора газотранспортной системы; часть прибыли на производственные инвестиции, предусмотренного соответствующим тарифом оператора газотранспортной системы; другие источники, не запрещенные законодательством. Дополнительными источниками финансирования на первый год плана развития (инвестиционной программы) могут быть: кредиты, решение о возможности привлечения которых предварительно согласованы Регулятором; любая финансовая помощь, предоставленная (запланирована быть предоставлена) оператору газотранспортной системы; средства, полученные от осуществления деятельности, связанной и не связанной с транспортировкой природного газа. 5. Если при рассмотрении плана развития на заседании регулятора, проводимой в форме открытого слушания, возникают вопросы относительно недостаточности обоснования отдельных мероприятий плана развития, Регулятор или оператор газотранспортной системы может инициировать проведение их экспертизы. В таком случае рассмотрение плана развития приостанавливается на период, необходимый для проведения такой экспертизы, о чем Регулятор письменно сообщает оператора газотранспортной системы в течение пяти рабочих дней со дня принятия решения Регулятором о необходимости проведения такой экспертизы. По результатам экспертизы спорные вопросы повторно рассматриваются Регулятором. 6. В случае принятия Регулятором решение на заседании, которое проводится в форме открытого слушания, о необоснованности отдельных мероприятий плана развития эти меры исключаются из плана развития. При этом средства, предусмотренные на их финансирование, перераспределяются на другие мероприятия в соответствии с цифрового приоритета в плане развития. 7. Утвержденный Регулятором план развития оформляется оператором газотранспортной системы в двух экземплярах. В течение семи календарных дней один экземпляр предоставляется регулятора, второй остается у оператора газотранспортной системы. Электронная форма утвержденного Регулятором плана развития публикуется оператором газотранспортной системы путем размещения на своем официальном сайте в течение десяти рабочих дней со дня принятия решения Регулятором об утверждении плана развития и сохраняется на нем не менее трех лет. После принятия решения Регулятором об утверждении плана развития проектная документация и обосновывающие материалы, добавлялись к нему оператором газотранспортной системы, а также рабочие экземпляры плана развития возвращаются оператору газотранспортной системы для хранения и использования в работе и должны быть предоставлены Регулятору по его запросу для выполнения возложенных на него задач. На титульной странице всех экземпляров утвержденного плана развития газотранспортной системы указываются реквизиты документов, которыми план развития утвержден в соответствии с уставом лицензиата и утвержден Регулятором. Указанные отметки подписываются руководителем лицензиата или уполномоченным им лицом и скрепляются печатью (при наличии). Страницы плана развития газотранспортной системы нумеруются, прошнуровываются, количество прошнурованных листов заверяется подписью руководителя лицензиата или уполномоченным им лицом и скрепляется печатью (при наличии). 8. Изменения в план развития рассматриваются Регулятором в порядке, предусмотренном настоящей главой. 5. Выполнение плана развития 1. Оператор газотранспортной системы обязан выполнять утвержденный Регулятором план развития в полном объеме в соответствии с запланированными этапов, объемов работ в количественном выражении и объемов финансирования в стоимостном выражении. 2. Выполненными считаются объекты, введенные в эксплуатацию в соответствии с требованиями действующего законодательства, принятые на баланс и в отношении которых осуществлено полное финансирование. Меры, которые должны переходный характер, считаются выполненными, если по ним составлены акты выполненных работ согласно условиям соответствующего договора (и осуществлена оплата). 3. При изменении (увеличении или уменьшении) стоимости выполнения мероприятий, предусмотренных утвержденным планом развития, до 5 (пяти) процентов оператор газотранспортной системы может самостоятельно сделать перераспределение финансирования между этими мерами в пределах одного раздела при условии неизменности физических объемов этих мероприятий. 4. В случае недофинансирования мероприятий плана развития, запланированных на первый год, по причинам, не зависящим от оператора газотранспортной системы, в первую очередь обеспечивается финансирование мероприятий по строительству, модернизации и реконструкции трубопроводов и сооружений на них и мероприятий по снижению производственно-технологических затрат и потерь природного газа. При этом оператор газотранспортной системы может продолжить финансирование этих мероприятий до 20 числа месяца, следующего после окончания периода действия первого года плана развития, за счет средств, полученных в качестве источника финансирования плана развития следующего периода. 5. При возникновении необходимости в осуществлении закупки в связи с обстоятельствами, которые лицензиат не мог предвидеть, оператор газотранспортной системы имеет право в течение прогнозируемого периода обратиться к Регулятора с предложением о внесении изменений в утвержденный план развития с предоставлением соответствующего обоснования. 6. В случае фактического увеличения поступления средств в соответствии с определенными источников финансирования оператор газотранспортной системы инициирует процедуру внесения соответствующих изменений в план развития в порядке, определенном настоящим Кодексом, в части увеличения источников финансирования и дополнения запланированных мероприятий. При увеличении стоимости мероприятий, которое произошло в период между разработкой сметной документации мероприятий плана развития и принятием в эксплуатацию этих мероприятий, на большее чем фактический индекс инфляции за соответствующий период Регулятор или оператор газотранспортной системы может инициировать проведение экспертизы указанных мероприятий. 7. профинансированы считаются мероприятия плана развития, в отношении которых осуществлено фактическое оплату денежными средствами. Объекты (мероприятия), которые были профинансированы оператором газотранспортной системы, но не предусмотренные планом развития, не учитываются как выполнение плана развития. 6. Порядок предоставления отчетной информации по выполнению плана развития 1. Отчетная информация по выполнению мероприятий первого планируемого года плана развития газотранспортной системы оператора газотранспортной системы, оформленная согласно приложению 6 к настоящим Кодексом, в электронной форме и на бумажных носителях предоставляется Регулятору ежеквартально нарастающим итогом не позднее 28 числа месяца, следующего за отчетным периодом, и по итогам года не позднее 25 февраля года, следующего за отчетным периодом. Страницы отчета о выполнении плана развития нумеруются, прошнуровываются, количество прошнурованных листов заверяется подписью руководителя оператора газотранспортной системы или уполномоченного им лица и скрепляется печатью оператора газотранспортной системы (при наличии). В случае неполного выполнения плана развития отчету предоставляется пояснительная записка о причинах неполного исполнения. Электронная форма отчета по выполнению плана развития на первый год (инвестиционной программы) публикуется лицензиатом путем размещения на своем официальном сайте в сети Интернет ежеквартально не позднее 28 числа месяца, следующего за отчетным периодом, и по итогам года не позднее 25 февраля года, следующего за отчетным периодом, и сохраняется на нем не менее трех лет. 2. Контроль за выполнением оператором газотранспортной системы плана развития осуществляется Регулятором путем анализа отчетной информации по выполнению плана развития и проведения Регулятором плановых и внеплановых проверок деятельности оператора газотранспортной системы. VI. Технические условия доступа и порядок присоединения к газотранспортной системе 1. Общие условия 1. Субъекты рынка природного газа (заказчики присоединения) имеют равные права на присоединение собственных объектов строительства или существующих объектов к объектам газотранспортной системы в соответствии с настоящей главой. 2. Присоединение объектов (в том числе, которые планируются построить) заказчика присоединения к газотранспортной системе является нестандартным присоединением. 3. Заказчики присоединения имеют право присоединиться к газотранспортной системе в случае: отказа оператором газораспределительной системы заказчику присоединения в связи с отсутствием или недостаточностью свободной мощности; если заказчик присоединения является газодобывающим предприятием, который присоединяет объекты добычи / производства природного газа (биогаза) если заказчик присоединения является оператором газораспределительной системы, предел территории лицензионной деятельности которого максимально приближена к точке присоединения; если давление, необходимое для обеспечения потребностей заказчика, превышает 1,2 МПа. 4. Объекты (установки) газодобывающих предприятий, которые намерены присоединиться с целью передачи добытого / производимого ими газа в газотранспортной системы, присоединяются с учетом того, что добытый / производимый ими газ в месте его передачи в газотранспортной системы по своим физико-химическим характеристиками должен соответствовать стандартам на природный газ, определенным этим разделом. При этом место передачи газа должны быть оборудованы устройствами, на непрерывной основе обеспечивают контроль физико-химических показателей газа (в частности потоковый хроматограф, измеритель температуры точки росы), с возможностью дистанционного их контроля, передачи данных и отключения подачи некачественного газа к газотранспортной системе. 5. Оператор газотранспортной системы обязан по обращению заказчика присоединения обеспечить присоединение его объекта строительства (в т.ч. объекта, который планируется построить на земельном участке, находящемся в собственности или пользовании заказчика) или существующего объекта в газотранспортной системы при условии соблюдения технических норм и стандартов безопасности и при условии выполнения заказчиком присоединения требованиями закона и действующего законодательства Украины. 6. Оператор газотранспортной системы размещает на своем веб-сайте информацию о присоединении к газотранспортной системе. 7. Оператор газотранспортной системы может отказать в присоединении объекта заказчика к газотранспортной системе при отсутствии или недостаточности свободной мощности в определенной точке или области газотранспортной системы, заказанной для присоединения, или остановить присоединения в случае нарушения заказчиком порядка присоединения, определенного настоящим разделом. Копия отказа оператора газотранспортной системы в присоединении объекта заказчика к газотранспортной системе в течение пяти рабочих дней подается регулятора. 8. Величина свободной мощности для обеспечения технологического доступа (резерв мощности) в определенной точке / участке газотранспортной системы определяется как разница между технической мощностью в этой точке / участка газотранспортной системы и величиной мощности, используемого техническим условиям и договорам на присоединение к газотранспортной системе в этой точке / участке газотранспортной системы. Величина свободной мощности для обеспечения технологического доступа (резерв мощности) является частью технической мощи, право пользования которой не предоставлено другим заказчикам и субъектам рынка природного газа. В случае отсутствия технической возможности присоединиться к существующей точки газотранспортной системы или отсутствия свободной мощности для присоединения оператор газотранспортной системы определяет условия присоединения к новой точке, которая будет расположена как можно ближе к первоначально запрашиваемой точки присоединения, принимая во внимание оптимизацию расходов и целесообразность технологических решений. 9. Присоединение объектов заказчика оператором газотранспортной системы осуществляются на основании договора на присоединение, предусматривающий, в частности: права и обязанности сторон; сроки и условия выполнения присоединения; период обязательного исполнения договора присоединения, а также условия его расторжения; ответственность сторон за неисполнение или ненадлежащее исполнение условий договора присоединения, в том числе нарушение предусмотренных сроков выполнения работ; размер или способ определения оплаты за присоединение, а также сроки внесения оплаты отдельными частями (при необходимости); объем работ, необходимых для выполнения присоединения (технический надзор, подключение объекта заказчика к газотранспортной системе, подключение, стоимость стравленного газа и т.п.); условия получения доступа к объектам, принадлежащих субъекту присоединения, с целью строительства или расширения сети, необходимой для выполнения присоединения; условия и способ, определенные заказчиком (собственность (в том числе путем куплипродажи), пользование, хозяйственное предания, эксплуатацию), передачи объектов газотранспортной системы оператору газотранспортной системы. 10. При необходимости реконструкции или технического перевооружения уже подключенного к газотранспортной системе объекта, в том числе в результате изменения формы собственности или собственника этого объекта, когда возникает необходимость увеличения технической мощности в точке присоединения или ее переноса, с новым или действующим владельцем объекта должен быть заключен новый договор присоединения в соответствии с условиями настоящего Кодекса. 11. Подключение к газотранспортной системе осуществляется оператором газотранспортной системы. 2. Порядок присоединения объектов заказчиков к газотранспортной системе 1. Для присоединения объекта строительства или существующего объекта к газотранспортной системе их владелец или пользователь (заказчик присоединения) обращается к оператору газотранспортной системы с соответствующим заявлением, составленным в произвольной форме, к которому прилагаются: заполнен опросный лист по форме оператора газотранспортной системы, в котором указываются технические параметры объекта заказчика, что должна присоединиться к газотранспортной системе; копии документов, подтверждающих существование у заказчика присоединения прав собственности или пользования на объект планируется к присоединению, или на земельный участок, где планируется построить такой объект; копии документов заказчика, подтверждающие полномочия представителя на право заключения договора на присоединение. По требованию оператора газотранспортной системы указанные документы предъявляются для осмотра в оригинале. Оператор газотранспортной системы не имеет права требовать от заказчика присоединения документы, не предусмотренные в пункте 1 настоящей главы. 2. Если данные в опросном листе или поданных документах нуждаются в уточнении или определены не в полном объеме и / или в ситуации, когда ближайшее место обеспечения мощности находится на участке газотранспортной системы, которая используется оператором газотранспортной системы по договору с ее владельцем и требует согласования с ним новых присоединений, оператор газотранспортной системы должен в течение 5 (пяти) рабочих дней со дня регистрации заявления о присоединении направить заказчику письменный запрос об уточнении данных и / или предоставления заказчиком оригинала документа, который подтверждает согласие владельца газовых сетей на присоединение объекта заказчика. При этом установленный пунктом 3 настоящей главы срок выдачи разрешения на присоединение, проекта договора на присоединение и технических условий присоединения приостанавливается на время уточнения данных. Для присоединения объекта заказчика к газовым сетям, которые не принадлежат оператору газотранспортной системы, но подключены к его газотранспортной системы и которые в результате присоединения объекта заказчика приобретут статус газотранспортной системы, владелец указанных газовых сетей должен предоставить письменное согласие на присоединение объекта заказчика в его газовых сетей и подписать с оператором газотранспортной системы соглашение (о намерениях, меморандум и т.п.) об обязательствах заключить с оператором газотранспортной системы перед пуском газа на объект заказчика один из договоров на пользование газовых сетей (хозяйственного ведения, пользования или эксплуатации) или передать в собственность. При отказе заказчику в присоединении его объекта (в том числе, которые планируются построить) к газотранспортной системе оператор газотранспортной системы обязан в течение 5 (пяти) рабочих дней со дня регистрации заявления о присоединении (или даты получения уточненных данных) письменно сообщить об этом заказчика с обоснованием такого решения. Копия письменного отказа в присоединении в этот же срок должно быть передано в территориальный орган регулятора по местонахождению точки обеспечения мощности. 3. При отсутствии замечаний к представленным документам или после их устранения оператор газотранспортной системы в течение 10 (десяти) рабочих дней со дня регистрации заявления о присоединении (или дать устранения замечания) на основании данных опросного листа, поданных документов и параметров места обеспечения мощности и точки присоединения предоставляет заказчику (в определенный в опросном листе способ) соответствующие счета по оплате стоимости услуг по предоставлению заказчику присоединения разрешения на присоединение, договора присоединения и технических условий. Стоимость предоставления заказчику присоединения разрешения на присоединение и технических условий определяется в соответствии с методологией определения платы за присоединение к газотранспортной и газораспределительной систем, утвержденной Регулятором. После оплаты заказчиком присоединения указанных мероприятий оператор газотранспортной системы предоставляет ему разрешение на присоединение, проект договора присоединения в двух экземплярах и технические условия. 4. После заключения договора на присоединение исполнитель проектных работ внешнего газоснабжения на основании технических условий присоединения обеспечивает: получения градостроительных условий и ограничений застройки земельного участка под газовыми сетями наружного газоснабжения (при необходимости); выполнение инженерно-геодезических изысканий; разработку и утверждение проектно-сметной документации на внешнее газоснабжения. 5. Проектно-сметная документация на внешнее газоснабжения объекта заказчика должна соответствовать техническим условиям и предусматривать весь комплекс работ, связанных с присоединением (строительством и вводом в эксплуатацию газовых сетей наружного газоснабжения объекта заказчика от места обеспечения мощности до точки присоединения) и подключением объекта заказчика к газотранспортной системе, включая меры по восстановлению благоустройства, было возбуждено в результате строительства. 6. Если в соответствии с данными опросного листа оператора газотранспортной системы и представленных с заявлением на присоединение документов заказчик определяет оператора газотранспортной системы исполнителем строительных работ внешнего газоснабжения (независимо от исполнителя проектных работ внешнего газоснабжения), точка присоединения для заказчика в соответствии с договором на присоединение должен определяться на границы земельного участка заказчика или с его согласия на территории такого земельного участка. При этом договор на присоединение должна предусматривать норму с условием по определению стоимости платы за присоединение и срока его исполнения, которые в дальнейшем определяются отдельным дополнительным соглашением, исходя из объема работ, предусмотренных проектносметной документацией на внешнее газоснабжения. 7. Если исполнителем проектных работ внешнего газоснабжения является заказчик (в том числе проектная организация, выбранная заказчиком), он согласовывает проектносметную документацию на внешнее газоснабжения на ее соответствие техническим условиям с оператором газотранспортной системы, после чего утверждает проектносметную документацию и передает один ее экземпляр оператору газотранспортной системы. Согласование проектно-сметной документации на внешнее газоснабжения осуществляется оператором газотранспортной системы в срок, не превышающий 15 дней. В этот же срок предоставляется исчерпывающий перечень замечаний, если они имеют место. После устранения всех замечаний проектно-сметная документация считается согласованной оператором газотранспортной системы. Размер расходов на мероприятия оператора газотранспортной системы по согласованию проектно-сметной документации на внешнее газоснабжения определяется в соответствии с методологией определения платы за присоединение к газотранспортной и газораспределительной систем, утвержденной Регулятором. 8. В случае несогласия со стоимостью работ и / или работами, предусмотренными проектно-сметной документацией на внешнее газоснабжения присоединения, сторона договора на присоединение может за свой счет и по согласованию с другой стороной инициировать проведение независимой экспертизы проектно-сметной документации. Результаты экспертизы в зависимости от ее результатов обязывают заказчика услуг присоединения внести соответствующие изменения в проектно-сметной документации и / или оператора газотранспортной системы согласовать проектно-сметную документацию. 9. После получения проектно-сметной документации на внешнее газоснабжения от заказчика присоединения оператор газотранспортной системы в течение 10 (десяти) рабочих дней направляет заказчику присоединения дополнительное соглашение к договору на присоединение, в которой определяет срок обеспечения присоединения и стоимость платы за присоединение. Срок выполнения работ по обеспечению присоединения определяется с учетом срока выполнения строительно-монтажных и пусконаладочных работ, должны соответствовать срокам, предусмотренным действующими строительными нормами и правилами, и сроков на закупку соответствующих товаров, работ и услуг и необходимых согласований, предусмотренных проектно-сметной документацией на внешнее газоснабжения, в том числе на получение градостроительных условий и ограничений под строительство газовых сетей наружного газоснабжения. 10. Если на дату подготовки оператором газотранспортной системы технических условий присоединения необходимость создания оператором газотранспортной системы дополнительной мощности в месте обеспечения мощности, необходимо исходить из следующего: технические условия присоединения выдаются заказчику с учетом развития газовых сетей для создания резерва мощности в месте обеспечения мощности заказчика и в технических условиях отдельно отмечается величина общей мощности и мощности, заказанная заказчиком присоединения; необходимые расходы для выполнения в полном объеме работ согласно проектносметной документацией на внешнее газоснабжения объекта заказчика финансируются за счет пропорционального участия заказчиков присоединения (в случае их наличия) к тому самому месту обеспечения мощности; в технических условиях присоединения следующих заказчиков место обеспечения мощности должно совпадать с местом обеспечения мощности первичного заказчика, для которого техническими условиями предусмотрено создание резерва мощности. При этом в договорах на присоединение следующих заказчиков определяется их долевое участие в компенсации расходов на создание резерва мощности. 11. После определения стоимости присоединения в договоре на присоединение оператор газотранспортной системы в случае, если в заявлении на присоединение (опросном листе) заказчик определяет оператора газотранспортной системы исполнителем строительных работ внешнего газоснабжения, в срок (срок), определенный договором на присоединение, и с учетом графика оплаты заказчика по договору обеспечивает в установленном порядке: оформление земельных правоотношений в газовыми сетями наружного газоснабжения; получение в установленном порядке разрешительных документов о начале строительных работ; строительство и ввод в эксплуатацию вновь построенных (реконструированных) газовых сетей наружного газоснабжения; установление в точке присоединения узла учета с обеспечением их защиты от неблагоприятных погодных условий и несанкционированного доступа восстановление объектов благоустройства, которые были нарушены в результате строительства; регистрации права собственности на построенные газовые сети; подключение газовых сетей наружного газоснабжения в месте обеспечения мощности; подключение к газотранспортной системе газовых сетей внутреннего газоснабжения заказчика в точке присоединения с учетом требований настоящего Кодекса; пуск газа на объект заказчика и заключения договора транспортировки природного газа и технического соглашения с учетом требований настоящего Кодекса. 12. Если в заявлении на присоединение (опросном листе) заказчик определяет исполнителем строительных работ внешнего газоснабжения другого (кроме оператора газотранспортной системы) субъекта хозяйствования, точка присоединения для заказчика в соответствии с договором на присоединение и технических условий присоединения определяется в существующей газотранспортной системе оператора газотранспортной системы и совпадает с местом обеспечения мощности (максимально до него приближена). При этом меры, которые обеспечиваются оператором газотранспортной системы в рамках договора на присоединение, и плата за присоединение должны включать только услуги по: согласование заказчику проекта на внутреннее газоснабжение от точки присоединения (при необходимости); установление в установленном порядке коммерческого узла учета природного газа в точке присоединения (месте обеспечения мощности), за исключением случаев, если заказчиком выступает газодобывающих предприятий; подключение газовых сетей наружного газоснабжения (при наличии) в месте обеспечения мощности; подключение к газотранспортной системе внутренних газовых сетей заказчика в точке присоединения и пуска газа с учетом требований настоящего раздела; пуска газа на объект заказчика и заключения договора транспортировки природного газа (технического соглашения), с учетом требований настоящего Кодекса. Размер расходов на указанные мероприятия определяется в соответствии с методологией определения платы за присоединение к газотранспортной и газораспределительной системы, утвержденной Регулятором. Заказчик после подписания договора на присоединение обеспечивает в установленном порядке: оформление земельных правоотношений в газовыми сетями, которые будут строиться заказчиком от точки присоединения; получения градостроительных условий и ограничений застройки земельного участка от точки присоединения (при необходимости); выполнение инженерно-геодезических изысканий; разработки и согласования с оператором газотранспортной системы проекта на внутреннее газоснабжение от точки присоединения (при необходимости); получение в установленном порядке разрешительных документов о начале строительных работ; выполнение подготовительных и строительных работ по прокладке газовых сетях внутреннего газоснабжения от точки присоединения; введение в эксплуатацию в установленном порядке газовых сетей внутреннего газоснабжения от точки присоединения; восстановление благоустройства, было возбуждено в результате строительства; регистрации права собственности на построенные газовые сети. 13. Если с учетом перспективы развития территорий и обеспечения оптимальности затрат на создание газовой инфраструктуры на территориях необходимость создания дополнительной мощности газотранспортной системы в месте обеспечения мощности, то технические условия присоединения выдаются заказчику с учетом развития газовых сетей для создания резерва мощности в месте обеспечения мощности заказчика. При этом в технических условиях отдельно отмечается величина общей мощности и мощности, заказал заказчик. 14. коммерческого узла учета в точке измерения и порядок ввода его в эксплуатацию осуществляются в соответствии с требованиями настоящего Кодекса. Мероприятия оператора газотранспортной системы по организации установки коммерческого узла учета при присоединении объектов (установок) газодобывающих предприятий и производителей биогаза или других видов газа из альтернативных источников должны предусматривать установку приборов, которые на непрерывной основе будут обеспечивать контроль физико-химических показателей газа (в частности хроматограф, потоковый плотномерами, измеритель точки росы), с возможностью дистанционного их контроля и передачи данных и отключения подачи некачественного газа в газотранспортную ной системы. Если в точке присоединения по техническим причинам невозможно организовать точку измерения (место установки коммерческого узла учета), точка измерения с согласия оператора газотранспортной системы и заказчика определяется в ближайшей точке к границе балансовой принадлежности. 15. Заказчик на основании исходных данных для внутреннего газоснабжения, определенных в технических условиях присоединения, обеспечивает за свой счет разработку проекта внутреннего газоснабжения, согласовывает его с оператором газотранспортной системы (при необходимости), в установленном порядке обеспечивает строительство газовых сетей внутреннего газоснабжения (от точки присоединения к газовым приборам и устройствам) и вводит их в эксплуатацию. Стоимость услуги оператора газотранспортной системы по согласованию проекта внутреннего газоснабжения определяется в соответствии с методологией определения платы за присоединение к газотранспортной и газораспределительной систем, утвержденной Регулятором. 16. По инициативе заказчика может быть проведена независимая экспертиза исходных данных на соответствие действующим стандартам, нормам и правилам. Проведение экспертизы осуществляется независимыми организациями, определенными федеральным органом исполнительной власти, который обеспечивает формирование и реализацию государственной политики в нефтегазовом комплексе в порядке, установленном Кабинетом Министров Украины, за счет заказчика. 17. Оператор газотранспортной системы в течение 10 (десяти) рабочих дней после предоставления заказчиком присоединения подтверждающих документов по вводу в эксплуатацию газовых внутренних сетей, при условии соблюдения им оплаты стоимости присоединения и если договором на присоединение не установлен более поздний срок, обязан обеспечить подключение к газотранспортной системы объекта заказчика внутренних газовых сетей. При этом на момент подключения к газотранспортной системе газовых сетей внутреннего газоснабжения оператор газотранспортной системы: обеспечивает прием коммерческого узла учета в эксплуатацию в соответствии с требованиями настоящего Кодекса; составляет и подписывает с владельцем газовых сетей внутреннего газоснабжения акт разграничения балансовой принадлежности газопроводов и эксплуатационной ответственности сторон; осуществляет меры по предотвращения несанкционированного отбора природного газа на период до начала транспортировки природного газа, в том числе путем пломбирования запорных устройств. 18. Пуск газа в газовые сети внутреннего газоснабжения (на объект потребителя, смежного субъекта рынка природного газа) осуществляется оператором газотранспортной системы в установленном законодательством порядке в течение 10 (десяти) рабочих дней при условии заключения договора транспортировки природного газа. 19. Если внутренние сети заказчика предусматривать подключение третьих лиц (других заказчиков, потребителей) и является частью газораспределительной системы, то такие сети к пуску газа необходимо передать в собственность (пользование) оператору газораспределительной системы, сети которого ближе расположены то точки обеспечения мощности (кроме случаев, когда заказчиком присоединения является оператор газораспределительной системы на территории осуществления хозяйственной деятельности по распределению природного газа которого находится точка присоединения). 20. Если в течение одного года с даты выдачи технических условий присоединения заказчик в соответствии с условиями договора на присоединение не предоставит оператору газотранспортной системы на согласование проектно-сметную документацию на внешнее газоснабжения и / или проект на внутреннее газоснабжение и при отсутствии согласованного со стороны оператора газотранспортной системы продолжение срока по их предоставления, оператор газотранспортной системы вправе не учитывать зарезервированную пропускную (техническое) мощность, которая необходима для обеспечения газоснабжения объекта заказчика при дефиците пропускной мощности, для других заказчиков (потребителей). При этом оператор газотранспортной системы не учитывает зарезервированную пропускную мощность только при условии письменного уведомления заказчика за 30 календарных дней до совершения таких действий и неполучения в этот же срок проектно-сметной документации от заказчика или согласования продления срока ее предоставления. 21. Оплата за присоединение осуществляется заказчиком путем перечисления денежных средств на текущий счет оператора газотранспортной системы. 22. При выполнении работ по присоединению, исполнителем которых определено оператором газотранспортной системы, последний вправе привлекать третьих лиц на условиях договора подряда. 23. После предоставления оператором газотранспортной системы заказчику услуг по присоединению между сторонами оформляется акт приема-передачи услуги по одному для каждой из сторон. Оформление акта приема-передачи услуги обеспечивается оператором газотранспортной системы. 24. В случае необходимости обоснованного внесения изменений в технические условия присоединения, проектно-сметной документации и / или условий договора присоединения эти изменения должны быть письменно согласованы между заказчиком и оператором газотранспортной системы. 25. Вновь (реконструированы, технически переоснащены, капитально отремонтированы) газовые сети должны соответствовать требованиям действующего законодательства. 26. Мероприятия по присоединению к газотранспортной системе и строительства газовых сетей должны осуществляться с соблюдением требований Закона Украины «О правовом режиме земель охранных зон объектов магистральных трубопроводов», Правил безопасности систем газоснабжения, утвержденных приказом Министерства энергетики и угольной промышленности Украины от 15 мая 2015 года № 285, зарегистрированных в Министерстве юстиции Украины 8 июня 2015 под № 674/27119, Правил безопасной эксплуатации магистральных газопроводов, утвержденных приказом Государственного комитета в страны по промышленной безопасности, охране труда и горному надзору от 27 января 2010 года № 11, зарегистрированных в Министерстве юстиции Украины 19 апреля 2010 года по № 292/17587. 27. Техническая (технологическая) последовательность выполнения работ по присоединению к газотранспортной системе и строительства внутренних газовых сетей определяется в каждом конкретном случае их исполнителями и с учетом требований договора на присоединение и действующего законодательства Украины. 28. Технический надзор за строительством (новым строительством, капитальным ремонтом, реконструкцией и техническим переоснащением) внешних и внутренних газовых сетей осуществляется в установленном законодательством порядке. 29. Спорные вопросы между заказчиком (владельцем внутренней газовой сети) и оператором газотранспортной системы, связанные с присоединением к газотранспортной системе, должны решаться путем переговоров, а в случае не достижения согласия - в суде. 30. Оператор газотранспортной системы обязан на своем сайте в сети Интернет размещать информацию о величинах технической и свободной мощности в соответствии с раздела XVI и настоящего Кодекса. VII. Проведение ремонтных работ на газотранспортной системе 1. Планирование работ, вызывающих изменение в условиях функционирования газотранспортной системы 1. Для обеспечения безопасности, а также поддержания соответствующего уровня надежности работы газотранспортной системы оператор газотранспортной системы проводит необходимые эксплуатационные, диагностические, ремонтные работы по присоединению, а также работы по модернизации и техническому переоснащению. 2. При разработке годовых инвестиционных программ, планов ремонтов, технического обслуживания и технического диагностирования оператор газотранспортной системы принимает во внимание технические мероприятия, предусмотренные инвестиционными программами. 3. газодобывающих предприятий, оператор установки LNG, оператор газохранилищ, оператор газораспределительной системы, прямой потребитель до 01 сентября текущего года предоставляют оператору газотранспортной системы информацию об объеме работ, запланированных в следующем календарном году, которые могут повлиять на условия получения или представления природного газа. 4. Оператор газотранспортной системы на условиях, определенных в настоящем Кодексе, согласовывает с операторами смежных систем объем, а также сроки проведения запланированных работ. 5. Оператор газотранспортной системы к 1 ноября календарного года размещает на сайте информацию о времени и месте проведения работ, запланированных в следующем календарном году, которые могут вызвать изменения в условиях функционирования газотранспортной системы, приводящие к ограничению транспортировки природного газа. Оператор газотранспортной системы отмечает список точек входа и выхода, в которых могут произойти такие ограничения, а также ожидаемое время продолжительности этих ограничений. 6. Уточнение объема и сроков проведения работ путем согласования между оператором газотранспортной системы и / или операторами смежной системы, прямыми потребителями, газодобывающими предприятиями должно состояться не позднее чем за 21 календарный день перед их началом. 7. В обоснованных случаях оператор газотранспортной системы может ввести изменения в объеме работ в течение данного года. Такие изменения могут также внедряться оператором газотранспортной системы на обоснованное заявление оператора смежной системы, прямого потребителя и / или газодобывающего предприятия. 8. Сведения обо всех изменениях сроков работ, а также сроков предварительно запланированных работ оператор газотранспортной системы передает оператору смежной системы, прямом потребителю или газодобывающих предприятий в зависимости от того, кого эти сведения касаются. 9. В случае если запланированные работы производятся оператором смежной системы, прямым потребителем и / или газодобывающим предприятием, оператор газотранспортной системы по их заявлению, поданному не позднее чем за 7 календарных дней до запланированного срока работ, может обеспечить возможность получения или доставки дополнительного количества природного газа в определенных точках входа или выхода, в частности, путем предоставления согласия на превышение договорной мощности в этих пунктах в течение определенного времени. 10. Заявление оператора смежной системы, прямого потребителя, газодобывающего предприятия, указанная в пункте 9 настоящей главы, должна указывать на точку входа или точку выхода, в которой предстоит дополнительная подача или отбор природного газа, а также уровень возможного превышения договорной мощности. Оператор газотранспортной системы дает согласие на превышение договорной мощности или отказывает в этом в письменной форме в течение 3 календарных дней с момента получения заявления от оператора смежной системы, прямого потребителя и / или газодобывающего предприятия. Оператор газотранспортной системы должен обосновать свое решение об отказе в предоставлении согласия на превышение мощности. 2. Сообщение заказчика услуг по транспортировке об изменениях в условиях функционирования газотранспортной системы 1. Оператор газотранспортной системы сообщает заказчика услуг по транспортировке, к которому принадлежат введены ограничения, о сроках, а также объем ограничений в точках входа или точках выхода, а также о свободных мощности в точках входа и / или точках выхода, в которых введены ограничения: в случае, если эти работы вызовут перебои в поставках природного газа потребителям заказчика услуг транспортировки - не менее чем за 21 день перед датой начала запланированных работ; в случае, если эти работы не приведут перебоев в поставках природного газа потребителям заказчика услуг транспортировки - не менее чем за пять дней перед датой начала запланированных работ. 2. Заказчик услуг транспортировки оповещается о событиях, о которых говорится в пункте 1 настоящей главы, путем индивидуального сообщения в письменном виде с уведомлением о вручении, по телефону или с помощью другого средства связи. 3. Заказчик услуг транспортировки учитывает в номинациях или газотранспортных прогнозах ограничения, о которых говорится в пункте 1 настоящей главы. 4. Заказчик услуг транспортировки сообщает и обязывает своих потребителей, расположенных по точкам выхода (на границе их балансовой принадлежности), в которых действуют ограничения, ограничить потребление природного газа. 5. Заказчик услуг транспортировки сообщает о соответствующие ограничения на точках входа, на которые влияет ограничения, и обязывает своих контрагентов ввести ограничения в подаче природного газа. 6. При выполнении ремонтных работ, вызывающих ограничения транспортировки в точках выхода, оператор газотранспортной системы освобождается от обязанности принятия в точках входа объема природного газа, на который произошло ограничения в точке входа. 7. За период приостановления транспортировки или ограничения объема природного газа в результате работ, выполняемых оператором газотранспортной системы, оплата за мощности подлежит соответствующему уменьшению на период внедрения ограничений. 8. Если заказчик услуг транспортировки или его потребители, несмотря на сообщения, указанные в пункте 1 настоящей главы, не изменят объемы отбора или поставки природного газа в соответствии с установленными ограничениями, то оператор газотранспортной системы имеет право на получение оплаты за превышение мощности в соответствии с положениями договора. VIII. Порядок заключения договора транспортировки природного газа и финансовое обеспечение 1. Порядок заключения договора транспортировки природного газа 1. Получение доступа к мощности, оказание услуг по транспортировке, в том числе совершение действий по урегулированию суточного небаланса, являются составными услуги транспортировки природного газа и осуществляются исключительно на основании договора транспортировки. Оператор газотранспортной системы не имеет права отказать в заключении договора транспортировки при условии соблюдения заявителем требований по его заключению, предусмотренных настоящим разделом. Договор транспортировки является документом, который регулирует правоотношения между оператором газотранспортной системы и отдельным заказчиком услуг транспортировки. С момента заключения договора транспортировки заказчик услуг транспортировки также получает право доступа к виртуальной торговой точки. 2. Для заключения договора транспортировки заказчик услуг транспортировки предоставляет оператору газотранспортной системы: заявление на заключение договора транспортировки по форме оператора газотранспортной системы, является публичной информацией и публикуется на его сайте; в случае, если заказчиком услуг транспортировки является нерезидент Украины, дополнительно предоставляется документ, подтверждающий его регистрацию в качестве субъекта хозяйствования в стране его постоянного местонахождения; документы, подтверждающие полномочия лиц представлять, в том числе совершать сделки, заказчика услуг транспортировки. 3. Если документы, указанные в пункте 2 настоящей главы, составленные на иностранном языке, предоставляется также их заверенный перевод на украинский язык. 4. Для заключения договора транспортировки оператор газотранспортной системы не имеет права требовать документы и / или информацию, не предусмотренные в пункте 2 настоящей главы. 5. Оператор газотранспортной системы рассматривает заявление о заключении договора транспортировки и приложенные к нему документы в десятидневный срок со дня регистрации. Если заявление и приложенные к нему документы поданы не в полном объеме в соответствии с перечнем, указанным в пункте 2 настоящей главы, оператор газотранспортной системы обращается в течение пяти рабочих дней со дня регистрации заявления к заказчику услуг транспортировки с письменным запросом относительно уточнения полноты его заявления и / или документов. При этом срок рассмотрения заявления о заключении договора транспортировки приостанавливается до тех пор, пока заявитель не предоставит документы в полном объеме. 6. Оператор газотранспортной системы оставляет заявление без рассмотрения, если заказчик услуг транспортировки не предоставил ответ на письменный запрос оператора газотранспортной системы по уточнению данных в срок. Оператор газотранспортной системы письменно уведомляет заказчика услуг по транспортировке об отказе и ее причины. 7. В случае, когда предоставленные заказчиком документы соответствуют требованиям пункта 2 настоящей главы, оператор газотранспортной системы в десятидневный срок со дня регистрации заявления предоставляет заказчику услуг транспортировки проект договора транспортировки. 8. Если в течение двадцати дней со дня получения заявителем проекта договора транспортировки заказчик услуг транспортировки не вернет оператору газотранспортной системы подписан договор транспортировки и при отсутствии согласованного сторонами срока продления его подписания, оператор газотранспортной системы имеет право не рассматривать заявление на заключение договора и считать такой договор незаключенным, о чем письменно уведомляет заявителя. 9. Заказчик услуг транспортировки на основании договора транспортировки может заказать у оператора газотранспортной системы ниже приведены услуги, которые являются составными услуги транспортировки: доступ к мощности в точке входа или выхода из газотранспортной системы; заказ физического транспортировки природного газа по газотранспортной системе на основании подтвержденной номинации; совершение действий по урегулированию суточного небаланса. 10. Заказные величины распределения мощности определяются приложением к договору транспортировки природного газа. 11. Договор транспортировки и приложения составляются на украинском языке. По письменному обращению заказчика услуг транспортировки оператор газотранспортной системы предоставляет договор транспортировки украинском и английском языках. 2. Финансовое обеспечение 1. В целях обеспечения выполнения обязательств заказчика услуг транспортировки по оплате услуг оператора газотранспортной системы по договору транспортировки природного газа заказчик услуг транспортировки обязан предоставлять оператору газотранспортной системы финансовое обеспечение в случаях и в соответствии с требованиями, установленными в настоящем Кодексе, или осуществить предварительную оплату таких услуг на основании договора транспортировки природного газа. Заказчик услуг транспортировки самостоятельно определяет форму своего финансового обеспечения по всем его финансовых обязательств перед оператором газотранспортной системы с учетом требований настоящей главы. Информация о размере и доступный остаток финансового обеспечения заказчика услуг по транспортировке должна отражаться и быть доступной такому заказчику на информационной платформе. Заказчик услуг транспортировки определяет размер своего финансового обеспечения по его финансовых обязательств перед оператором газотранспортной системы и обязан обеспечить размер своего финансового обеспечения на уровне не менее размера достаточного финансового обеспечения в соответствии с требованиями, установленными в настоящем Кодексе. Оператор газотранспортной системы определяет размер достаточного финансового обеспечения для каждого заказчика услуг транспортировки в соответствии с требованиями, установленными в настоящем Кодексе, и информирует заказчика услуг транспортировки с расчетом каждой составляющей финансового обеспечения, согласно которым был определен размер достаточного финансового обеспечения в соответствии с требованиями настоящего пункта. 2. Услуги транспортировки природного газа предоставляются на условиях 100% предоплаты (кроме случая, предусмотренного настоящим пунктом) в размере стоимости распределенной мощности на период газового месяца для услуг на период газового месяца, квартала и / или года за пять банковских дней до начала газового месяца, в котором будет обеспечиваться транспортировки природного газа, за исключением случая, предусмотренного абзацем вторым настоящего пункта. В случае если распределение мощности на период газового месяца на прерывистой основе проводится меньше чем за 5 рабочих дней до начала газового месяца, в котором будет обеспечиваться транспортировки природного газа, заказчик услуг транспортировки обязан осуществить 100% предоплату в размере стоимости распределенной мощности. При этом такая оплата должна быть получена оператором газотранспортной системы на его счет не позднее чем за 3:00 до конечного срока подачи номинации на первую газовую сутки соответствующего газового месяца предоставления услуг транспортировки. Если такая предварительная оплата не будет оказана заказчиком услуг транспортировки в срок, определенный этим пунктом, то оператор газотранспортной системы временно (до дня, следующего за днем внесения соответствующего финансового обеспечения) останавливает оказание услуг, в отношении которых заказчик не предоставил финансовое обеспечение, и предлагает такую распределенную мощность другим заказчикам услуг транспортировки в качестве свободной мощности в соответствии с разделом IX настоящего Кодекса. При этом такой заказчик услуг не освобождается от обязательств по уплате за распределенную мощность на время остановки предоставления услуг. Для услуг транспортировки природного газа на период одной газовой суток заказчик услуг транспортировки обязан осуществить 100% предоплату в размере не менее стоимости доступа к мощности на период газовой эпохи, которая планируется для использования в соответствии с номинацией. При этом такая оплата должна быть получена оператором газотранспортной системы на его счет не позднее чем за 3:00 до конечного срока подачи номинации. Заказчик услуг транспортировки, на которого в установленном порядке решением Кабинета Министров Украины в соответствии с статьей 11 Закона Украины «О рынке природного газа» положено специальные обязанности по поставке природного газа, в рамках выполнения им таких специальных обязанностей, осуществляет оплату за услуги транспортировки (в том числе услуги доступа к мощности) с текущего счета со специальным режимом использования заказчика на текущий счет оператора газотранспортной системы каждого банковского дня. 3. Финансовое обеспечение выполнения заказчиком услуг транспортировки обязательств по оплате за совершение действий по урегулированию суточного небаланса объемов природного газа, которые подаются к газотранспортной системе и отбираются из нее, предоставляется оператору газотранспортной системы в одной или нескольких из следующих форм: банковской гарантии; передачи заказчиком услуг транспортировки оператору газотранспортной системы в качестве финансового обеспечения денежных средств на основании договора транспортировки природного газа. Оператор газотранспортной системы проверяет финансовое обеспечение заказчика услуг транспортировки по его достаточности при представлении заказчиком услуг транспортировки номинаций / реноминаций. Размер достаточного финансового обеспечения заказчика услуг по транспортировке на период газовой суток (D) не должен быть меньше суммы таких значений с учетом особенностей, определенных абзацами тринадцатым - пятнадцатым этого пункта: 1) суммы стоимости суточных негативных небалансов предыдущего газовый месяц (при его наличии), что: в период до 14 числа месяца (включительно), следующего за отчетным, сумма стоимости предыдущих негативных суточных небалансов предыдущего газовый месяц (при его наличии); в период с 15 по 20 число месяца (включительно), следующего за отчетным, сумма стоимости окончательных негативных суточных небалансов предыдущего газовый месяц (при его наличии), кроме случая оплаты заказчиком услуг транспортировки такой стоимости; в период с 21 числа месяца, следующего за отчетным, сумма неуплаченной стоимости негативных суточных небалансов предыдущего газовый месяц (при его наличии). При расчете суммы стоимости суточных негативных небалансов предыдущего газовый месяц такая сумма уменьшается на сумму стоимости суточных положительных небалансов предыдущего газовый месяц, но не более чем на сумму стоимости суточных негативных небалансов предыдущего газовый месяц; и 2) неоплаченной платы за нейтральность балансировки (положительного значения платы за нейтральность балансировки, которая взимается с заказчика услуг по транспортировке природного газа в пользу оператора газотранспортной системы); и 3) суммы стоимости суточных негативных небалансов текущего газового месяца. При расчете суммы стоимости суточных негативных небалансов такая сумма уменьшается на сумму стоимости суточных положительных небалансов за предыдущие газовые суток текущего газового месяца, но не более чем на сумму стоимости суточных негативных небалансов за предыдущие газовые суток текущего газового месяца; и 4) стоимости газа в объеме, является абсолютной величиной (модулем) отрицательного значения разницы между плановыми объемами подачи природного газа и плановыми объемами отбора природного газа согласно номинациям и / или реноминации заказчика услуг по транспортировке природного газа; и 5) неснижаемого остатка финансового обеспечения, который составляет размер стоимости газа, потребители заказчика услуг по транспортировке, зарегистрированные за ним в Реестре потребителей поставщика, суммарно используют по пять суток для химических и металлургических предприятий и за трое суток для других потребителей с учетом объемов их максимального (пикового) суточного использования газа за предыдущий газовый месяц. Уровень достаточного финансового обеспечения должен быть обеспечен заказчиком услуг по транспортировке природного газа не позднее чем за 3:00 до конечного срока подачи номинации или 3:00 до подачи реноминации. В случае если на момент проверки достаточности финансового обеспечения заказчик услуг транспортировки не предоставил финансовое обеспечение в необходимом размере, то оператор газотранспортной системы отклоняет представленные заказчиком услуг транспортировки номинацию / реноминации по основаниям недостаточности финансового обеспечения. При этом если заказчик услуг транспортировки является поставщиком, оператор газотранспортной системы вносит в Реестр потребителей этого поставщика информацию о прекращении таком поставщику через три дня (пять дней по потребителям, которые относятся к предприятиям металлургической и химической промышленности) со дня отклонения номинации/реноминации статуса действующего поставщика для всех потребителей и одновременно информирует через информационную платформу соответствующего оператора газораспределительной системы об отсутствии у потребителей поставщика. Для заказчика услуг по транспортировке, каков газодобывающих предприятий, размер достаточного финансового обеспечения уменьшается на стоимость суточного объема добычи, что является наименьшим за последние три календарных месяца согласно аллокации подач этого газодобывающего предприятия. Для заказчика услуг по транспортировке, которым является оператор газораспределительных систем, размер достаточного финансового обеспечения должен составлять исключительно размера элемента затрат «стоимость газа на технологические и собственные нужды» годовой планируемой тарифной выручки, установленной для этого оператора газораспределительных систем, разделенного на 365. Для заказчиков услуг транспортировки, в которых одновременно отсутствует просроченная задолженность перед оператором газотранспортной системы по оплате негативных небалансов и отсутствуют случаи просрочки за последние двенадцать месяцев оплаты денежных обязательств перед оператором газотранспортной системы по оплате негативных небалансов, не распространяется требование о создании неснижаемого остатка финансового обеспечения, который составляет размер стоимости газа, потребители заказчика услуг по транспортировке, зарегистрированные за ним в Реестре потребителей поставщика, суммарно используют по пять суток для химических и металлургических предприятий и за трое суток для других потребителей с учетом объемов их максимального (пикового) суточного использования газа за предыдущий газовый месяц. В случае изменения лицензиата, который выполняет функции оператора газотранспортной системы, новый лицензиат должен осуществлять определение размера достаточного финансового обеспечения заказчика услуг транспортировки с учетом информации о случаях просрочки такими заказчиками услуг транспортировки оплаты денежных обязательств перед предыдущим лицензиатом. Для всех остальных заказчиков услуг транспортировки, в том числе заказчиков, которые последние шесть месяцев не заказывали услуги транспортировки, размер достаточного финансового обеспечения определяется в общем порядке, определенном настоящим пунктом. Денежные средства, предоставляемые заказчиком услуг транспортировки оператору газотранспортной системы как финансовое обеспечение не считаются предоплатой за совершение действий по урегулированию суточного небаланса и не подлежат возврату заказчику услуг транспортировки до момента выполнения условий договора транспортировки природного газа в части денежных обязательств, выполнение которых они обеспечивают. В случае невыполнения заказчиком услуг транспортировки обязательства по оплате за совершение действий по урегулированию суточного небаланса согласно условиям договора транспортировки природного газа оператор газотранспортной системы в одностороннем порядке осуществляет зачисление денежных средств, предоставленных заказчиком услуг транспортировки в виде финансового обеспечения, в счет оплаты за совершение действий по урегулированию суточного небаланса, о чем, соответственно, сообщает заказчика услуг транспортировки. Финансовое обеспечение в форме банковской гарантии и / или денежных средств представляется в гривнах, долларах США и евро. Если финансовое обеспечение в форме банковской гарантии и / или денежных средств будет предоставлена в иностранной валюте, то для расчета достаточности размера финансового обеспечения используется официальный курс Национального банка Украины на день такого расчета. В случае отказа банка в удовлетворении требования оператора газотранспортной системы по банковской гарантии по основаниям, не связанным с тем, что требование или приложенные к нему документы не соответствуют условиям гарантии либо требование или приложенные к нему документы представлены банка после окончания срока действия гарантии, оператор газотранспортной системы имеет право отказаться от банковских гарантий, выданных таким банком. Оператор газотранспортной системы публикует на своем сайте перечень таких банков (далее - Перечень банков, которые не выполнили обязательства). Оператор газотранспортной системы не имеет права отказать заказчику услуг транспортировки в принятии банковской гарантии, выданной банком, не отнесен в перечень банков, не выполнивших обязательства. В случае если на день предоставления банковской гарантии, которая была принята оператором газотранспортной системы, банк не был включен в Перечень банков, которые не выполнили обязательства, но впоследствии был включен в такого Перечня, оператор газотранспортной системы в тот же день путем направления уведомления через информационную платформу информирует об этом заказчика услуг транспортировки. Заказчик услуг транспортировки течение десяти рабочих дней со дня получения уведомления оператора газотранспортной системы должен предоставить другую банковскую гарантию от другого банка, который не включен в Перечень банков, которые не выполнили обязательства, или другой вид финансового обеспечения. При этом в течение этого срока предоставлена ранее банковская гарантия считается соответствующей требованиям настоящего Кодекса. В случае если на день предоставления банковской гарантии, которая была принята оператором газотранспортной системы, банк отвечал указанным выше требованиям, но впоследствии Национальным банком Украины принято решение об изъятии банка из перечня системно важных банков, оператор газотранспортной системы в тот же день информирует об этом заказчика услуг транспортировки путем направления уведомления через информационную платформу. Заказчик услуг транспортировки течение двух месяцев со дня получения уведомления оператора газотранспортной системы должен предоставить другую банковскую гарантию, которая соответствует требованиям этого Кодекса, или другой вид финансового обеспечения. В течение двух месяцев со дня изъятия банка из перечня системно важных банков такое финансовое обеспечение считается соответствующим требованиям настоящего Кодекса. При определении размера финансового обеспечения стоимость природного газа рассчитывается как произведение объема природного газа и маржинальной цены приобретения (с учетом величины корректировки 10%), определяемой в соответствии с положениями раздела XIV настоящего Кодекса, и ежедневно публикуется оператором газотранспортной системы в интерфейсе пользователя информационной платформы, а также в рамках деятельности поставщика «последней надежды». Срок действия финансового обеспечения должен заканчиваться не ранее чем через пять рабочих дней после наступления срока осуществления оплаты действий по урегулированию суточного небаланса за период, в котором такое финансовое обеспечение учитывалось оператором газотранспортной системы для предоставления услуг транспортировки природного газа. Возврат денежных средств и / или банковских гарантий, предоставленных заказчиком услуг транспортировки в качестве финансового обеспечения, осуществляется на условиях договора, на основании которого оно было предоставлено, а в случае если такие условия не установлены - по требованию заказчика услуг транспортировки в срок не позднее пяти банковских дней с момента получения оператором газотранспортной системы требования от заказчика услуг по транспортировке при условии, если размер финансового обеспечения, останется после возвращения денежных средств, достаточный соответствии с требованиями настоящего Кодек в, в противном случае - с момента окончания срока действия финансового обеспечения и при условии отсутствия задолженности за предоставленные услуги. Заказчик услуг транспортировки вправе использовать предоставленное оператору газотранспортной системы одно и то же действующее финансовое обеспечение в течение времени предоставления услуг транспортировки. Финансовое обеспечение по оплате за совершение действий по урегулированию суточного небаланса не требуется от заказчиков услуг транспортировки, которые имеют долгосрочный кредитный рейтинг не ниже уровня «ВВВ», подтвержденный агентством (компанией) Standard & Poor's и / или Fitch IBCA, и / или не ниже уровня «Ваа2», подтвержденный агентством (компанией) Moody's Investors Service. IX. Распределение мощности 1. Общие условия 1. Оператор газотранспортной системы предоставляет право пользования мощностью точек входа / выхода на прозрачных и недискриминационных принципах в соответствии с положениями настоящего Кодекса и договора транспортировки природного газа. Размер мощности, предоставляемой заказчику услуг транспортировки в точке входа / выхода, определяется в соответствии с положениями настоящего Кодекса и договора транспортировки природного газа. 2. Доступ к мощности предоставляется оператором газотранспортной системы на следующие периоды: 1) годовой - мощность определенного объема, доступная сроком на 1 газовый год, с постоянным потоком за каждую газовую сутки в течение газового года; 2) квартальный - мощность определенного объема, доступная сроком на 1 газовый квартал, с постоянным потоком за каждую газовую сутки в течение газового квартала (кварталы газового года начинаются 01 октября, 01 января, 1 апреля или 1 июля соответственно); 3) месячный - мощность определенного объема, доступная сроком на 1 газовый месяц, с постоянным потоком за каждую газовую сутки в течение газового месяца (месяца начинаются каждый первый день газового месяца); 4) на сутки вперед - мощность определенного объема, доступная сроком на 1 газовую сутки, с постоянным потоком в течение газовой суток, следующей за газовой временем, в которой произошло разделение мощности. 5) в течение суток - мощность определенного объема, которая доступна с некоторых пор в течение газовой суток и до окончания газовой суток с постоянным потоком. При этом единица измерения мощности в течение суток - тыс куб. м / сутки. 3. Оператор газотранспортной системы распределяет свободную мощность в точках входа / выхода на годовой, квартальный, месячный, на сутки вперед, в течение суток периоды отдельно для каждого вида мощности: 1) гарантированной мощности; 2) прерывистой мощности; 3) мощности с ограничениями с учетом положений пункта 1 главы 8 настоящего раздела. 4. При предоставлении доступа к гарантированной мощности оператор газотранспортной системы обязан предоставлять право пользования определенным объемом мощности на гарантированной (постоянной) основе. При предоставлении прерывистой мощности оператор газотранспортной системы обязан предоставлять право пользования определенным объемом мощности, если для этого есть техническая возможность, но имеет право в любое время (с соблюдением минимального времени на сообщение о прерывании) прервать предоставление услуги, если транспортировка технически невозможно. Минимальное время сообщения о прерывании для определенного часа газовой суток составляет 45 минут после начала цикла реноминации для этого часа газовой суток. Особенности предоставления доступа к мощностям с ограниченным доступом определены главой 8 настоящего раздела. 5. Заказчик услуг транспортировки, на которого в установленном порядке решением Кабинета Министров Украины в соответствии с статьей 11 Закона Украины «О рынке природного газа» положено специальные обязанности по поставке природного газа, осуществляет отдельный заказ мощности в рамках выполнения им таких специальных обязанностей. 6. Мощность физической точки входа в газотранспортную систему с газохранилища, присоединенного к газотранспортной системе, и физической точки выхода в газохранилища предоставляется исключительно оператору газохранилища на гарантированной основе. 7. Мощность физической точки входа с установок LNG предоставляется заказчикам услуг транспортировки в соответствии с требованиями закона на гарантированной основе. 8. Мощность физической и / или виртуальной точки входа от смежного газодобывающего предприятия (через сети которого может передаваться природный газ другого газодобывающего предприятия или группы газодобывающих предприятий) предоставляется исключительно смежном газодобывающих предприятий и газодобывающим предприятиям, подают объемы природного газа собственной добычи, из сети смежного газодобывающего предприятия на гарантированной основе. 9. Мощность виртуальной точки входа с газораспределительной системы предоставляется газодобывающих предприятий, непосредственно подключен к газораспределительной системы, и газодобывающим предприятиям, подают объемы природного газа собственной добычи, через сети газодобывающего предприятия, непосредственно подключен к газораспределительных систем. Мощность виртуальной точки входа с газораспределительной системы предлагается на прерывистой основе. 10. Мощность виртуальной точки выхода в газораспределительных систем предоставляется заказчикам услуг транспортировки в соответствии с требованиями закона на гарантированной основе. Операторы газораспределительных систем для обеспечения транспортировки природного газа, необходимого для покрытия собственных производственнотехнологических затрат и потерь, заказывают мощность виртуальной точки выхода в газораспределительной системы в соответствии с требованиями настоящего Кодекса. Общая мощность каждой виртуальной точки выхода в газораспределительной системы равна сумме технических мощностей всех физических точек выхода к газораспределительной системы, она объединяет. Мощность физических точек выхода к газораспределительной системы не распределяется. 11. Мощность физической точки выхода в прямой потребителя предоставляется заказчикам услуг транспортировки в соответствии с требованиями закона на гарантированной основе. В случае несанкционированного отбора природного газа прямым потребителем ответственность за фактически использованную мощность несет прямой потребитель как за превышение мощности в точке выхода к прямому потребителю. 12. Мощность виртуальной точки выхода к смежному газодобывающего предприятия распределяется заказчикам услуг по транспортировке, осуществляющих поставки природного газа потребителям, подключенным к сетям смежного газодобывающего предприятия. Мощность виртуальной точки выхода к смежному газодобывающего предприятия предлагается на прерывистой основе. 13. Мощность точек входа / выхода на межгосударственных соединениях при заказе гарантированных и / или прерывистых мощностей предоставляется заказчику услуг транспортировки в соответствии с требованиями раздела XIX настоящего Кодекса. 14. Заказчик услуг транспортировки одновременно может использовать как гарантированную, так и прерывистую мощность в точках входа и выхода газотранспортной системы. 15. Размер использованных заказчиком услуг транспортировки объемов мощности точек входа / выхода равен величинам остаточных алокаций ежесуточных подач и отборов заказчика услуг по транспортировке природного газа в соответствующих точках входа / выхода. Ответственность за превышение заказанных мощностей несут заказчики услуг транспортировки в соответствии с договором транспортировки природного газа. 16. Оператор газотранспортной системы публикует на своем сайте перечень точек входа / выхода, объем технической, договорной и свободной мощности. Оператор газотранспортной системы отмечает точки входа / выхода, для которых с точки зрения технических ограничений объем и вид мощности может отличаться в отдельные периоды газового года. 17. Доступ заказчика услуг транспортировки к мощности может быть ограничен на период проведения плановых ремонтных работ в газотранспортной системе, а также возникновения аварий и внедрение ограничений в соответствии с положениями настоящего Кодекса. 18. Исключен. 2. Предоставление доступа к мощности 1. Доступ к мощности предоставляется только заказчикам услуг по транспортировке, заключивших с оператором газотранспортной системы договор транспортировки. 2. В договоре транспортировки природного газа или его отдельном приложении указываются: точки входа и / или выхода; объем распределенной (договорной) мощности; период (годовой, квартальный, месячный) тип мощности (гарантированная или прерывистая, мощность с ограничениями) срок, на который мощность была распределена. 3. Оператор газотранспортной системы определяет объем свободной мощности на точках входа и точках выхода с учетом мощностей, которые были предоставлены в рамках процедуры распределения мощности. 4. Распределение мощности осуществляется при следующих условиях: в случае годовых периодов - для любых пятнадцати (15) газовых лет, следующих за газовым годом, в котором произошло распределения мощности; в случае квартальных периодов - для любых последовательных отдельных газовых кварталов газового года, которые следуют по газовому кварталом, в котором произошло разделение мощности, или последнего газового квартала газового года, следующего за газовым кварталом, в котором произошло разделение мощности; в случае месячных периодов - для газового месяца, следующего за газовым месяцем, в котором произошло разделение мощности; в случае мощности на период на сутки вперед - для любой газовой суток, следующей за газовой временем, в которой произошло разделение мощности; в случае мощности в течение суток - для любых часов, которые начинаются следующего часа, в которой произошло разделение мощности, и до окончания газовой суток. 5. Оператор газотранспортной системы обязан на своем сайте в сети Интернет обнародовать информацию о величинах технической и свободной мощности в соответствии с раздела XVIII настоящего Кодекса. 3. Заявка на распределение мощности 1. Заказчик услуг транспортировки, имеющий намерение заказать (забронировать) мощность (кроме мощности на сутки вперед / в течение суток) в определенной точке входа в газотранспортную систему и / или точке выхода из газотранспортной системы, кроме точек межгосударственного соединения в случае бронирования гарантированных и / или прерывистых мощностей, подает в сроки, определенные настоящим Кодексом, оператору газотранспортной системы заявку на распределение мощности по форме оператора газотранспортной системы, опубликованной на его сайте. 2. Заявки на распределение мощности, поданные с нарушением сроков, предусмотренных процедурой распределения мощностей, определенной в главе 5 настоящего раздела, остаются без рассмотрения. 3. Заказчик услуг транспортировки может подать сводную заявку на распределение мощности предусматривает несколько точек входа и / или точек выхода. 4. В заявке указывается мощность отдельно для каждой точки входа и отдельно для каждой точки выхода, а также период, на который должен быть предоставлен доступ к мощности. 5. Исключен. 4. Процедура предварительного рассмотрения заявки на распределение мощности 1. Оператор газотранспортной системы в течение трех рабочих дней со дня получения заявки на распределение мощностей осуществляет предварительное рассмотрение этой заявки. Если данные, изложенные в заявлении, требуют уточнения, оператор газотранспортной системы в течение указанного срока направляет заказчику услуг транспортировки письменный запрос и указывает исчерпывающий перечень данных, которые нуждаются в уточнении. При этом срок предварительного рассмотрения заявки на распределение мощности продолжается на период уточнения заказчиком услуг транспортировки данных. 2. В течение пятидневного срока со дня получения запроса об уточнении данных заказчик услуг транспортировки предоставляет оператору газотранспортной системы соответствующие уточнения и дополнения. Если дополнена заявка на распределение мощностей не будет представлен в течение установленного срока, то оператор газотранспортной системы имеет право оставить заявку без рассмотрения. 3. По результатам предварительного рассмотрения оператор газотранспортной системы письменно уведомляет заказчика услуг транспортировки течение 2-х рабочих дней о принятии заявки для участия в процедуре распределения мощности или оставления заявки без рассмотрения с указанием причин отказа. 4. Любая корреспонденция в течение предыдущего рассмотрения заявки на распределение мощности должна быть предоставлена в электронном и / или бумажном виде. 5. Процедура распределения мощности 1. Каждый заказчик услуг транспортировки может подать одну заявку на распределение гарантированной мощности и одну заявку на распределение прерывистой мощности в этой точке входа или выхода. Заказчик услуг транспортировки, на которого в установленном порядке решением Кабинета Министров Украины в соответствии с статьей 11 Закона Украины« О рынке природного газа »положено специальные обязанности по поставке природного газа, представляет одну заявку на распределение гарантированной мощности и одну заявку на распределение прерывистой мощности в этой точке входа или выхода отдельно для заказа мощности в рамках выполнения им таких специальных обязанностей и заказ мощности не в рамках выполнения им таких обязанностей. 2. В рамках процедуры распределения мощности участвуют заявки на: 1) годовых периодов, представленных в рабочие дни в период с последнего понедельника июня по второй понедельник июля включительно, принадлежащих к одному или нескольким из пятнадцати газовых лет, следующих за газовым годом, в котором подается заявка; 2) квартальных периодов, представленных по каждому кварталу отдельно: I-IV кварталов следующего газового года (начинается 1 октября) в рабочие дни в период с последнего понедельника июля текущего газового года ко второму понедельника августа текущего газового года включительно; II-IV кварталов текущего газового года (начинается 1 января) в рабочие дни в период с последнего понедельника октября по второй понедельник ноября включительно; III-IV кварталов текущего газового года (начинается 1 апреля) в рабочие дни в период с последнего понедельника января по второй понедельник февраля включительно; IV квартала текущего газового года (начинается 1 июля) в рабочие дни в период с последнего понедельника апреля по второй понедельник мая включительно; 3) месячных периодов, представленных в рабочие дни в период с первого по третий понедельник месяца, предшествующего месяцу, в котором распределяется мощность. 3. Размер свободной мощности в течение следующих пятнадцати (15) газовых лет в физических точках входа и выхода, которая будет предметом процедуры распределения мощности, оператор сообщает на своем сайте за 30 календарных дней до начала приема заявок. 4. Во время процедуры распределения мощностей оператор газотранспортной системы проводит технический анализ, который включает оценку возможности газотранспортной системы удовлетворить заявку заказчика услуг транспортировки. 5. Удовлетворение или частичном удовлетворении заявки может быть осуществлено оператором газотранспортной системы путем предоставления гарантированной или прерывистой мощности. 6. Оператор газотранспортной системы отказывает в распределении мощности в случаях, определенных в главе 1 настоящего раздела. 7. Распределение свободной гарантированной мощности должен происходить в таком порядке: годовая, квартальная, месячная мощности. 8. Оператор газотранспортной системы по результатам проведения процедуры распределения мощности сообщает заказчику услуг транспортировки: 1) для заявок, поданных на годовые периоды, - к третьему понедельника июля текущего года о распределенную ему мощность в точках входа и выхода; 2) для заявок, поданных на квартальные периоды: в третий понедельник августа относительно I-IV кварталов следующего газового года (начинается 1 октября) о распределенную ему мощность в точках входа и выхода; к третьему понедельника ноября по II-IV кварталов текущего газового года (начинается 1 января) о распределенную ему мощность в точках входа и выхода; в третий понедельник февраля относительно III-IV кварталов текущего газового года (начинается 1 апреля) о распределенную ему мощность в точках входа и выхода; в третий понедельник мая о IV квартала текущего газового года (начинается 1 июля) о распределенную ему мощность в точках входа и выхода; 3) для заявок, поданных на месячные периоды, которые принадлежат к текущему году, - в течение двух дней после завершения периода приема заявок на распределенную ему мощность в точках входа и выхода. 6. Согласование распределения мощности 1. Если в результате проведения распределения мощности заказчику услуг транспортировки будет распределена мощность, оператор газотранспортной системы должен сообщить ему о распределении мощности в течение пяти рабочих дней со дня распределения мощности. 2. Заказчик услуг транспортировки, для которого были распределены мощность должен быть проинформирован об этом в письменной форме или в электронном виде путем направления по электронной почте сканированных копий соответствующих оригиналов документов. Любая информация считается предоставленной, если документы предоставляются в электронном виде на электронную почту, указанную в заявке на распределение мощности. 3. Согласовывая распределение мощности, оператор газотранспортной системы должен информировать заказчика услуг транспортировки о необходимом уровне финансового обеспечения и предоставить заказчику услуг транспортировки проект распределения мощности в срок 5 (пять) рабочих дней со дня уведомления заказчика услуг транспортировки о распределенную ему мощность. 4. В течение пяти рабочих дней с даты получения проекта о распределении мощности заказчик услуг транспортировки должен предоставить оператору газотранспортной системы подписанный со стороны заказчика распределение мощности. 7. Мощность на период одной газовой суток 1. Доступ к мощности точек входа / выхода на сутки вперед предоставляется на основании заключенного договора транспортировки и номинации, подтвержденной оператором газотранспортной системы. Доступ к мощности точек входа / выхода в течение суток предоставляется на основании заключенного договора транспортировки и реноминации, подтвержденной оператором газотранспортной системы. Номинация / реноминации подтверждается оператором газотранспортной системы в соответствии с главой 1 этого раздела и требований раздела XI настоящего Кодекса. 2. В случае если объем природного газа, определенный в номинации, представленной заказчиком услуг транспортировки, превышает величину суммы уже распределенной ему мощности на годовой, квартальный и месячный периоды, то считается, что заказчик услуг транспортировки на величину превышения подал заявку на распределение мощности в сутки вперед. Подтверждена оператором газотранспортной системы номинация на газовую сутки является подтверждением распределения мощности на сутки вперед (на величину превышения объемом природного газа, определенным в номинации, величины суммы уже распределенной заказчику услуг транспортировки мощности на годовой, квартальный и месячный периоды). В случае если объем природного газа, определенный в реноминации, представленной заказчиком услуг транспортировки, превышает величину суммы уже распределенной ему мощности на годовой, квартальный, месячный периоды и на сутки вперед, то считается, что заказчик услуг транспортировки на величину превышения подал заявку на распределение мощности в течение суток. Подтверждена оператором газотранспортной системы реноминации на газовую сутки является подтверждением распределения мощности в течение суток (на величину превышения объемом природного газа, определенным в реноминации, величины суммы уже распределенной заказчику услуг транспортировки мощности на годовой, квартальный, месячный периоды и на сутки вперед). 3. Оператор газотранспортной системы публикует на своем сайте размер гарантированной мощности и прерывистой мощности физических точек входа / выхода на межгосударственных соединениях на период одной газовой суток. 4. Номинации на период одной газовой суток подаются оператору газотранспортной системы в соответствии с положениями раздела XI настоящего Кодекса. 5. Если существуют технические возможности предоставления газотранспортных услуг согласно номинации, оператор газотранспортной системы распределяет заказчику услуг транспортировки гарантированную мощность в соответствии с положениями раздела XI настоящего Кодекса. Если отсутствует свободная гарантирована мощность, то заказчику услуг транспортировки распределяется мощность на прерывистой основе с учетом особенностей, определенных в главе 1 настоящего раздела. 8. Мощность с ограничениями 1. Оператор газотранспортной системы предоставляет такие виды мощности с ограничениями: 1) право одновременного пользования мощностью точки входа и точки выхода на межгосударственном соединении с учетом ограничений, установленных настоящей главой; 2) право одновременного пользования мощностью точки входа / выхода на межгосударственном соединении и точки выхода / входа в / из газохранилища или группы газохранилищ с учетом ограничений, установленных настоящей главой. Право одновременного пользования мощностью точки выхода на межгосударственном соединении и точки входа с газохранилища или группы газохранилищ может быть предоставлено заказчику услуг транспортировки исключительно на объемы природного газа, которые были представлены на точку выхода в газохранилища или группы газохранилищ на условиях пользования мощности с ограничениями. Доступ к мощности с ограничениями предлагается на прерывистой основе на месячный период или на период одной газовой суток в зависимости от технических возможностей оператора газотранспортной системы. 2. Оператор газотранспортной системы предоставляет доступ к мощностям с ограничениями по всем точкам входа / выхода на межгосударственном соединении, по которым Регулятор утвердил коэффициенты для мощности с ограничениями согласно Методике определения и расчета тарифов на услуги по транспортировке природного газа для точек входа и точек выхода на основе многолетнего стимулирующего регулирования. Перечень таких точек входа / выхода и размеры коэффициентов оператор газотранспортной системы публикует на своем сайте. 3. Стоимость доступа к мощности рассчитывается с применением коэффициентов и тарифов для точек входа и точек выхода в / из газотранспортной системы, установленных Регулятором. Условия оплаты доступа к мощности с ограничениями определяются в договоре транспортировки природного газа и настоящем Кодексе. 4. Для использования мощности с ограничениями заказчик услуг транспортировки подает оператору газотранспортной системы отдельную номинацию / реноминации, в которой отмечается, что такая номинация / реноминации подается для использования мощности с ограничениями. Заказчик, который намерен использовать мощность с ограничениями, должен предварительно получить от оператора газотранспортной системы дополнительный код идентификации - шипер-код, который используется заказчиком при предоставлении номинаций / реноминаций и оператором газотранспортной системы во время процедуры проверки соответствия номинаций / реноминаций с оператором смежной газотранспортной системы для объемов газа, которые транспортируются путем заказ мощности с ограничениями. 5. Объемы природного газа, транспортируемых на условиях пользования мощности с ограничениями, а не учитываются оператором газотранспортной системы в портфолио балансировки заказчика услуг не учитываются в расчете его суточного небаланса. 6. Мощность с ограничениями, указанная в подпункте 1 пункта 1 настоящей главы, предусматривает следующие дополнительные условия (ограничения): 1) мощность с ограничениями определенных точек входа / выхода на межгосударственном соединении может использоваться заказчиком исключительно для транспортировки природного газа между этими точками и не может использоваться для транспортировки природного газа от / до других точек входа / выхода; 2) отсутствие доступа к виртуальной торговой точки; 3) объем природного газа, поданный в газотранспортной системы в определенной точке входа на межгосударственном соединении, должен быть равен объему природного газа, отобранном из газотранспортной системы в определенной точке выхода на межгосударственном соединении, в течение каждой газовой суток; 4) номинации / реноминации при использовании таких мощностей подтверждаются после подтверждения номинаций / реноминаций заказчиков услуг транспортировки, которым предоставлено право пользования гарантированной и / или прерывистой мощностью. Объемы транспортировки природного газа, определенные в подтвержденных номинациях / реноминации заказчиков услуг транспортировки природного газа, которым предоставлено право пользования мощности с ограничениями, могут быть уменьшены оператором газотранспортной системы в одностороннем порядке в случае, когда отсутствуют свободные мощности для предоставления таких услуг и / или существует необходимость выполнения реноминаций заказчиков услуг транспортировки природного газа, которым предоставлено право пользования гарантированной и / или прерывистой мощностью, или с целью недопущения возникновения небаланса в таких заказчиков услуг транспортировки; 5) объем природного газа, указанный в номинации / реноминации для точки входа на межгосударственном соединении, должен соответствовать объема природного газа, указанном для точки выхода на межгосударственном соединении, в противном случае оператор газотранспортной системы отклоняет такую номинацию / реноминации; 6) природный газ транспортируется в таможенном режиме транзита в соответствии с требованиями Таможенного кодекса Украины. Если в результате процесса проверки соответствия номинации / реноминации с операторами смежных систем оказывается, подтвержденные объемы природного газа для мощности с ограничениями в точке входа отличаются от подтвержденных объемов в точке выхода, оператор газотранспортной системы во избежание суточного небаланса у заказчика в одностороннем порядке уменьшает подтверждены объемы до наименьшего из подтвержденных объемов природного газа и информирует об этом заказчиков и соответствующего оператора смежной системы. 7. Мощность с ограничениями, указанная в подпункте 2 пункта 1 настоящей главы, предусматривает следующие дополнительные условия (ограничения): 1) мощность с ограничениями определенных точек входа / выхода на межгосударственном соединении может использоваться заказчиком услуг по транспортировке исключительно для транспортировки природного газа между такими точками входа / выхода на межгосударственном соединении и точками выхода / входа в / из газохранилища или группы газохранилищ и не может использоваться для транспортировки природного газа в / от других точек входа / выхода газотранспортной системы; 2) отсутствие доступа к виртуальной торговой точки; 3) объем природного газа, поданный / отобран в / из газотранспортной системы в определенной точке входа / выхода на межгосударственном соединении, должен быть равен объему природного газа, отобранном / поданном в / из газотранспортной системы в точке выхода / входа в / из газохранилища или группы газохранилищ, в течение каждой газовой суток; 4) номинации / реноминации подтверждаются после подтверждения номинаций / реноминаций заказчиков услуг транспортировки, которым предоставлено право пользования гарантированной и / или прерывистой мощностью. Объемы транспортировки природного газа, определенные в подтвержденных номинациях / реноминации заказчиков услуг транспортировки природного газа, которым предоставлено право пользования мощности с ограничениями, могут быть уменьшены оператором газотранспортной системы в одностороннем порядке в случае, когда отсутствуют свободные мощности для предоставления таких услуг и / или существует необходимость выполнения реноминаций заказчиков услуг транспортировки природного газа, которым предоставлено право пользования гарантированной и / или прерывистой мощностью, или с целью недопущения возникновения небаланса в таких заказчиков услуг транспортировки; 5) объем природного газа, указанный в номинации / реноминации для точки входа или выхода на межгосударственном соединении, должен соответствовать объема природного газа, указанном для точки выхода или входа в / из газохранилища или группы газохранилищ, в противном случае оператор газотранспортной системы отклоняет такую номинацию / реноминации; 6) природный газ транспортируется в / от газохранилищ и сохраняется в хранилищах в таможенном режиме таможенного склада, по которому такой природный газ имеет статус иностранного товара в соответствии с статьи 4 Таможенного кодекса Украины. Заказ и оплата услуг хранения (закачка, отбора) газа осуществляется заказчиком отдельно на основании договора хранения (закачка, отбора) газа, заключенного между таким заказчиком и оператором газохранилищ. Если в результате процесса проверки соответствия номинации с операторами смежных систем оказывается, подтвержденные объемы природного газа для мощности с ограничениями в точке входа или выхода на межгосударственном соединении отличаются от подтвержденных объемов в точке выхода или входа в / из газохранилища или группы газохранилищ, оператор газотранспортной системы во избежание небаланса у заказчика в одностороннем порядке уменьшает подтверждены объемы до наименьшего из подтвержденных объемов природного газа и информирует об этом заказчик и соответствующего оператора смежной системы. 8. Заказчик услуг транспортировки имеет право изменить установленные в пункте 7 настоящей главы условия (ограничения) путем оплаты при изменении условий (ограничений) мощности с ограничениями. Заказ изменения условий (ограничений) использование мощности с ограничениями, установленными в пункте 7 настоящей главы, осуществляется в следующих случаях: 1) транспортировки природного газа, который был представлен на точку выхода в газохранилища или группы газохранилищ на условиях пользования мощности с ограничениями, от точки входа с газохранилища или группы газохранилищ в точке выхода на межгосударственных соединениях, на которых не предлагается мощность с ограничениями; 2) изменения таможенного режима природного газа, который был представлен на точку выхода в газохранилища или группы газохранилищ на условиях пользования мощности с ограничениями, на таможенный режим, по которому природный газ получил статус украинского товара в соответствии с статьи 4 Таможенного кодекса Украины. Заказчик услуг транспортировки обязан сообщить о намерении изменить установленные в пункте 7 настоящей главы условия (ограничения) использования мощности с ограничениями путем направления оператору газотранспортной системы должным образом оформленного сообщения. Оператор газотранспортной системы должен в течение одного рабочего дня направить соответствующий счет на оплату изменений условий (ограничений) мощности с ограничениями. Изменение условий (ограничений) осуществляется на следующий рабочий день после зачисления полной суммы, указанной в счете на оплату изменений условий (ограничений) мощности с ограничениями. Сообщение о намерении изменить условия (ограничения) мощности с ограничениями предоставляется оператору газотранспортной системы в соответствии с формой, которая устанавливается оператором газотранспортной системы и публикуется на его сайте. 9. Стоимость, порядок и сроки оплаты при изменении условий (ограничений) мощности с ограничениями определяются в соответствии с условиями договора транспортировки природного газа и настоящего Кодекса. 9. Процедура передачи мощности 1. Заказчик услуг транспортировки, которому была распределена мощность на годовой, квартальный или месячный период, вправе передать право доступа к такой мощности полностью или частично на период, кратный газовом месяцу, иному заказчику услуг транспортировки после согласования с оператором газотранспортной системы. 2. передачи права пользования договорной мощностью между заказчиками услуг транспортировки заказчики не позднее чем за 5 рабочих дней до даты предполагаемого начала права пользования мощностью другим заказчиком должны предоставить оператору газотранспортной системы заявку об отчуждении права пользования мощностью и заявку о получении права пользования мощностью. Оператор в течение 2 рабочих дней рассматривает такие заявки и вправе согласовать их или отказать в передаче мощности. 3. Основанием для отказа в передаче мощности являются: 1) наличие просроченной задолженности по крайней мере у одного субъекта, подает заявку, по действующему договору транспортировки; 2) отсутствие действующего договора транспортировки у одного из субъектов, подает заявку; 3) невыполнение субъектом, подает заявку, требований к подаче заявки об отчуждении или о получении права пользования мощностью; 4) наличие принятой к рассмотрению оператором газотранспортной системы заявки на возврат распределенной (договорной) мощности в соответствии с требованиями главы 2 раздела XV настоящего Кодекса, мощность которой определяется в заявке об отчуждении права пользования; 5) направление оператором газотранспортной системы уведомления о намерении и / или факт изъятия распределенной (договорной) мощности в соответствии с требованиями главы 2 раздела XV настоящего Кодекса. 4. В случае отказа в согласовании передачи мощности оператор газотранспортной системы в течение 2 рабочих дней должен сообщить обоих заказчиков услуг транспортировки и указать причину отказа. В случае согласования передачи мощности оператор газотранспортной системы в течение 2 рабочих дней направляет заказчикам услуг транспортировки подписан приложение к договору транспортировки природного газа с соответствующими изменениями. Заказчики должны в течение 2 рабочих дней вернуть подписанные приложения к договору. Если подписанные заказчиками приложения к договору не будут предоставлены в указанный срок, то согласование такой передачи мощности аннулируется и мощность остается распределенной на предыдущего заказчика. При этом обязательства по оплате за такую распределенную мощность остается по прежнему заказчиком. 5. В случае распределения объединенной мощности передача мощности с одной стороны межгосударственного соединения не допускается. X. Прекращение, ограничения и возобновления транспортировки природного газа 1. Прекращение, ограничения транспортировки природного газа 1. Оператор газотранспортной системы вправе прекратить (ограничить) транспортировки природного газа в точке входа в газотранспортную систему или точке выхода из газотранспортной системы в случаях: 1) признание аварийным состояния систем газоснабжения; 2) несоответствия качества природного газа на точке входа. 2. Оператор газотранспортной системы обязан прекратить (ограничить) транспортировки природного газа в точке входа в газотранспортную систему или точке выхода из газотранспортной системы в случаях: 1) несанкционированного отбора природного газа; 2) отсутствие договорной мощности в точке входа / выхода; 3) направление заказчиком услуг транспортировки сообщение / поручение о прекращении (ограничении) транспортировка природного газа до точки выхода, в которой потребитель, нарушает условия договора на поставку, получает природный газ; 4) недостаточности финансового обеспечения у заказчика услуг транспортировки, невыполнение условий договора транспортировки природного газа; 5) в других случаях, предусмотренных законодательством. Оператор газотранспортной системы / заказчик услуг транспортировки предоставляет уведомление / поручение о прекращении (ограничении) транспортировки природного газа исполнителю с использованием электронной цифровой подписи уполномоченного лица. Ответственность за наличие оснований для прекращения (ограничения) транспортировки / поставки природного газа несет инициатор такого прекращения (ограничения). 3. Прекращение (ограничения) транспортировки природного газа осуществляется в порядке, установленном настоящим разделом, договором транспортировки, Правилами поставки природного газа и другими нормативно-правовыми актами, регулирующими вопросы прекращения (ограничения) транспортировки природного газа. 4. Если по инициативе заказчика услуг по транспортировке (поставщика) необходимо прекратить (ограничить) газоснабжения потребителю, в отношении которого он является действующим поставщиком, такой заказчик услуг транспортировки обязан инициировать меры по прекращению (ограничению) распределения (транспортировки) газа таком потребителю путем обращения к оператору газораспределительной системы (оператора газотранспортной системы по прямым потребителям) с одновременным направлением оператору газотранспортной системы через информационную платформу уведомления о таком прекращения (ограничения). При этом операторы газораспределительной системы (оператор газотранспортной системы по прямым потребителям), на территории лицензированной деятельности которых расположены потребители соответствующего заказчика услуг по транспортировке, не позднее двух рабочих дней с момента получения от заказчика услуг по транспортировке сообщение о прекращении (ограничении) распределения (транспортировки) газа обязаны сообщить об этом соответствующих потребителей и начать действия по прекращению (ограничению) распределения (транспортировки) газа в порядке, определенном действующим законодательством. До истечения срока, установленного законодательством для прекращения (ограничения) распределения (транспортировки) газа соответствующим потребителям, аллокация их отборов осуществляется на заказчика услуг по транспортировке, который имеет статус действующего поставщика таких потребителей. По истечении срока, установленного законодательством для прекращения (ограничения) распределения (транспортировки) газа потребителям, аллокация фактического объема потребления природного газа такими потребителями осуществляется на соответствующем оператора газораспределительной системы. 5. Сообщение о прекращении (ограничении) могут касаться только тех физических точек выхода, в отношении которых существуют технические возможности осуществления прекращения (ограничения) транспортировки природного газа к потребителю. 6. К сообщению о прекращении (ограничении) транспортировки природного газа прилагаются документы, подтверждающие наличие условий прекращения (ограничения) транспортировки / поставки природного газа, определенных Правилами поставки природного газа. В сообщении о прекращении (ограничении) транспортировки природного газа заказчик услуг транспортировки (поставщик) обязан определить, в частности: точку выхода, к которому относится сообщение; дату прекращения (ограничения) транспортировки природного газа оператором газотранспортной системы к точке выхода, в которой потребитель получает природный газ, но не ранее срока, определенного Правилами поставки природного газа; основание прекращения (ограничения) транспортировки / поставки природного газа; данные представителя заказчика услуг по транспортировке (поставщика), который имеет полномочия на круглосуточные контакты с оператором газотранспортной системы (имя, фамилия, должность, номер телефона и факс), в том числе для принятия обязательного письменного решения об отзыве сообщения. 7. Сообщение о прекращении (ограничении) транспортировки природного газа должно быть направлено оператору газотранспортной системы вместе с документами, о которых говорится в пункте 6 настоящей главы, не позднее четырех дней до указанной в уведомлении даты прекращения (ограничения) транспортировки природного газа, а в при прекращении (ограничении) поставки на предприятиях металлургической и химической промышленности - не позднее 6 (шести) календарных дней до указанной в уведомлении даты прекращения (ограничения) транспортировки природного газа. 8. В случае возникновения случая, указанного в пункте 1 настоящей главы, оператор газотранспортной системы имеет право направить, а в случае возникновения случая, указанного в пункте 2 настоящей главы, обязан направить операторам газораспределительной системы, в газораспределительной зоне которых расположены потребители соответствующего заказчика услуг транспортировки, сообщение о прекращении (ограничении) подачи природного газа соответствующим потребителям. При этом операторы газораспределительной системы, в газораспределительной зоне которых расположены потребители соответствующего заказчика услуг по транспортировке, не позднее одного дня с момента получения от оператора газотранспортной системы оповещения о прекращении (ограничении) подачи природного газа обязаны сообщить таких потребителей и начать действия по прекращению (ограничению ) распределения природного газа в порядке, определенном действующим законодательством. 9. В случае возникновения случая, указанного в пункте 1 настоящей главы, оператор газотранспортной системы имеет право направить, а в случае возникновения случая, указанного в пункте 2 настоящей главы, обязан направить в адрес субъекта, который присоединен к точке входа или точки выхода, сообщение-требование о самостоятельном прекращения (ограничения) подачи природного газа в точку входа или о самостоятельном прекращения (ограничения) потребления природного газа в точке выхода. Оператор газотранспортной системы направляет уведомление-требование не позднее чем за трое суток до даты прекращения (ограничения). На предприятиях металлургической и химической промышленности такой срок не может быть менее чем пять суток. 10. Сообщение-требование должно содержать информацию об основании прекращения (ограничения) транспортировки природного газа, дату и время прекращения (ограничения). 11. Прекращение (ограничения) подачи природного газа в точку входа или прекращения (ограничения) потребления природного газа с точки выхода осуществляется самостоятельно субъектом хозяйствования, который присоединен к точке входа или точки выхода, которые обслуживают газопроводы или газо-потребляющее оборудования, в присутствии должностного лица оператора газотранспортной системы, которая осуществляет опломбирования и составляет акт о прекращении (ограничении) транспортировки природного газа. 12. В случае отказа субъекта, который присоединен к точке входа или точки выхода, самостоятельно прекратить подачу природного газа в точку входа или самостоятельно прекратить потребление природного газа с точки выхода или в случае самовольного его восстановления оператор газотранспортной системы осуществляет принудительное прекращение (ограничение) путем частичного или полного перекрытия входящей задвижных арматуры с ее опломбированием или механического (сварного) отсоединения газопровода, о чем должностным лицом оператора газотранспортной системы составляется акт. 13. Оператор газотранспортной системы вправе привлечь представителей органов внутренних дел для беспрепятственного доступа его работников и должностных лиц к входящей / исходящей задвижных арматуры газопровода или газораспределительного пункта (при его наличии) и выполнения ими работ по прекращению (ограничению) подачи природного газа в точку входа или прекращения (ограничения) потребления природного газа с точки выхода. 14. Стоимость и порядок осуществления оплаты за использованный природный газ прямым потребителем с момента, указанного в уведомлении-требованию о самостоятельном прекращения (ограничения) потребления природного газа, до времени фактического прекращения (ограничения) потребления природного газа определяется договором транспортировки природного газа. 15. В случае устранения случаев, предусмотренных пунктами 1 и 2 настоящей главы, до даты прекращения (ограничения) подачи природного газа в точку входа или прекращения (ограничения) потребления природного газа с точки выхода прекращения (ограничения) транспортировка природного газа не осуществляется. 16. Прекращение (ограничения) подачи природного газа в точку входа или прекращения (ограничения) потребления природного газа с точки выхода не освобождает субъекта, которому было прекращено транспортировки газа, от оплаты услуг по договору транспортировки. 2. Восстановление транспортировки природного газа 1. Восстановление транспортировки природного газа осуществляется при условии: устранение причин прекращения (ограничения) транспортировки природного газа, указанных в пунктах 1 и 2 главы 1 настоящего раздела; оплаты стоимости природного газа согласно пункту 14 главы 1 настоящего раздела; оплаты услуг по его транспортировке; оплаты расходов на выполнение работ по прекращению (ограничению) и возобновления транспортировки природного газа. 2. Восстановление подачи природного газа в точку выхода или восстановления потребления природного газа с точки выхода осуществляется самостоятельно работниками субъекта, которому было прекращено транспортировки газа, в дату и время, определенные оператором газотранспортной системы, в присутствии его должностного лица, составляет акт о возобновления транспортировки природного газа. XI. Номинация и реноминация 1. Общие условия предоставления номинаций / реноминаций 1. Номинации подаются заказчиками услуг транспортировки на соответствующую сутки в разрезе каждой точки входа / выхода. При этом природный газ, находящийся в таможенном режиме таможенного склада, может подаваться / отбираться исключительно в точках входа / выхода на межгосударственных соединениях и / или точках входа / выхода в / из таможенного склада газохранилища или группы газохранилищ. Заказчик услуг транспортировки, на которого в установленном порядке решением Кабинета Министров Украины в соответствии с статьей 11 Закона Украины «О рынке природного газа» положено специальные обязанности по поставкам природного газа отдельным категориям потребителей, подает отдельные номинации / реноминации в рамках выполнения специальных обязанностей для каждой точки входа / выхода, с / к которой такой заказчик намерен подать / отбирать газ в соответствующую газовую сутки. 2. Объем природного газа, указанный в номинации / реноминации, выражается в куб. м и одновременно информативно в единицах энергии (кВт · ч). При этом для осуществления операций на рынке природного газа используется объем, указанный в номинации / реноминации, выраженный в куб. м. Для выражения объемов в кВт · ч используется среднеарифметическое значение минимального и максимального значения высшей теплоты сгорания (25 ° C / 20 ° C), определенных разделом II настоящего Кодекса, равна 10,35 кВт · ч / куб. м. 3. Номинации / реноминации, представляемых заказчиком услуг по транспортировке природного газа, должны содержать следующую информацию: идентификацию точки входа или выхода, с / к которой заказчик услуг транспортировки намерен подать / отбирать газ в соответствующую газовую сутки идентификацию заказчика услуг по транспортировке природного газа, оказывает номинацию / реноминации на соответствующую точку входа и выхода (название заказчика, его EIC-код); идентификацию, что номинация / реноминации подается на объемы природного газа, которые заявляются к транспортировке с использованием мощностей с ограничениями; для точек входа / выхода на межгосударственных соединениях - направление потока природного газа; время начала и конца потока природного газа, по которому предоставляется номинация / реноминации; идентификацию контрагента заказчика услуг по транспортировке природного газа, получает / передает природный газ в соответствующей точке входа или выхода смежного оператора газотранспортной системы (название контрагента, его EIC -код) газовую сутки, к которой принадлежит соответствующая номинация / реноминации; объем природного газа, заявляется к транспортировке. 4. Подача природного газа в газотранспортную систему от (через) смежных газодобывающих предприятий обеспечивается при условии представления номинации / реноминации на виртуальную точку входа от смежного газодобывающего предприятия. На виртуальной точке входа от смежного газодобывающего предприятия номинацию / реноминации имеет право подать только заказчик услуг транспортировки природного газа, является газодобывающим предприятием, на объемы природного газа собственной добычи, будут представлены через смежное газодобывающих предприятий. 5. Подача природного газа газодобывающими предприятиями через подключение к газораспределительной системы обеспечивается при условии представления номинации / реноминации на виртуальную точку входа с газораспределительной системы. На виртуальной точке входа с газораспределительной системы номинацию / реноминации имеет право подать только заказчик услуг транспортировки природного газа, является газодобывающим предприятием, на объемы природного газа собственной добычи, будут представлены через место подключения к газораспределительной системы. При этом если в / из газодобывающих предприятий, непосредственно подключен к газораспределительной системы, подключенные другие газодобывающие предприятия, газодобывающие предприятия, непосредственно подключен к газораспределительной системы, одновременно с предоставлением оператору газотранспортной системы номинации/реноминации подает оператора газораспределительной системы информацию (по форме этого оператора) о плановые объемы подачи природного газа этими газодобывающими предприятиями через виртуальную точку входа с газораспределительной системы. 6. В случае если объем природного газа, определенный в номинации, представленной заказчиком услуг транспортировки, превышает величину уже распределенной ему мощности, кроме мощностей точек межгосударственного соединения на гарантированной и / или прерывистой основе, на годовой, квартальный и месячный периоды, то считается, что заказчик услуг транспортировки на величину превышения подал заявку на распределение мощности на сутки вперед. 7. Номинация / реноминации предоставляется через информационную платформу оператора газотранспортной системы. 8. Если заказчик услуг транспортировки природного газа не предоставил номинацию на точку входа / выхода, на которую ему было распределено мощность на соответствующую газовую сутки, то считается, что заказчиком было подано нулевую номинацию на соответствующую точку входа и / или выхода. 9. Номинации могут быть изменены в соответствии с процедурой подачи реноминации. 10. В номинациях / реноминации необходимо учитывать изменение времени с летнего на зимнее, а также с зимнего на летний. 11. Номинации / реноминации, которые подаются заказчиком услуг по транспортировке природного газа, должны учитывать ограничения и прекращения поставок / транспортировки природного газа, которые внедряются в соответствии с положениями настоящего Кодекса, Национального плана действий, Правилами о безопасности поставок природного газа, а также другие ограничения, внедряются в соответствии с действующими нормативно-правовыми актами. В случае получения оператором газотранспортной системы в установленном законодательством порядке документа уполномоченного органа, на которое наложен арест на природный газ, объемы которого указаны в подтвержденных номинациях, такие номинации считаются аннулированными (кроме объемов природного газа, которые фактически транспортировано на дату получения соответствующего документа), о чем оператор газотранспортной системы в этот же день информирует соответствующего заказчика услуг по транспортировке природного газа. 12. Оператор газораспределительной системы, оператор установки LNG, оператор газохранилищ, смежное газодобывающее предприятие, заказчик услуг транспортировки природного газа и прямой потребитель в порядке, определенном этим Кодексом, должны сообщать оператора газотранспортной системы об отсутствии технической возможности подавать / принимать объем природного газа, указанный в номинациях для точек входа и / или выхода. Оператор газотранспортной системы должен немедленно проинформировать об этом заказчиков услуг транспортировки природного газа. Заказчики услуг транспортировки природного газа в течение двух часов после получения вышеуказанной информации обязаны скорректировать номинацию в данной точке и подать оператору газотранспортной системы реноминации. Номинации / реноминации должны учитывать ограничения и прекращения транспортировки, которые внедряются в соответствии с положениями настоящего Кодекса, Национального плана действий, а также другие ограничения, которые внедряются в соответствии с действующими нормативно-правовыми актами. Оператор газотранспортной системы должен немедленно после принятия решения об ограничении / прекращения транспортировки природного газа проинформировать об этом заказчиков услуг транспортировки путем направления электронного сообщения. В случае если заказчики услуг транспортировки не подали оператору газотранспортной системы соответствующую реноминации, оператор газотранспортной системы имеет право в одностороннем порядке уменьшить подтвержден объем заказчиков услуг транспортировки с учетом приоритета договорной мощности. В случае уменьшения подтвержденного объема оператор газотранспортной системы должен оперативно проинформировать соответствующих заказчиков услуг транспортировки с помощью информационной платформы или электронной почте. Такое сообщение должно содержать следующую информацию: указания точки входа / выхода; уровень и ожидаемый период ограничения; новый подтвержденный объем. О принятии мер, определенных абзацами вторым - седьмым настоящего пункта, оператор газотранспортной системы немедленно информирует регулятора. 13. Объемы транспортировки природного газа, определенные в подтвержденных номинациях / реноминации заказчиков услуг транспортировки природного газа, которым предоставлено право пользования прерывистой мощностью в точках входа / выхода на межгосударственных соединениях, могут быть уменьшены оператором газотранспортной системы в одностороннем порядке в случае, когда нет свободной мощности для предоставления таких услуг и / или существует необходимость выполнения реноминаций заказчиков услуг транспортировки природного газа, которым предоставлено право пользования гарантированной мощностью. Уменьшение должно осуществляться в следующей последовательности: мощность в сутки, месячная мощность, квартальная мощность, годовая мощность. В случае если продукты имеют одинаковый срок, уменьшение должно быть пропорциональным объемам природного газа, указанным в соответствующей номинации. Оператор газотранспортной системы должен немедленно проинформировать об этом соответствующих заказчиков услуг транспортировки природного газа. Оператор газотранспортной системы должен одновременно с подтверждением реноминации заказчику услуг транспортировки природного газа, которому предоставляется услуга по транспортировке на гарантированных началах, проинформировать об изменении номинации / реноминации в одностороннем порядке заказчика услуг по транспортировке природного газа, которому предоставляется услуга транспортировки природного газа на прерывистых началах. 14. Оператор газотранспортной системы проводит проверку представленных ему номинаций / реноминаций заказчика услуг по транспортировке природного газа на соответствие требованиям, определенным в этом разделе. Отклонение номинации / реноминации заказчика услуг по транспортировке природного газа оператором газотранспортной системы происходит не позднее чем через 2:00 после наступления конечного срока подачи номинации и не позднее чем через 2:00 после начала рассмотрения реноминации и осуществляется через: отсутствие действующего договора транспортировки природного газа или нарушения его условий; нарушение требований относительно содержания и / или порядка представления номинации / реноминации; превышение номинации / реноминации мощности, распределенная заказчику услуг транспортировки природного газа в межгосударственных точках, кроме случаев мощности с ограничениями и / или случаев заказ прерывистой мощности в течение суток на межгосударственных соединениях; нарушения условий (ограничений), определенных главой 8 раздела IX настоящего Кодекса, и / или нарушение пункта 22 настоящей главы; недостаточность финансового обеспечения, определенного в соответствии с положениями главы 2 раздела VIII настоящего Кодекса; невыполнение требований действующего законодательства о наличии страхового запаса природного газа; объявления оператором газотранспортной системы, оператором газораспределительной системы, оператором LNG, оператором газохранилищ, смежным газодобывающим предприятием или прямым потребителем в точках входа или выхода об ограничении, аварии или чрезвычайной ситуации, что делает невозможным предоставление услуг транспортировки природного газа по предоставленной номинации; отсутствие, приостановлении действия или аннулировании лицензии на поставку природного газа для заказчиков услуг транспортировки природного газа, которые подали номинации / реноминации на точку выхода в прямой потребителя и / или точки выхода в газораспределительной системы, за исключением подачи оператором газораспределительной системы номинации / реноминации на точку выхода к газораспределительной системы для покрытия объемов (объемов) потерь и производственно-технологических затрат природного газа в газораспределительной системе; нарушение пунктов 5 и 6 настоящей главы; нарушение абзаца третьего пункта 1 главы 3 настоящего раздела; невыполнение требований действующего законодательства относительно перемещения природного газа через таможенную границу Украины трубопроводным транспортом в соответствии с избранным таможенным режимом; наложение в установленном законодательством порядке ареста на объемы, определенные в номинации / реноминации. Каждой причине отклонения номинации / реноминации заказчика услуг по транспортировке природного газа, определенной в настоящем пункте, оператор газотранспортной системы присваивает соответствующий код. 15. Оператор газотранспортной системы не имеет права отклонять номинацию и / или реноминации заказчика услуг по транспортировке природного газа в связи с тем, что плановые объемы подачи природного газа заказчиком услуг по транспортировке природного газа отличаются от его планового объема отборов, за исключением случая предоставления заказчиком номинаций / реноминаций, поданных для использования мощности с ограничениями. 16. В случае отклонения реноминации оператор газотранспортной системы использует последний подтвержденный заказчику услуг транспортировки объем природного газа (при наличии). 17. В случае отклонения номинации / реноминации оператор газотранспортной системы предоставляет заказчику услуг транспортировки природного газа код причины отклонения. Перечень кодов и их значений, определенных в пункте 14 настоящей главы, оператор газотранспортной системы размещает на своем сайте. 18. При проверке номинаций / реноминаций оператор газотранспортной системы учитывает приоритет видов распределенной мощности на заказчиков на соответствующий период (от самого маленького до самого приоритета): гарантирована мощность; прерывистая мощность; мощность с ограничениями. Среди мощности одного вида приоритет отдается заказчику, которому распределена мощность с наибольшим сроком: годовая, квартальная, месячная, на сутки вперед. Мощность одного вида и срока, если номинацию на нее по техническим причинам удовлетворить невозможно, распределяется пропорционально заявленным объемам. 19. Номинация / реноминации, прошедшие процесс проверки, получают статус подтвержденной номинации. 20. Оператор газотранспортной системы имеет право изменять подтвержден объем транспортировки природного газа (ограничивать и / или прекращать транспортировку природного газа) в случае, когда объемы отборов заказчика услуг по транспортировке природного газа в точках выхода на межгосударственных соединениях превышают объемы подач такого заказчика в точках входа на межгосударственных соединениях на 5 и более процентов независимо от размера достаточного финансового обеспечения такого заказчика услуг по транспортировке природного газа. 21. Электронные документы, предоставляемые оператором газотранспортной системы в соответствии с настоящей главой, должны содержать его электронной цифровой подписи и на запрос заказчика услуг по транспортировке предоставляются ему в бумажной форме за подписью уполномоченного лица в срок, не превышающий пяти рабочих дней. 22. Номинации / реноминации на транспортировку природного газа с использованием мощностей с ограничениями предоставляются исключительно на точках входа или выхода, на которых предлагается мощность с ограничениями. 2. Процедура подачи номинации 1. Заказчики услуг транспортировки природного газа подают номинацию оператору газотранспортной системы на газовую сутки (D) не позднее чем до 13:00 UTC (15:00 мск) часа для зимнего периода и 12:00 UTC (15:00 по киевскому времени ) часа для летнего периода газовой суток (D-1). Если заказчик услуг транспортировки природного газа оказывает более одной номинацию по одной и той же точке входа / выхода в определенный этим пунктом срок, оператор газотранспортной системы рассматривает номинацию, которая была получена последней. Оператор газотранспортной системы должен уведомить заказчика услуг по транспортировке природного газа о подтвержденную номинацию транспортировки природного газа согласно номинации, которая прошла процесс проверки, в 15:00 UTC (17:00 мск) часа для зимнего периода и 14:00 UTC (17: 00 по киевскому времени) часа для летнего периода газовой суток (D-1). 2. Номинация может быть предоставлена не ранее чем за 60 дней до газовой суток, до которой такая номинация принадлежит. При этом проверка соответствия финансового обеспечения заказчика услуг по транспортировке природного газа требованиям раздела VIII настоящего Кодекса отдельно по каждой номинации на газовую сутки (D) осуществляется оператором газотранспортной системы при проверке номинации и в период времени, определенный пунктом 1 настоящей главы, в течение газовой суток (D 1). 3. В случае если заказчик услуг транспортировки природного газа не окажет оператору газотранспортной системы номинацию в соответствии с положениями пункта 1 настоящей главы, считается подтвержденной номинация для такого заказчика услуг по транспортировке природного газа с объемами природного газа равна нулю относительно заказанной точки входа / выхода. При этом соответствующая мощность точек входа / выхода на межгосударственном соединении, не была номинирована, может быть предоставлена оператором газотранспортной системы другим заказчикам на период одной газовой суток. 4. В случае отклонения номинации по точке входа / выхода в полном объеме объем природного газа, согласованный для заказчика услуг по транспортировке природного газа в соответствующей точке, составляет ноль. В случае непредоставления или отклонения номинации поставщика« последней надежды »по точке выхода к прямым потребителей и в газораспределительных систем согласованный объем для такого заказчика услуг по транспортировке природного газа в соответствующей точке составляет ноль. 5. На точках входа / выхода на межгосударственном соединении смежные операторы газотранспортных систем могут согласовать внедрение предыдущего цикла принятия номинаций, который заключается в следующем: 1) заказчики услуг транспортировки не обязаны подавать номинации; 2) заказчики услуг транспортировки могут подать номинации операторам газотранспортных систем на газовую сутки (D) не позднее 12:00 UTC часа для зимнего времени или 11.00 UTC часа для летнего времени в газовую сутки (D-1); 3) оператор газотранспортной системы уведомляет об определенных объемы соответствующим заказчикам услуг транспортировки не позднее 12.30 UTC часа для зимнего времени или 11.30 UTC часа для летнего времени в газовую сутки (D-1). 6. При отсутствии номинации, представленной заказчиком услуг транспортировки, до конца срока подачи номинаций, определенного в соответствии с положениями настоящей главы, оператор газотранспортной системы применяет правило номинации по умолчанию, согласованное с смежным оператором газотранспортной системы. Правила номинации по умолчанию, применяемые к точкам входа / выхода на межгосударственном соединении, должны быть уведомлены заказчикам услуг транспортировки оператором газотранспортной системы. Оператор газотранспортной системы на своем сайте публикует перечень согласованных точек входа / выхода на межгосударственном соединении, на которых применяется предыдущий цикл принятия номинаций и правила номинации по умолчанию, применяемые к таким точек. 3. Процедура предоставления реноминации 1. Заказчики услуг транспортировки природного газа вправе изменить заявленные объемы на точках входа и / или выхода, определенные в подтвержденной оператором газотранспортной системы номинации, путем подачи реноминации объемов транспортировки природного газа для отдельной газовой суток. На точках входа / выхода в / из газохранилищ и точках входа / выхода на межгосударственных соединениях транспортировки природного газа в течение суток осуществляется равным почасовым графиком. Изменениям не подлежат объемы, которые были (будут) про транспортированы / распределены на основании подтвержденной номинации до начала изменения объемов транспортировки, определенных реноминации. Реноминации объемов транспортировки природного газа для газовой суток (D) предоставляются с 16:00 UTC (18:00 по киевскому времени) часа для зимнего периода и с 15:00 UTC (18:00 по киевскому времени) для летнего периода газовой суток (D -1) до 02:00 UTC (04:00 по киевскому времени) часа для зимнего периода и 1:00 UTC (04:00 по киевскому времени) для летнего периода газовой суток (D). Реноминации предоставляется не менее чем за 3:00 до начала изменения объемов транспортировки, которые были определены номинации. 2. Процедура рассмотрения реноминации объемов транспортировки природного газа для газовой суток начинается каждый полный час и продолжается 2:00. Оператор газотранспортной системы рассматривает последнюю реноминации, полученную перед полной часом. 3. Оператор газотранспортной системы сообщает заказчика услуг по транспортировке природного газа, который подал реноминации, о подтверждении или об отклонении реноминации с указанием причин отклонения в течение двух часов с начала процедуры рассмотрения реноминации объемов транспортировки природного газа для газовой суток. 4. Оператор газотранспортной системы направляет уведомление о подтвержденных реноминации (с указанием объемов) соответствующим заказчикам услуг по транспортировке природного газа в течение двух часов с начала рассмотрения реноминации. Время начала фактического изменения подтвержденной номинации (в том числе изменения потока) природного газа составляет 2:00 с начала рассмотрения реноминации, за исключением следующих случаев: отсрочки начала происходит на запрос заказчика услуг по транспортировке природного газа; оператор газотранспортной системы позволил более раннее начало. 5. Любое изменение потока природного газа происходит в начале соответствующей часа. 4. Проверка соответствия номинаций / реноминаций для точек входа / выхода на межгосударственных соединениях 1. Оператор газотранспортной системы проводит проверку представленных номинаций / реноминаций для точек входа / выхода на межгосударственных соединениях на предмет отсутствия причин отклонения, предусмотренных пунктом 14 главы 1 настоящего раздела, и соответствия номинациям / реноминации, которые были представлены оператору смежной газотранспортной системы. 2. Процесс проверки номинаций / реноминаций для точек входа или выхода на межгосударственных соединениях должен проходить в соответствии с соглашениями о взаимодействии, заключенных с оператором другой газотранспортной системы. 3. Если процесс проверки номинаций / реноминаций для точек входа / выхода на межгосударственных соединениях проявляет несоответствия в объемах, применяется «правило меньшего». При этом оператор газотранспортной системы подтверждает номинацию / реноминации, что определяет объем природного газа, установленный до уровня меньшего объема природного газа, указанного в номинациях / реноминации. 5. Проверка соответствия номинаций для точек входа от смежных газодобывающих предприятий (через сети которых может передаваться природный газ другого газодобывающего предприятия или группы газодобывающих предприятий) и точек выхода в смежных газодобывающих предприятий 1. Оператор газотранспортной системы проводит проверку представленных номинаций для точек входа от смежных газодобывающих предприятий (через сети которых может передаваться природный газ другого газодобывающего предприятия или группы газодобывающих предприятий) и точек выхода в смежных газодобывающих предприятий на предмет отсутствия причин отклонения, предусмотренных пунктом 14 главы 1 этого раздела. 2. Оператор газотранспортной системы в случае отсутствия причин отклонения, предусмотренных главой 1 настоящего раздела, в 13:30 UTC (15:30 мск) часа для зимнего периода и до 12:30 UTC (15:30 мск) часа для летнего периода газовой суток (D-1) направляет смежном газодобывающих предприятий (а по газодобывающих предприятиях, подключенных к / через газораспределительную систему, - соответствующему оператору газораспределительной системы) номинации, представленные газодобывающими предприятиями, которые планируют передачу природного газа через с Систему указанного смежного газодобывающего предприятия (газодобывающего предприятия, непосредственно подключенного к газораспределительных систем), с целью проведения проверки технической возможности и согласования общего объема природного газа, который планируется для транспортировки через точку входа от смежного газодобывающего предприятия (точку входа с газораспределительной системы). Номинации, представленные газодобывающими предприятиями на точки входа в газотранспортной системы, через которые подается газ только их собственной добычи, на поверку не направляются. 3. Смежное газодобывающих предприятий / оператор газораспределительной системы (в случае подачи номинации на виртуальную точку входа с газораспределительной системы) направляет оператору газотранспортной системы информацию о согласованных номинации до 14:15 UTC (16:15 мск) часа для зимнего периода и 13: 15 UTC (16:15 по киевскому времени) часа для летнего периода газовой суток (D-1). 4. Если оператор газотранспортной системы не получает информацию о согласовании номинаций согласно положениям настоящей главы, оператор газотранспортной системы подтверждает номинации пропорционально поданным заявкам. 5. Если оператор газотранспортной системы не получает информацию о согласовании объема природного газа, который планируется подачи / отбора заказчиком услуг транспортировки через точку входа / выхода из / до смежного газодобывающего предприятия, он отклоняет представленные номинации. 6. Проверка соответствия номинации для точек входа с установок LNG, для точек входа / выхода в / из газохранилищ и для точек входа / выхода в / из таможенного склада газохранилища или группы газохранилищ 1. Номинации, представленные заказчиком услуг по транспортировке природного газа для виртуальных точек входа или точек выхода из / в газохранилища, виртуальных точек входа или точек выхода из / в таможенного склада газохранилищ, виртуальной точки входа по установке LNG, должны совпадать с соответствующими номинациям, представленным оператору газохранилища / оператору установки LNG, включая идентификацию о том, что номинация / реноминации подается на объемы газа, которые заявляются к транспортировке с использованием мощностей с ограничениями. Оператор газотранспортной системы проводит проверку представленных номинаций для точек входа с установок LNG и для точек входа / выхода в / из газохранилищ на предмет отсутствия причин отклонения, предусмотренных пунктом 14 главы 1 настоящего раздела. Оператор газотранспортной системы направляет оператору газохранилищ / оператору установки LNG номинации, представленные заказчиком услуг по транспортировке природного газа, до 13:30 UTC (15:30 мск) часа для зимнего периода и 12:30 UTC (15:30 мск) часа для летнего периода газовой суток (D-1) с целью проверки и согласования представленных номинаций. 2. Оператор газохранилища / оператор установки LNG направляет оператору газотранспортной системы информацию о согласованных номинации до 14:15 UTC (16:15 мск) часа для зимнего периода и 13:15 UTC (16:15 мск) часа для летнего периода газовой суток (D-1). 3. Если процесс проверки соответствия номинаций для виртуальных точек входа или точек выхода из / в газохранилища, виртуальных точек входа или точек выхода из / в таможенного склада газохранилища или группы газохранилищ, виртуальной точки входа по установке LNG обнаруживает несоответствия в номинациях, применяется «правило меньшего». При этом оператор газотранспортной системы подтверждает номинацию, определяющий объем природного газа, установленный до уровня меньшего объема природного газа, указанного в номинациях. 4. Если оператор газотранспортной системы не получает информацию о согласовании объема природного газа, который планируется подачи / отбора заказчиком услуг транспортировки для точек входа с установок LNG и для точек входа / выхода в / из газохранилищ, он отклоняет представленные номинации. 7. Проверка соответствия реноминации для точек входа от смежных газодобывающих предприятий, виртуальных точек входа с газораспределительных систем, виртуальных точек входа или виртуальных точек выхода в / из газохранилищ, виртуальных точек входа или виртуальных точек выхода в / из таможенного склада газохранилищ и для виртуальной точки входа по установке LNG 1. В случае представления заказчиком услуг по транспортировке природного газа реноминации объемов природного газа для виртуальных точек входа с газораспределительных систем, для виртуальных точек входа или виртуальных точек выхода из / в газохранилища, для виртуальных точек входа или виртуальных точек выхода из / в таможенного склада газохранилищ, виртуальной точки входа по установке LNG оператор газотранспортной системы направляет оператору газораспределительной системы, оператору газохранилища, оператору установки LNG эту реноминации в течение 30 минут после начала процедуры рассмотрения реноминации. Реноминации, представленные газодобывающими предприятиями, подают природный газ через систему смежного газодобывающего предприятия (газодобывающего предприятия, непосредственно подключенного к газораспределительных систем) и / или через газораспределительные сети, направляются смежном газодобывающих предприятий, оператору газораспределительной системы в течение 30 минут после начала процедуры рассмотрения реноминации. Реноминации, представленные газодобывающими предприятиями на точки входа в газотранспортной системы, через которые подается газ только их собственной добычи, на поверку не направляются. 2. Смежное газодобывающее предприятие, из сети которого подается газ другого газодобывающего предприятия, оператор газораспределительной системы, оператор газохранилища, оператор установки LNG осуществляют проверку реноминации и направляют оператору газотранспортной системы информацию о результатах проверки реноминации в течение 45 минут с момента получения реноминации от оператора газотранспортной системы. 3. Если процесс проверки соответствия реноминации для виртуальной точки входа / выхода в / из газохранилищ, для виртуальной точки входа / выхода в / из таможенного склада газохранилищ или виртуальной точки входа по установке LNG обнаруживает несоответствия в реноминации, применяется «правило меньшего». При этом оператор газотранспортной системы подтверждает реноминации, что определяет объем природного газа, установленный до уровня меньшего объема природного газа, указанного в реноминации. 4. Процесс проверки соответствия реноминации для точек входа от смежных газодобывающих предприятий, виртуальных точек входа с газораспределительных систем осуществляется в соответствии с главой 5 настоящего раздела. 5. Если оператор газотранспортной системы не получает информацию о согласовании объемов природного газа, который планируется для подачи / отбора через точки входа / выхода из / в смежных газодобывающих предприятий, точку входа с газораспределительных систем, точки входа / выхода в / из газохранилищ и точку входа с установок LNG, он отклоняет представленные реноминации. XII. Обмен информацией о подаче И отбора природного газа заказчика услуг транспортировку природного газа и определения аллокаций 1. Общие положения 1. Оператор газотранспортной системы на основании информации о измеренный за газовую сутки объем природного газа и все его подачи и отборы, которая предоставляется оператором газораспределительной системы, смежным газодобывающим предприятием, газодобывающим предприятием, подключенным непосредственно к газораспределительной системы, оператором газохранилищ, оператором установки LNG и прямым потребителем, предоставляет каждому заказчику услуг транспортировки природного газа информацию о его подачи и отборы в точках входа / выхода в / из газотранспортной системы и за соответствующую газовую сутки (D) в порядке, установленном настоящим разделом. Информация о отборы в точках выхода в газораспределительных систем предоставляется в разрезе потребителей заказчика услуг транспортировки. 2. Если информация о фактическом объеме потребления природного газа не может быть получена ежесуточно (при отсутствии дистанционной передачи данных коммерческого узла учета), используется расчетное (прогнозируемое) значения. 3. Аллокация природного газа по каждому заказчику услуг транспортировки природного газа, поданных (полученных) им в точке входа и отобранных (переданных) в точке выхода за определенный период, определяется оператором газотранспортной системы и приходится им в известность заказчика услуг по транспортировке природного газа в порядке, определенном этим Кодексом. 4. Ответственность за своевременность, полноту и достоверность предоставляемой в соответствии с настоящей главой, несет тот субъект, на которого возлагается обязанность по предоставлению информации оператору газотранспортной системы в соответствии с настоящей главой. Электронные документы (электронные сообщения), предоставляемых оператором газотранспортной системы в соответствии с настоящей главой, должны содержать его электронной цифровой подписи и на запрос заказчика услуг по транспортировке предоставляются ему в бумажной форме за подписью уполномоченного лица в срок, не превышающий 5 рабочих дней. 5. Информация об объемах подач и отборов газа, предыдущая и окончательная аллокация определяются в метрах кубических и информативно в единицах энергии (кВт · ч). 2. Прогноз отборов / потребления, не измеряются ежесуточно 1. Не позднее чем в 11:00 UTC (13:00 мск) часов для зимнего периода или в 10:00 UTC (13:00 мск) часов для летнего периода газовой суток (D-1) оператор газотранспортной системы предоставляет заказчику услуг транспортировки природного газа на газовую сутки (D) прогноз его отборов / потребления, не измеряются ежесуточно, отдельно по каждому из них, в том числе отборов каждого потребителя, поставщиком которого является этот заказчик услуг транспортировки природного газа. 2. В газовую сутки (D) оператор газотранспортной системы предоставляет заказчику услуг транспортировки природного газа по меньшей мере два обновления прогноза отборов, не измеряются ежедневно. Первое обновление предоставляется не позднее чем в 13:00 UTC (15:00 мск) часов для зимнего периода или в 12:00 UTC (15:00 мск) часов для летнего периода газовой суток (D). Второе обновление предоставляется не позднее чем в 17:00 UTC (19:00 мск) часов для зимнего периода или в 16:00 UTC (19:00 мск) часов для летнего периода газовой суток (D). 3. Оператор газотранспортной системы предоставляет заказчику услуг транспортировки природного газа прогноз отборов / потребления, не измеряются ежесуточно, и обновления такого прогноза на основании информации (прогноза), предоставленной оператором газораспределительной системы, по отношению к потребителям, которые находятся в его газораспределительной зоне. 4. Оператор газораспределительной системы осуществляет прогнозирование отборов / потребления в газораспределительной зоне, в которой он осуществляет деятельность по распределению природного газа. Оператор газораспределительной системы предоставляет оператору газотранспортной системы информацию, необходимую для предоставления заказчикам услуг по транспортировке природного газа в соответствии с настоящим Кодексом, в том числе с целью проведения оператором газотранспортной системы процедуры аллокации. 5. Расчет прогнозов отборов / потребления, не измеряются ежесуточно, производится оператором газораспределительной системы. При этом такой расчет осуществляется на основании статистики месячных отборов / потребления за предыдущие три года и учитывает изменения температуры окружающей среды, профили потребления, дни недели, сезон отпусков и другие параметры, влияющие на суточный отбор / потребления. 6. Оператор газораспределительной системы предоставляет оператору газотранспортной системы прогнозы отборов / потребления, не измеряются ежесуточно, и обновление таких прогнозов не позднее чем за один час до окончания срока предоставления такой информации оператором газотранспортной системы заказчикам услуг по транспортировке природного газа соответствии с настоящей главой. 7. Информация должна предоставляться оператором газораспределительной системы в электронном виде через информационную платформу по установленной оператором газотранспортной системы форме, согласованной Регулятором. 8. Оператор газораспределительной системы ежегодно публикует отчет о точности прогнозирования отборов / потребления, не измеряются ежесуточно, до 01 марта года, следующего за отчетным. 9. В случае нарушения оператором газораспределительной системы обязанностей, предусмотренных настоящей главой, оператор газотранспортной системы срочно информирует об этом регулятора. 3. Порядок обмена информацией о подаче и отборы / потребления, измеряемые в течение суток 1. Оператор газотранспортной системы предоставляет заказчику услуг транспортировки природного газа информацию о его подачи и отборы / потребления природного газа, измеряемые в течение суток, ежесуточно отдельно по каждому из его потребителей как минимум два раза в газовую сутки. Первое обновление предоставляется не позднее 13:00 UTC (15:00 мск) часа для зимнего периода или 12:00 UTC (15:00 мск) часа для летнего периода газовой суток (D). Второе обновление предоставляется не позднее 17:00 UTC (19:00 мск) часа для зимнего периода или 16:00 UTC (19:00 мск) часа для летнего периода газовой суток (D). 2. Оператор газораспределительной системы, смежное газодобывающих предприятий, газодобывающее предприятие, подключенное непосредственно к газораспределительной системы, оператор газохранилищ, оператор установки LNG и прямой потребитель предоставляют оператору газотранспортной системы информацию о подаче и отборы / потребления, измеряемые в течение суток, не позднее чем за один час до окончания срока предоставления такой информации оператором газотранспортной системы заказчикам услуг по транспортировке природного газа в соответствии с пунктом 1 настоящей главы. При этом информация о суточные объемы подач и отборов / потребления, измеряемые в течение суток, предоставляется оператору газотранспортной системы не позднее чем в 08:00 UTC (10:00 мск) часов для зимнего периода или в 07:00 UTC (10: 00 по киевскому времени) часов для летнего периода после окончания газовой суток (D). Такая информация должна предоставляться в электронном виде через информационную платформу по установленной оператором газотранспортной системы форме, согласованной Регулятором. 4. Порядок обмена информацией о подаче и отборы / потребления по окончании газовой суток 1. Оператор газораспределительной системы, смежное газодобывающих предприятий, газодобывающее предприятие, подключенное непосредственно к газораспределительной системы, оператор газохранилищ, оператор установки LNG и прямой потребитель предоставляют оператору газотранспортной системы информацию о фактических объемах подач или отборов / потребления, измеряемые в течение суток и ежесуточно, а не позднее чем за один час до окончания срока предоставления такой информации оператором газотранспортной системы заказчикам услуг по транспортировке природного газа согласно параграфом 1 главы 5 настоящего раздела. Если газораспределительная система имеет место передачи природного газа в / из другого (ой) газораспределительную (ой) систему (ы), операторы соответствующих газораспределительных систем подают оператору газотранспортной системы информацию о фактическом объеме приема-передачи природного газа из одной газораспределительной зоны в другую в срок, определенный абзацем первым настоящего пункта, в электронном виде через информационную платформу по установленной оператором газотранспортной системы форме, согласованной Регулятором. 2. Оператор газораспределительной системы предоставляет оператору газотранспортной системы информацию об окончательных прогнозируемые объемы отборов / потребления, не измеряются ежесуточно, не позднее чем за один час до окончания срока предоставления такой информации оператором газотранспортной системы заказчикам услуг по транспортировке природного газа в соответствии с пунктом 1 главы 5 настоящего раздела в электронном виде через информационную платформу по установленной оператором газотранспортной системы форме, согласованной Регулятором. 3. Полученные в соответствии с пунктами 1 - 2 этой главы данные о фактических и расчетных отборы и подачи используются для проведения предварительных аллокаций и расчета предыдущего объема суточного небаланса заказчиков услуг транспортировки природного газа. 5. Предыдущая суточная аллокация подач природного газа заказчика услуг по транспортировке природного газа 1. Оператор газотранспортной системы не позднее чем в 15:00 UTC (17:00 мск) часов для зимнего периода или в 14:00 UTC (17:00 мск) часов для летнего периода газовой суток (D + 1) осуществляет предварительную аллокации подач природного газа и предоставляет ее каждому заказчику услуг транспортировки природного газа по газовую сутки (D). 2. В точках входа из газохранилищ оператор газотранспортной системы определяет аллокации объемов по данным подтвержденных номинаций / реноминаций. При этом объемы, определенные в аллокации, равны объемам, определенным в подтвержденных номинациях / реноминации. 3. В точках входа на межгосударственных соединениях оператор газотранспортной системы определяет предварительную аллокации объемов подач заказчика услуг транспортировки по данным подтвержденных номинаций / реноминаций. При этом объемы, определенные в предыдущем аллокации, равны объемам, определенным в подтвержденных номинациях / реноминации (кроме случаев, определенных этим пунктом). В случае если соглашением о взаимодействии со смежным оператором газотранспортной системы предусмотрен иной порядок определения аллокации, определение предварительной аллокации осуществляется в соответствии с такой соглашения о взаимодействии с учетом требований настоящего абзаца. При этом оператор газотранспортной системы на своем сайте публикует перечень точек входа на межгосударственном соединении, на которых предыдущая аллокация осуществляется в соответствии с соглашением о взаимодействии, а также положения соглашения о взаимодействии, которые предусматривают порядок определения аллокации. 4. Для осуществления оператором газотранспортной системы аллокации в точках входа от смежных газодобывающих предприятий смежное газодобывающее предприятие предоставляет оператору газотранспортной системы соответствующую информацию об объемах подач природного газа (в разрезе газодобывающих предприятий, подающих природный газ в газотранспортной системы в этой точке входа) не позднее чем за один час до окончания срока предоставления такой информации оператором газотранспортной системы, установленного пунктом 1 настоящей главы, в электронном виде через информационную платформу по установленной оператором газотранспортной системы форме, согласованной Регулятором. Если информация об объемах подачи природного газа в соответствующей точке входа не будет оказана оператору газотранспортной системы (в сроки, определенные настоящей главой) для проведения аллокации, объем природного газа, поданный в соответствующих точках входа от газодобывающих предприятий, должен быть определен в следующем порядке: если объем по соответствующей точке входа превышает суммарные подтверждены номинации / реноминации газодобывающих предприятий по этой точке, то оператор газотранспортной системы определяет газодобывающим предприятиям, номинации / реноминации которых были подтверждены по этой точке, объем их подтвержденных номинаций / реноминаций, а разница определяется смежном газодобывающих предприятий, о чем оператор газотранспортной системы информирует заказчиков услуг транспортировки природного газа и смежное газодобывающих предприятий; если фактический объем по соответствующей точке входа не превышает суммарные подтверждены номинации / реноминации газодобывающих предприятий по этой точке, то оператор газотранспортной системы определяет газодобывающим предприятиям, номинации / реноминации которых были подтверждены по этой точке, объем пропорционально их подтвержденным номинациям / реноминации, о чем оператор газотранспортной системы информирует газодобывающие предприятия, для которых по этой точке входа были подтверждены номинации / реноминации. 5. Для осуществления оператором газотранспортной системы аллокации в точках входа с газораспределительных систем (место поступления природного газа от газодобывающего предприятия в точке его подключения к газораспределительной системы, по которой, в том числе, может передаваться природный газ другого газодобывающего предприятия или группы газодобывающих предприятий) оператор газораспределительной системы предоставляет оператору газотранспортной системы соответствующую информацию об объемах подач природного газа в виртуальной точке входа с газораспределительной системы в разрезе газодобывающих предприятий не позднее чем за один час до окончания срока предоставления такой информации оператором газотранспортной системы, установленного пунктом 1 настоящей главы, в электронном виде через информационную платформу по установленной оператором газотранспортной системы форме, согласованной Регулятором. При этом газодобывающих предприятий, непосредственно подключен к газораспределительной системы, обязано предоставить соответствующему оператору газораспределительной системы информацию (по форме этого оператора) по фактическому объему подачи природного газа в виртуальной точке входа с газораспределительной системы в разрезе подключенных к / через него газодобывающих предприятий не позднее чем за 3:00 до окончания срока предоставления информации оператором газотранспортной системы, установленного пунктом 1 настоящей главы, в электронном виде. Если информация об объеме подачи природного газа через место подключения газодобывающего предприятия к газораспределительной системы будет отличаться от данных коммерческого узла учета, учитывает природный газ через указанное место подключения, для проведения аллокации объем подачи природного газа через место подключения газодобывающего предприятия определяется по данным коммерческого узла учета, а объемы, представленные газодобывающими предприятиями через указанное место подключения, должны быть определены в следующем порядке: если объем подачи природного газа по данным коммерческого узла учета будет превышать объем, предоставленный газодобывающим предприятием, то оператор газораспределительной системы определяет газодобывающим предприятиям (кроме непосредственно подключенного) объем их подтвержденных номинаций / реноминаций, а разницу определяет газодобывающих предприятий, непосредственно подключен к газораспределительной системы, о чем оператор газораспределительной системы его информирует; если объем подачи природного газа по данным коммерческого узла учета будет меньше данных, предоставленных газодобывающим предприятием, то оператор газораспределительной системы определяет газодобывающим предприятиям объем пропорционально их подтвержденным номинациям / реноминации, о чем оператор газораспределительной системы их информирует. 6. Предыдущая суточная аллокация отборов заказчика услуг по транспортировке природного газа 1. Оператор газотранспортной системы не позднее чем в 15:00 UTC (17:00 мск) часов для зимнего периода или в 14:00 UTC (17:00 мск) часов для летнего периода газовой суток (D + 1) осуществляет предварительную аллокации отборов газа и предоставляет ее каждому заказчику услуг транспортировки природного газа по газовую сутки (D). 2. В точках выхода в газохранилища оператор газотранспортной системы определяет аллокации объемов по данным подтвержденных номинаций / реноминаций. При этом объемы, определенные в аллокации, равны объемам, определенным в подтвержденных номинациях / реноминации. 3. В точках выхода на межгосударственных соединениях оператор газотранспортной системы определяет предварительную аллокации объемов отборов заказчика услуг транспортировки по данным подтвержденных номинаций / реноминаций. При этом объемы, определенные в предыдущем аллокации, равны объемам, определенным в подтвержденных номинациях / реноминации (кроме случаев, определенных этим пунктом). В случае если соглашением о взаимодействии со смежным оператором газотранспортной системы предусмотрен иной порядок определения аллокации, определение предварительной аллокации осуществляется в соответствии с такой соглашения о взаимодействии с учетом требований настоящего абзаца. При этом оператор газотранспортной системы на своем сайте публикует перечень точек выхода на межгосударственном соединении, на которых предыдущая аллокация осуществляется в соответствии с соглашением о взаимодействии, а также положения соглашения о взаимодействии, которые предусматривают порядок определения аллокации. 4. Весь объем природного газа, отобранный в точке выхода к газораспределительной системы, подлежит распределению на соответствующих заказчиков услуг транспортировки природного газа путем определения аллокации. Оператор газотранспортной системы определяет предварительную ежесуточную аллокации отборов заказчика услуг по транспортировке природного газа на основе информации, полученной в соответствии с этим разделом, и Реестра потребителей поставщика. В случае отбора / потребления, измеряется ежесуточно, для проведения предварительной ежесуточной аллокации используются фактические данные отбора / потребления, полученные на конец газовой суток. В случае отбора / потребления, не измеряется ежесуточно, для проведения предварительной ежесуточной аллокации используются данные второго обновление прогноза отбора / потребления, определенного согласно пункту 2 главы 2 настоящего раздела. Если объем природного газа, передан в газораспределительной системы (с учетом объемов подачи природного газа газодобывающим предприятием, присоединенным к сетям газораспределительной системы, и перетока газа в смежную газораспределительную систему), превышает суммарный объем природного газа, который был отобран потребителями согласно информации о отборы с газораспределительной системы, то вся разница отбором соответствующего оператора газораспределительной системы. Если объем природного газа, передан в газораспределительной системы (с учетом объемов подачи природного газа газодобывающим предприятием, присоединенным к сетям газораспределительной системы, и перетока газа в смежную газораспределительную систему), является меньше суммарный объем природного газа, который был отобран потребителями согласно информации о отборы с газораспределительной системы, то оператор газотранспортной системы пропорционально уменьшает окончательный расчетный объем по отборах, не измеряются ежесуточно, с этой газораспределительной системы. 5. В точках выхода к прямому потребителя оператор газотранспортной системы проводит аллокации всего объема природного газа на его действующего поставщика на основании данных Реестра потребителей поставщика. 6. Если газораспределительная система имеет место передачи природного газа в другую газораспределительную систему (то есть через смежную газораспределительную систему природный газ передается в другую газораспределительную систему), оператор газораспределительной системы, которому принадлежит или в эксплуатации которого находится коммерческий узел учета, предоставляет оператору газотранспортной системы информацию о фактический объем приема-передачи природного газа из одной газораспределительной системы в другую не позднее чем за один час до окончания срока предоставления такой информации оператором газотранспортной системы, установленного пунктом 1 настоящей главы. 7. Аллокация отборов газа потребителя возможна только на заказчика услуг по транспортировке природного газа, является действующим поставщиком такого потребителя согласно данным Реестра потребителей поставщика, и относится на него оператором газотранспортной системы до момента прекращения поставок природного газа таком потребителю в установленном порядке, кроме случаев, предусмотренных ниже. В случае несанкционированного отбора природного газа потребителем весь соответствующий объем вносится в аллокации соответствующего оператора газораспределительной системы, а по прямому потребителю - оператора газотранспортной системы. В случае письменного требования заказчика услуг по транспортировке природного газа, является поставщиком, или оператора газотранспортной системы к оператору газораспределительной системы о прекращении распределения природного газа потребителю заказчика, которая подается в установленном законодательством порядке, аллокация фактического объема потребления природного газа таким потребителем после срока, установленного законодательством на прекращение распределения природного газа таком потребителю, осуществляется на оператора газораспределительной системы. В случае письменного требования заказчика услуг по транспортировке природного газа, является поставщиком, к оператору газотранспортной системы о прекращении транспортировки природного газа прямом потребителю заказчика, которая подается в установленном законодательством порядке, фактический объем потребления природного газа таким прямым потребителем по истечении срока, установленного законодательством на прекращение транспортировки природного газа таком прямом потребителю, вносится в аллокации оператора газотранспортной системы. 7. Окончательные аллокации ежесуточных подач и отборов заказчика услуг по транспортировке природного газа 1. Окончательная аллокация ежесуточных подач и отборов заказчика услуг по транспортировке природного газа газового месяца (М) осуществляется оператором газотранспортной системы с учетом требований настоящей главы. 2. В точках выхода к газораспределительной системы с целью проведения окончательной аллокации ежесуточных отборов / потребления, не измеряются ежесуточно, оператор газораспределительной системы до 08 числа газового месяца (М + 1) предоставляет оператору газотранспортной системы информацию о фактическом месячный отбор / потребления природного газа отдельно по каждому потребителю, отбор / потребления которого измеряется ежедневно. В случае если коммерческий узел учета оборудован вычислителем (корректором) с возможностью установить по результатам месяца фактическое ежедневное потребление природного газа, такая информация дополнительно предоставляется в разрезе газовых дней газового месяца (М). 3. В точках выхода к газораспределительной системы оператор газотранспортной системы осуществляет окончательную аллокации ежесуточных отборов заказчика услуг по транспортировке природного газа с учетом информации о прогнозируемых и фактических объемах потребления по каждому отдельному потребителю заказчика услуг по транспортировке природного газа с учетом требований настоящей главы. 4. Окончательная аллокация отборов / потребления, измеряются ежесуточно, равна объемам предыдущих суточных аллокаций, кроме случаев изменения режимов начисления потребителю объемов в порядке, установленном Кодексом газораспределительных систем. При изменении режимов начисления потребителю объемов за период такого изменения корректировки суточных объемов потребления осуществляется в соответствии с пунктом 6 настоящей главы. 5. Окончательная аллокация отборов / потребления, не измеряются ежесуточно, при условии осуществления учета коммерческим узлом учета, оборудованным вычислителем (корректором) с возможностью установить по результатам месяца фактическое ежедневное потребление природного газа, а также объемы окончательных ежесуточных аллокаций по такому потребителю корректируются и равны фактическому потреблению за соответствующую газовую сутки газового месяца (М) по данным вычислителя (корректора), кроме случаев изменения режимов начисления потребителю объемов в порядке, установленном кодексом газораспределительных систем. При изменении режимов начисления потребителю объемов за период такого изменения корректировки суточных объемов потребления осуществляется в соответствии с пунктом 6 настоящей главы. 6. В случае если фактический месячный объем отбора / потребления равна сумме предыдущих ежесуточных аллокаций за месяц, для отбора / потребления, не измеряется ежесуточно и учет которого осуществляется коммерческим узлом учете, не оборудованным вычислителем (корректором), объемы ежесуточных окончательных аллокаций равны объемам, определенным предварительным ежесуточными аллокации. В случае если фактический месячный объем отборов / потребления не равна сумме предыдущих ежесуточных аллокаций за месяц, для отбора / потребления, не измеряется ежесуточно и учет которого осуществляется коммерческим узлом учете, не оборудованным вычислителем (корректором), для определения ежесуточных окончательных аллокаций отборов принимаются данные скорректированных ежесуточных аллокаций. При этом предыдущие ежесуточные аллокации отбора / потребления корректируются на величину Δ (с учетом положительной / отрицательной величины), размер которой определяется по формуле Δ = VD прогноз × (VM факт / VM прогноз - 1), где VD прогноз VM факт VM прогноз - предыдущая суточная аллокация; - фактический месячный объем потребления / отбора; - месячная сумма предыдущих ежесуточных аллокаций. Если месячная сумма ежесуточных аллокаций по данным оператора газораспределительной системы равен нулю, размер корректировки окончательных ежесуточных аллокаций определяется по формуле Δ = VM факт / n, где n - количество дней в газовом месяца, в которые объект потребителя был подключен к газовым сетям. Корректировка объемов суточного отбора / потребления не осуществляется по дней, в течение которых объект потребителя был отключен в установленном порядке от газораспределительной системы. Корректировка объемов суточного отбора / потребления обеспечивается оператором газораспределительной системы на информационной платформе. 7. Окончательная аллокация ежесуточных подач и отборов газа заказчика услуг по транспортировке природного газа по точкам входа / выхода в / из газотранспортной системы, кроме точки выхода в газораспределительной системы, осуществляется на основании предварительных ежесуточных аллокаций подач и отборов. При этом объемы в окончательной ежесуточной аллокации равны объемам, определенным в предыдущей ежесуточной аллокации. 8. Соглашение о внедрении оперативного балансового счета 1. Оператор газотранспортной системы может заключить соглашение о внедрении оперативного балансового счета с оператором смежной газотранспортной системы, оператором газораспределительной системы, смежным газодобывающим предприятием, оператором установки LNG или оператором газохранилища, имеющих физическое соединение с газотранспортной системой, для поддержания подачи природного газа на точку входа в газотранспортную систему или отбора с точки выхода из газотранспортной системы. Соглашение может быть заключено, если существуют технические возможности для внедрения такого счета. 2. точек входа / выхода, в отношении которых заключено соглашение о внедрении оперативного балансового счета, аллокации заказчика услуг по транспортировке природного газа является подтверждена номинация. 3. Список точек, по которым заключено соглашение о внедрении оперативного балансового счета, размещается на веб-сайте оператора газотранспортной системы. 9. Соглашение о аллокации 1. Поставщики с потребителем, коммерческий ВОГ которого отнесен к категории (годовой объем потребления составляет более 3 млн куб. М), вправе заключить соглашение о аллокации, предметом которой является распределения объемов поставки природного газа на одну точку коммерческого учета, которой присвоен отдельный EICкод, в одном расчетном периоде между заказчиками услуг транспортировки (поставщиками), которые являются сторонами соглашения о аллокации. 2. Соглашения о аллокации регистрируются на информационной платформе оператора газотранспортной системы. Оператор газотранспортной системы обязан обеспечить на своей информационной платформе возможность осуществления регистрации соглашения о аллокации. 3. С целью регистрации на информационной платформе соглашения о аллокации заказчик услуг транспортировки (поставщик), который является стороной соглашения о аллокации, обязан внести в информационной платформы следующие данные: 1) EIС -код потребителя и, при наличии, EIС -код его точки коммерческого учета; 2) период поставки природного газа, на который распространяется действие аллокационного алгоритма; 3) количество заказчиков услуг транспортировки (поставщиков), которые являются сторонами соглашения о аллокации; 4) собственный EIС -код и EIС -коды других сторон соглашения о аллокации; 5) данные аллокационного алгоритма: свою долю и долю каждой из сторон соглашения о аллокации в процентах от общего объема / объема суточного отбора / потребления природного газа потребителем, будет относиться к аллокации отборов каждого из заказчиков услуг транспортировки (поставщиков) и учитываться оператором газотранспортной системы в их портфолио балансировки. Внесение таких данных скрепляется электронной цифровой подписью уполномоченного лица заказчика услуг по транспортировке (поставщика), авторизованной на информационной платформе. Период поставки не может превышать срок действия договора транспортировки природного газа заказчика услуг по транспортировке (поставщика), который является стороной соглашения о аллокации. В случае если соглашение о аллокации предусматривает поставки природного газа потребителю одним из заказчиков услуг транспортировки (поставщиков), который является стороной соглашения о аллокации, в рамках выполнения им специальных обязанностей, которые в установленном порядке возложены решением Кабинета Министров Украины на основании статьи 11 Закона Украины «О рынке природного газа», период поставки должен быть кратный газовом месяцу. Оператор газотранспортной системы осуществляет проверку данных для регистрации соглашения о аллокации с момента внесения данных всеми заказчиками услуг транспортировки (поставщиками), которые являются сторонами соглашения о аллокации (кроме потребителя), на информационной платформе оператора газотранспортной системы. 4. Если данные, внесенные каждым из заказчиков услуг транспортировки (поставщиков), который является стороной соглашения о аллокации, совпадают, сумма долей пропорционального распределения (аллокационный алгоритм) суточного отбора / потребления природного газа потребителем равен 100 процентам, а информационная платформа не проявляет потребителя в реестре другого (гих) поставщика (-ков) в периоде поставки природного газа, определенном в соглашении о аллокации, оператор газотранспортной системы регистрирует соглашение о аллокации на информационной платформе, а такой потребитель включается в Реестры потребителей каждого поставщика, который является стороной соглашения о аллокации. 5. Если данные, внесенные каждым из поставщиков, который является стороной соглашения о аллокации, не совпадают и / или сумма долей пропорционального распределения (аллокационный алгоритм) суточного отбора / потребления природного газа потребителем не равна 100 процентам, оператор газотранспортной системы отказывает в регистрации на информационной платформе соглашения о аллокации, о чем каждому из участников, которые являются заказчиками услуг транспортировки (поставщиками), направляется соответствующее информационное сообщение через информационную платформу в срок не позднее одной газовой суток с момента внесения данных всеми заказчиками услуг транспортировки (поставщиками), которые являются сторонами соглашения о аллокации. 6. Если данные, внесенные каждым из заказчиков услуг транспортировки (поставщиков), который является стороной соглашения о аллокации, совпадают, сумма долей пропорционального распределения (аллокационный алгоритм) суточного отбора / потребления природного газа потребителем равен 100 процентам, но информационная платформа обнаруживает потребителя в Реестре другого поставщика в период поставки природного газа, определенном в соглашении о аллокации, оператор газотранспортной системы приостанавливает регистрацию соглашения о аллокации и применяются общие правила об изменении поставщика, предусмотренные пунктом 4 главы 5 раздела IV этого Кодекса, с учетом того, что обмен информацией осуществляется в отношении всех сторон соглашения о аллокации. В случае если при регистрации нового соглашения о аллокации информационная платформа обнаруживает, что в инициированный период поставки природного газа потребитель уже включен в Реестры поставщиков, которые являются сторонами действующего соглашения о аллокации, требования о совершении действий по подтверждению на информационной платформе согласия на переход потребителя к новым поставщиков или несогласия на информационной платформе перехода потребителя к новым поставщиков, предусмотренные пунктом 4 главы 5 раздела IV этого Кодекса, распространяются на каждого действующего поставщика. При этом предоставление согласия на переход потребителя к новым поставщиков хотя бы одной из сторон действующего соглашения о аллокации является достаточным основанием для осуществления смены поставщика и досрочного прекращения регистрации действующего соглашения о аллокации. 7. Соглашение о аллокации может быть досрочно прекращено одним из заказчиков услуг транспортировки (поставщиков), который является стороной соглашения о аллокации, путем направления оператору газотранспортной системы через информационную платформу сообщение о прекращении участия (в соответствии с соглашением о аллокации) при условии, что дата прекращения соглашения о аллокации наступит не ранее чем через пять дней (семь дней потребителю, относится к предприятиям металлургической и химической промышленности) после даты инициирования таких изменений на информационной платформе. В таком случае оператор газотранспортной системы отменяет регистрацию соглашения о аллокации на информационной платформе, о чем информирует заказчиков услуг транспортировки (поставщиков), которые являются сторонами соглашения о аллокации, путем направления информационного сообщения через информационную платформу и вносит соответствующие корректировки в Реестры потребителей поставщиков, которые являются сторонами соглашения о аллокации, в части корректировки периода поставки газа соответствующем потребителю. При этом такой потребитель (соответствующая точка коммерческого учета этого потребителя, которому присвоен отдельный EIC-код) отражается в информационной платформе как таковой, не зарегистрирован в Реестре потребителей ни поставщика. 8. В случае прекращения оператором газотранспортной системы предоставления одном из заказчиков услуг транспортировки (поставщиков), который является стороной соглашения о аллокации, услуг транспортировки природного газа в порядке, установленном настоящим Кодексом или договором транспортировки природного газа, оператор газотранспортной системы отменяет регистрацию соглашения о аллокации на информационной платформе, о чем информирует заказчиков услуг транспортировки (поставщиков), которые являются сторонами соглашения о аллокации, путем направления информационных сообщений через информационную платформу и вносит соответствующие корректировки в Реестры потребителей поставщиков, являющихся сторонами соглашения о аллокации, в части корректировки периода поставки газа соответствующем потребителю. При этом, начиная со времени отмены регистрации соглашения о аллокации, но не ранее чем через пять дней (семь дней потребителю, относится к предприятиям металлургической и химической промышленности) после ее отмены, такой потребитель (соответствующая точка коммерческого учета потребителя, которому присвоен отдельный EIC-код) отражается в информационной платформе как таковой, не зарегистрирован в Реестре потребителей ни поставщика. 9. В случае если соглашение о аллокации предусматривает поставки природного газа потребителю одним из заказчиков услуг транспортировки (поставщиков), который является стороной соглашения о аллокации, в рамках выполнения им специальных обязанностей, которые в установленном порядке возложены решением Кабинета Министров Украины на основании статьи 11 Закона Украины «о рынке природного газа», такие стороны соглашения о аллокации вправе в период с 8 числа газового месяца (М + 1) до 13:00 UTC (15:00 мск) час для зимнего периода или 12:00 UTC (15:00 мск) г Один для летнего периода до 9 числа газового месяца (М + 1) осуществить корректировку аллокационного алгоритма за каждую газовую сутки отчетного месяца на информационной платформе согласно данным фактического использования потребителем природного газа. При этом оператор газотранспортной системы регистрирует на информационной платформе корректировки аллокационного алгоритма, если сумма долей пропорционального распределения суточного отбора / потребления природного газа потребителем равна 100 процентам. В противном случае оператор газотранспортной системы отказывает в регистрации соответствующих корректировок аллокационного алгоритма. XIII. Физическое балансировки 1. Заказчик услуг транспортировки обязан подавать и отбирать в / из газотранспортной системы природный газ в объемах, которые возникают на основании условий заключенных договоров поставки природного газа, договора транспортировки природного газа, технического соглашения и подтвержденных номинаций. 2. Заказчики услуг транспортировки обязаны своевременно урегулировать свои небалансы. Оператор газотранспортной системы совершает балансирующие действия исключительно с целью поддержания обычного уровня функционирования газотранспортной системы в случае несоблюдения заказчиками услуг транспортировки своих подтвержденных номинаций / реноминаций. При осуществлении таких действий оператору газотранспортной системы запрещается использовать собственный природный газ с газохранилища. 3. Если существует угроза целостности газотранспортной системы, оператор газотранспортной системы принимает следующие меры: 1) купле-продаже природного газа по краткосрочным договорам в точке, в которой происходит передача природного газа, а в случае отсутствия такой возможности использование услуг балансировки; 2) регулирование объема поступления газа в газотранспортную систему (точки входа и / или выхода) в случаях, предусмотренных Национальным планом действий и настоящим Кодексом; 3) регулирование объема природного газа, который находится в газотранспортной системе; 4) исключен. 4. Оператор газотранспортной системы вправе использовать мощности газохранилищ (закачка и отбора) в соответствии с условиями договора хранения (закачка, отбора) газа для покрытия производственно-технологических потерь и расхода природного газа в газотранспортной системе. 5. Техническое соглашение, которое заключается между оператором газохранилища и оператором газотранспортной системы, определяет основы управления оператором газотранспортной системы оперативным балансовому счету и объем природного газа, который может быть взаимно обменен между указанными операторами с целью выравнивания разницы между объемами, определенными в номинациях, и объемами фактически направленными в / из газотранспортной системы, а также основы выравнивания сальдо оперативного балансового счета. 6. Оператор газотранспортной системы для обеспечения собственной хозяйственной деятельности (в том числе для балансировки, собственных производственно-технических нужд, покрытие расходов и производственно-технологических расходов) приобретает природный газ у владельца природного газа (в том числе в газодобывающего предприятия, оптового продавца, поставщика ) на общих основаниях и рыночных условиях. 7. Оператор газотранспортной системы, осуществляя балансировки газотранспортной системы, принимает во внимание ожидаемый результат от использования тех или иных мероприятий балансировки с точки зрения обеспечения стабильного уровня функционирования газотранспортной системы, а также время, необходимое для их внедрения. 8. В случае если не хватает инструментов, указанных в пункте 2 настоящего раздела, оператор газотранспортной системы может ввести ограничения в точках входа и выхода согласно разделом XV настоящего Кодекса. XIV. Коммерческое балансировки 1. Общие условия 1. Заказчики услуг транспортировки отвечают за сбалансированность своих портфолио балансировки течение периода балансировки для минимизации потребностей оператора газотранспортной системы в совершении действий по урегулированию небалансов, предусмотренных настоящим Кодексом. Периодом балансировки является газовая сутки (D). 2. При расчете небаланса заказчиков услуг транспортировки оператор газотранспортной системы учитывает все объемы природного газа в разрезе каждого заказчика услуг по транспортировке, переданного в газотранспортной системы и отобранного из газотранспортной системы. Подачи и отборы заказчика услуг по транспортировке, на которого в установленном порядке решением Кабинета Министров Украины в соответствии с статьей 11 Закона Украины «О рынке природного газа» положено специальные обязанности, в рамках выполнения им таких специальных обязанностей учитываются оператором газотранспортной системы в отдельном портфолио балансировки. Подачи и отборы заказчика услуг по транспортировке, который осуществляет функции поставщика« последней надежды », в рамках выполнения им таких функций учитываются оператором газотранспортной системы в отдельном портфолио балансировки. 3. Превышение объемов отобранного природного газа из газотранспортной системы над объемами передаваемого природного газа является негативным небаланса, а превышение объемов передаваемого природного газа над объемами отобранного природного газа - положительным небаланса. 4. Оператор газотранспортной системы направляет заказчику услуг транспортировки сведения для определения статуса небаланса заказчика услуг транспортировки. Сведения о статусе небаланса предоставляются заказчику услуг транспортировки с помощью информационной системы. 5. Информация о небаланс заказчика услуг по транспортировке предоставляется оператором газотранспортной системы в метрах кубических и информативно в единицах энергии (кВт · ч). При этом расчеты осуществляются в метрах кубических. 2. Торговые оповещения 1. Передача природного газа, поданного в газотранспортную систему, между двумя портфолио балансировки заказчиков услуг транспортировки осуществляется путем предоставления оператору газотранспортной системы торговых уведомлений на отчуждение или приобретение природного газа, которые были предоставлены оператору газотранспортной системы по отношению к одной газовой суток. Заказчик услуг транспортировки вправе предоставлять торговое оповещения исключительно после приобретения / отчуждения права собственности на такой объем (объем) природного газа по договору купли-продажи природного газа (или другой гражданско-правовой сделкой) иному заказчику услуг транспортировки в соответствующую газовую сутки на виртуальную торговую точку. При этом оператор газотранспортной системы не имеет права требовать от заказчиков услуг транспортировки любых подтверждающих документов приобретения / отчуждения права собственности на такой объем (объем) природного газа. 2. Оператор газотранспортной системы обеспечивает функционирование информационной платформы, на которой осуществляется обработка предоставленных торговых уведомлений. 3. Заказчик услуг транспортировки природного газа может оказывать торговое оповещения на газовую сутки независимо от предоставления номинации / реноминации на такую газовую сутки. Заказчик услуг транспортировки природного газа может оказывать огромное количество торговых уведомлений течение газовой суток (D). Обработка торговых уведомлений оператором газотранспортной системы осуществляется круглосуточно не более тридцати минут, кроме случая если заказчиком услуг транспортировки не определен иной срок вступления в силу торговым уведомлением, что дает возможность продлить срок обработки торгового оповещения до двух часов. 4. Заказчик вправе изменить или отозвать предоставлено торговое оповещения до момента его подтверждения оператором газотранспортной системы. 5. Торговое оповещения должна содержать следующую информацию: газовая эпоха, когда будет передаваться природный газ; идентификацию соответствующих портфолио балансировки заказчиков услуг транспортировки природного газа, между которыми происходит передача природного газа, в частности реквизиты заказчиков, их EIC -коды; указания ли это торговым уведомлением на отчуждение или приобретение; объем природного газа, передаваемого (приобретается), выраженный в куб. м и одновременно (информативно) в единицах энергии (кВт · ч). 6. Оператор газотранспортной системы публикует на своем сайте форму торговых уведомлений. 7. Оператор газотранспортной системы не рассматривает торговые оповещения в следующих случаях: отсутствия у заказчика услуг транспортировки действующего договора транспортировки природного газа или ненадлежащих расчетов по договору транспортировки; при нарушении заказчиком услуг по транспортировке требований относительно содержания торговых уведомлений и / или порядка их представления, предусмотренного Кодексом; недостаточности финансового обеспечения, определенного в соответствии с положениями главы 2 раздела VIИI настоящего Кодекса. 8. Если оператор газотранспортной системы получает торговые оповещения на отчуждение и на приобретение, совпадающие, и если объемы природного газа в уведомлениях равны, то оператор газотранспортной системы согласовывает такую передачу природного газа и относит такие объемы природного газа на соответствующие портфолио балансировки: как отбор из газотранспортной системы по отношению к портфолио балансировки заказчика услуг по транспортировке природного газа, предоставляет торговое оповещения на отчуждение; как подачу в газотранспортную систему по отношению к портфолио балансировки заказчика услуг по транспортировке природного газа, предоставляет торговое оповещения на приобретение. Передача природного газа осуществляется на виртуальной торговой точке. В случае если объемы природного газа в паре торговых уведомлений на отчуждение и приобретение, совпадающие, не является равными, оператор газотранспортной системы отклоняет оба уведомления. 9. Заказчик услуг транспортировки природного газа при условии предварительного письменного согласования с оператором газотранспортной системы вправе поручить третьему лицу предоставлять от его имени торговые оповещения на основании соответствующего договора поручения. Положения настоящей главы применяются в ходе торгов оператором газотранспортной системы на торговой платформе. 3. Балансирующие действия оператора газотранспортной системы 1. Оператор газотранспортной системы осуществляет балансирующие действия для: поддержания давления в газотранспортной системе с целью выполнения требований целостности газотранспортной системы и требований по эксплуатации газотранспортной системы; достижения определенного количества природного газа в газотранспортной системе на конец суток, что может отличаться от количества, ожидается соответствии с предусмотренными подач и отборов для такой газовой суток, но которая будет совместима с экономической, эффективной и безопасной эксплуатацией газотранспортной системы. 2. При осуществлении балансирующих действий оператор газотранспортной системы учитывает: собственную оценку спроса на природный газ за газовую сутки или в течение газовой суток, в отношении которого осуществляется (ются) балансирующая (-и) действие (-и) информацию о номинации, аллокации и измерены потоки природного газа; давление природного газа в газотранспортной системе. 3. Оператор газотранспортной системы совершает балансирующие действия путем покупки и продажи краткосрочных стандартизированных продуктов и / или использование услуг балансировки. 4. Во время совершения балансирующих действий оператор газотранспортной системы должна придерживаться следующих принципов: балансирующие действия должны совершаться на недискриминационной основе; балансирующие действия должны учитывать обязанности оператора газотранспортной системы по экономической и эффективной эксплуатации газотранспортной системы. 5. С целью осуществления балансирующих действий оператор газотранспортной системы может в качестве контрагента проводить операции на торговых платформах. 6. Оператор газотранспортной системы имеет право создать и / или использовать общую балансирующую платформу для смежных зон балансировки в рамках сотрудничества с сопредельными операторами газотранспортных систем. Если внедряется совместная балансирующая платформа, ее эксплуатация осуществляется соответствующими операторами газотранспортных систем. 4. Требования к торговым платформам 1. Для обеспечения функционирования ликвидного рынка природного газа и возможности торговли природным газом между участниками рынка природного газа для удовлетворения их спроса и предложения, в том числе урегулирование их небалансов течение газовой суток (D), в Украине могут создаваться соответствующие торговые платформы. Администраторами торговых платформ являются операторы торговых платформ. Порядок участия в торговых операциях на торговой платформе определяется правилами работы торговой платформы, утвержденными оператором торговой платформы, которые должны быть размещены на его сайте и должны соответствовать требованиям настоящего Кодекса и законодательства Украины. Расчеты за природный газ, отчужден на торговой платформе, могут осуществляться путем оплаты средств со счета условного хранения (эскроу), открытого участнику торгов (заказчику услуг транспортировки или оператору газотранспортной системы), который приобрел такой газ. Счет условного хранения (эскроу) для расчетов за природный газ, приобретенный на торговой платформе, открывается в банке, определенном соответствующим оператором торговой платформы. Для обеспечения надлежащей электронного взаимодействия и документооборота между оператором торговой платформы и оператором газотранспортной системы заключается договор о взаимодействии. 2. Операторы торговых платформ обязаны соблюдать положения настоящего Кодекса. 3. Торговая платформа должна обеспечивать: достаточные возможности в течение газовой суток как заказчикам услуг по транспортировке природного газа для торговли, так и оператору газотранспортной системы для совершения надлежащих балансирующих действий путем торговли соответствующими краткосрочными стандартизированными продуктами; прозрачный и недискриминационный доступ к ней; предоставление услуг на равных началах; анонимность торгов; предоставление детального описания текущих заявок и предложений всех участников торгов; предоставление в установленном порядке информации о все торговые операции оператору газотранспортной системы. Для целей закупки краткосрочных стандартизированных продуктов оператор газотранспортной системы может участвовать в торгах на торговой платформе. 4. Торговая платформа должна обеспечивать возможность идентификации соглашениям, заключенным участниками (хотя бы одним из участников), в случае если это предусмотрено правилами торговой платформы. Форма обобщенного торгового оповещения и инструкция по способу его передачи размещаются на сайте оператора газотранспортной системы. 5. По результатам торгов оператор торговой платформы обнародует цену и объемы купли-продажи природного газа для каждой газовой суток и другие показатели, которые могут использоваться в качестве ориентира (индикатор) для заключения сделок по куплепродаже природного газа на рынке природного газа. Оператор торговой платформы обязан обнародовать на своем сайте информацию об изменениях в маржинальной цене приобретения и маржинальной цене продажи природного газа сразу после каждой торговой сделки. 6. Оператор газотранспортной системы срочно информирует оператора торговой платформы о том, что заказчик услуг транспортировки потерял право подавать торговое оповещения в соответствии с действующими договорами. В таком случае право заказчика услуг транспортировки на участие в торгах на торговой платформе останавливается, не препятствует оператору торговой платформы прибегать к другим способам защиты своих прав в соответствии с правилами торговой платформы. 7. Оператор газотранспортной системы обязан в течение десяти рабочих дней со дня получения обращения к нему от оператора торговой платформы прислать проект договора о взаимодействии оператору торговой платформы. 5. Услуги балансировки 1. Оператор газотранспортной системы имеет право закупать услуги балансировки, если краткосрочные стандартизированные продукты не могут удовлетворить потребности в поддержании оптимальной работы газотранспортной системы или при отсутствии ликвидности торговли краткосрочными стандартизированными продуктами. 2. В целях совершения балансирующих действий с использованием услуг балансировки оператор газотранспортной системы, закупая такие услуги балансировки, должен учитывать: как услуги балансировки поддерживать работу газотранспортной системы в рамках ее операционных лимитов; скорость предоставления услуги балансировки по сравнению со скоростью предоставления любого имеющегося краткосрочного стандартизированного продукта; ожидаемую стоимость закупки и использования услуг балансировки по сравнению с ожидаемой стоимостью использования любого имеющегося краткосрочного стандартизированного продукта; требования к качеству природного газа оператора газотранспортной системы; насколько закупка и использование услуг балансировки могут повлиять на ликвидность краткосрочного оптового рынка природного газа. 3. Услуги балансировки должны быть закуплены в рыночный способ через прозрачную и недискриминационную процедуру публичных закупок в соответствии с действующим законодательством. Положения договора на услуги балансировки не должны ограничивать оператора газотранспортной системы в течение газовой суток осуществлять продажу / покупку краткосрочных стандартизированных продуктов. Срок предоставления услуги балансировки не должен превышать одного года, если иное не согласовано Регулятором. 4. Оператор газотранспортной системы имеет анализировать использование им услуг балансировки и осуществлять оценку возможности удовлетворения операционных требований газотранспортной системы краткосрочным стандартизированными продуктами. 5. Оператор газотранспортной системы обязан обнародовать на своем веб-сайте информацию о закуплены услуги балансировки и понесенные соответствующие расходы за каждый год получения таких услуг. Такая информация публикуется в течение двух месяцев с даты окончания года получения услуг балансировки. 6. Услуга балансировки предоставляется оператору газотранспортной системы на условиях соответствующего договора о предоставлении услуги балансировки. 6. Объем суточного небаланса и плата за суточный небаланс 1. Оператор газотранспортной системы рассчитывает объем суточного небаланса для каждого портфолио балансировки заказчиков услуг транспортировки природного газа за каждую газовую сутки как разницу между аллокации подач природного газа в газотранспортную систему и аллокации отбора из газотранспортной системы (с учетом подтвержденных торговых уведомлений). 2. В случае если сумма подач природного газа заказчика услуг транспортировки за газовую сутки равна сумме отборов газа заказчика услуг транспортировки за эту газовую сутки, считается, что у заказчика услуг по транспортировке природного газа отсутствует суточный небаланс за эту газовую сутки. В случае если сумма подач природного газа заказчика услуг по транспортировке природного газа по газовую сутки не равна сумме отборов газа заказчика услуг по транспортировке природного газа по эту газовую сутки, считается, что у заказчика услуг по транспортировке природного газа является суточный небаланс и к нему применяется плата за суточный небаланс. 3. Оператор газотранспортной системы на основании предыдущих аллокаций подач и отборов заказчика услуг по транспортировке природного газа (с учетом объемов природного газа, отчужденных или приобретенных на виртуальной торговой точке) ежесуточно не позднее чем в 15:00 UTC (17:00 мск) часов для зимнего периода или в 14:00 UTC (17:00 мск) часов для летнего периода после окончания газовой суток (D) предоставляет каждому заказчику услуг транспортировки природного газа информацию о его предыдущий суточный небаланс и расчет предварительной стоимости за суточный небаланс. 4. Плата за суточный небаланс должен отражать расходы и учитывать стоимость совершения балансирующих действий оператором газотранспортной системы, а также корректировки, определенное в соответствии с требованиями настоящей главы. 5. Плата за суточный небаланс должна быть отражена отдельно в счетах оператора газотранспортной системы, выставляемых заказчику услуг транспортировки природного газа. 6. Плата за суточный небаланс применяется следующим образом: если объем суточного небаланса заказчика услуг по транспортировке природного газа по газовую сутки является положительным, то считается, что заказчик услуг транспортировки природного газа на основании предварительного согласия, предоставленной на условиях договора на транспортировку природного газа, продал оператору газотранспортной системы природный газ в объеме суточного небаланса и, соответственно, имеет право на получение денежных средств от оператора газотранспортной системы в размере платы за суточный небаланс; если суточный небаланс заказчика услуг по транспортировке природного газа по газовую сутки является отрицательным, то считается, что заказчик услуг транспортировки природного газа на основании предварительного согласия, предоставленной на условиях договора на транспортировку природного газа, приобрел газ у оператора газотранспортной системы в объеме суточного небаланса и должен оплатить оператору газотранспортной системы плату за суточный небаланс. 7. Для расчета платы за суточный небаланс для каждого заказчика услуг по транспортировке природного газа оператор газотранспортной системы умножает окончательный объем суточного небаланса на цену, применяемого в соответствии с пунктами 8-11 настоящей главы. Оператор газотранспортной системы до 08:00 UTC (10:00 по киевскому времени) часа для зимнего периода и 7:00 UTC (10:00 по киевскому времени) часа для летнего периода газовой суток (D + 1) публикует на своем сайте окончательные цены газовой суток (D), которые определяются в соответствии с пунктами 8-11 настоящей главы. 8. Для целей расчета платы за суточный небаланс цена, применяемая (кроме случая объемов небаланса, который возник в рамках выполнения специальных обязанностей в установленном порядке возложенных Кабинетом Министров Украины на субъектов рынка природного газа на основании статьи 11 Закона Украины « о рынке природного газа »), определяется как: маржинальная цена продажи природного газа, если объем суточного небаланса заказчика услуг по транспортировке природного газа по газовую сутки является положительным (т.е. когда подачи заказчика услуг по транспортировке природного газа в течение газовой суток превышают его отборы) маржинальная цена приобретения природного газа, если объем суточного небаланса заказчика услуг по транспортировке природного газа по газовую сутки является отрицательным (т.е. когда отборы заказчика услуг транспортировки течение газовой суток превышают его подачи). Для целей расчета платы за суточный небаланс заказчика услуг по транспортировке, на которого в установленном порядке решением Кабинета Министров Украины в соответствии с статьей 11 Закона Украины «О рынке природного газа» положены специальные обязанности, по объемам небаланса, который возник в рамках выполнения таких специальных обязанности «связей, используется цена продажи / приобретения, равную: в случае продажи природного газа собственной добычи - цене продажи (согласно решению Кабинета Министров Украины); в случае поставки природного газа производителям тепловой энергии - цене поставки (согласно решению Кабинета Министров Украины); в случае поставки природного газа бытовым потребителям и религиозным организациям - цене приобретения (согласно решению Кабинета Министров Украины) в рамках выполнения специальных обязанностей (если такие специальные обязанности возложены на субъекты рынка природного газа). 9. Маржинальная стоимость и маржинальная цена приобретения природного газа рассчитываются для каждой газовой суток следующим образом: 1) маржинальная цена продажи является наименьшим из следующих значений: самая низкая цена продажи любого краткосрочного стандартизированного продукта, стороной которого является оператор газотранспортной системы, относится к газовой суток (D); средневзвешенная цена краткосрочных стандартизированных продуктов по газовую сутки (D), уменьшенная на величину корректировки; 2) маржинальная цена приобретения является крупнейшим из следующих значений: самая высокая цена приобретения любого краткосрочного стандартизированного продукта, стороной которого является оператор газотранспортной системы, относится к газовой суток (D); средневзвешенная цена краткосрочных стандартизированных продуктов по газовую сутки (D), увеличенная на величину корректировки. 10. С целью определения маржинальной цены продажи, маржинальной цены приобретения и средневзвешенной цены оператором газотранспортной системы используется информация об операциях, происходящих на торговой платформе, выбор которой согласован Регулятором. 11. В случае несогласия Регулятором соответствии с пунктом 10 настоящей главы торговой платформы маржинальная цена и маржинальная цена приобретения рассчитываются для каждой газовой суток следующим образом: маржинальная цена продажи определяется путем уменьшения стоимости природного газа, приобретенного / проданного оператором газотранспортной системы вследствие получения услуг балансирование на эту газовую сутки, на величину корректировки; маржинальная цена приобретения определяется путем увеличения стоимости природного газа, приобретенного / проданного оператором газотранспортной системы вследствие получения услуг балансирование на эту газовую сутки, на величину корректировки. 12. Оператор газотранспортной системы вместе с предоставлением заказчикам услуг по транспортировке информации об их суточный небаланс обязан сообщать о применен метод расчета маржинальной цены приобретения / продажи. 13. Величина корректировки, определенная в пунктах 9 и 11 настоящей главы, составляет: 1) 10%: в случае положительного небаланса от 3% до 5% (включительно) (для операторов газораспределительной системы с целью покрытия своих нормативных и производственно-технологических потерь / расходов от 7,5% до 15% (включительно)) объемов природного газа, представленных на точках выхода (за исключением виртуальной торговой точки) к газотранспортной системе в соответствующую газовую сутки; в случае отрицательного небаланса от 3% до 5% (включительно) (для операторов газораспределительной системы с целью покрытия своих нормативных и производственно-технологических потерь / расходов от 7,5% до 15% (включительно)) объемов природного газа, представленных на точках входа (за исключением виртуальной торговой точки) к газотранспортной системе в соответствующую газовую сутки; 2) 20%: в случае положительного небаланса более 5% (для операторов газораспределительной системы с целью покрытия своих нормативных и производственно-технологических потерь / расходов более чем на 15%) объемов природного газа, представленных на точках выхода (за исключением виртуальной торговой точки) к газотранспортной системе в соответствующую газовую сутки; в случае отрицательного небаланса более 5% (для операторов газораспределительной системы с целью покрытия своих нормативных и производственно-технологических потерь / расходов более чем на 15%) объемов природного газа, представленных на точках входа (за исключением виртуальной торговой точки) к газотранспортной системе в соответствующую газовую сутки. Размер величины корректировки, определяемый согласно требованиям этого пункта, применяется на весь размер суточного небаланса. 14. Плата за суточный небаланс для заказчика услуг по транспортировке природного газа рассчитывается без учета величины корректировки, если объем суточного небаланса не превышает допустимое отклонение. При этом в случае определения маржинальной цены продажи / приобретения в соответствии с пунктом 9 настоящего главы плата за суточный небаланс для заказчика услуг транспортировки рассчитывается исходя из средневзвешенной цены краткосрочных стандартизированных продуктов по газовую сутки (D). 15. В случае положительного небаланса допустимое отклонение рассчитывается ежедневно и составляет 3% от объемов природного газа, представленных на точках выхода (за исключением виртуальной торговой точки) к газотранспортной системе в соответствующую газовую сутки. В случае отрицательного небаланса допустимое отклонение рассчитывается ежедневно и составляет 3% от объемов природного газа, представленных на точках входа (за исключением виртуальной торговой точки) к газотранспортной системе в соответствующую газовую сутки. В случае если предыдущая суточная аллокация отборов / потребления, не измеряются ежесуточно, отличается от окончательной ежесуточной аллокации отборов / потребления, не измеряются ежесуточно, размер допустимого отклонения увеличивается на разницу между предыдущей и окончательной аллокации. В случае если предыдущая суточная аллокация отбора оператором газораспределительной системы с целью покрытия своих нормативных и производственно-технологических потерь / расходов отличается от окончательной ежесуточной аллокации такого отбора, размер допустимого отклонения увеличивается на разницу между предыдущей и окончательной ежесуточной аллокации об объемах отбора природного газа оператором газораспределительной системы для нормативных и производственно-технологических потерь / расходов, но не более 7,5% от предыдущей ежесуточной аллокации отбора природного газа оператором газораспределительной системы с целью покрытия своих нормативных и производственно-технологических потерь / расходов за соответствующую газовую сутки. 16. На основании окончательных аллокаций подач и отборов заказчика услуг по транспортировке природного газа оператор газотранспортной системы осуществляет расчет окончательного объема суточного небаланса заказчика услуг по транспортировке природного газа за каждую газовую сутки отчетного месяца и определяет его окончательную плату за суточный небаланс за каждую газовую сутки и суммарно за отчетный месяц. 17. Оператор газотранспортной системы до 12 числа газового месяца, следующего за отчетным, предоставляет заказчику услуг транспортировки природного газа в электронном виде через информационную платформу информацию об окончательных ежесуточные подачи и отборы (в разрезе потребителей заказчика услуг по транспортировке природного газа), объемы и стоимость ежесуточных небалансов в отчетном газовом месяца. 18. В случае если общая стоимость ежесуточных негативных небалансов течение отчетного газового месяца превышает общую стоимость ежесуточных положительных небалансов течение отчетного газового месяца, оператор газотранспортной системы до 14 числа газового месяца, следующего за отчетным, направляет заказчику услуг транспортировки природного газа счет на оплату за суточный небаланс (размер определяется как разница между общей стоимостью ежесуточных негативных небалансов течение отчетного газового месяца и общей стоимостью ежесуточных положительных небалансов течение отчетного газового месяца). Заказчик услуг транспортировки природного газа должен оплатить счет на оплату за суточный небаланс в срок до 20 числа месяца, следующего за отчетным. 19. В случае если общая стоимость ежесуточных положительных небалансов течение отчетного газового месяца превышает общую стоимость ежесуточных негативных небалансов течение отчетного газового месяца, оператор газотранспортной системы до 14 числа газового месяца, следующего за отчетным, сообщает заказчика услуг по транспортировке природного газа о размере денежных средств, подлежат выплате заказчику (размер определяется как разница между общей стоимостью ежесуточных положительных небалансов течение отчетного газового месяца и общем ю стоимостью ежесуточных негативных небалансов течение отчетного газового месяца). Выплата денежных средств осуществляется на счет заказчика услуг по транспортировке природного газа в срок до 20 числа месяца, следующего за отчетным. По письменному заявлению заказчика услуг по транспортировке природного газа оператор газотранспортной системы может осуществить зачисления платы за суточный небаланс в пользу заказчика услуг по транспортировке природного газа в качестве предоплаты за суточный небаланс последующих периодов. 20. Оператор газотранспортной системы обязан вести раздельный учет доходов и расходов, связанных с совершением балансирующих действий. 21. Особенности определения объема суточного небаланса заказчиков услуг транспортировки, которые являются участниками балансирующей группы, и балансирующей группы в целом, расчета платы за суточный небаланс балансирующей группы и порядка ее осуществления определяются главой 7 настоящего раздела. 7 Балансирующая группа 1. Несколько заказчиков услуг транспортировки имеют право объединиться в балансирующую группу и определить одного заказчика услуг транспортировки между собой как сторону, ответственную за уплату / получение платы за суточный небаланс всех участников балансирующей группы перед оператором газотранспортной системы (далее сторона, ответственная за суточный небаланс группы). Заказчик услуг транспортировки по одному портфолио балансировки может быть участником только одной балансирующей группы, а период его участия в балансирующей группе не может составлять менее одного газового месяца и начинается с 01 числа газового месяца. Заказчик услуг транспортировки, на которого в установленном порядке решением Кабинета Министров Украины в соответствии с статьей 11 Закона Украины «О рынке природного газа» положено специальные обязанности, по отдельному портфолио балансировки, созданном в рамках выполнения им таких специальных обязанностей, имеет право об объединиться в балансирующую группу исключительно с заказчиками услуг транспортировки, на которых в установленном порядке решением Кабинета Министров Украины в соответствии со статьей 11 Закона Украины «О рынке природного газа» возложены специальные обязанности, по отдельному портфолио балансировки, созданном в рамках выполнения ими таких специальных обязанностей. Условия договора о создании балансирующей группы распространяются на все подачи и отборы газа в / из газотранспортной системы, составляющие портфолио балансировки заказчика услуг по транспортировке, который является участником балансирующей группы. 2. Для создания балансирующей группы заказчик услуг транспортировки, который является стороной, ответственной за суточный небаланс группы, обращается к оператору газотранспортной системы с заявлением о создании балансирующей группы в соответствии с установленной формы, обнародованной на сайте оператора газотранспортной системы, не позднее чем за десять рабочих дней до начала газового месяца, в котором балансирующая группа должна быть создана. Вместе с заявлением такой заказчик услуг транспортировки предоставляет один экземпляр заключенного договора о создании балансирующей группы. Договор должен быть подписан всеми участниками балансирующей группы. Предметом договора о создании балансирующей группы является определение стороны, ответственной за суточный небаланс группы. Договор о создании балансирующей группы должен содержать следующие условия, являющиеся существенными и обязательными для этого вида договора: 1) место и дату заключения договора, а также наименование заказчиков услуг транспортировки и их EIC-коды как субъектов рынка природного газа; 2) предмет договора; 3) наименование и EIC-код стороны, ответственной за суточный небаланс группы; 4) положение о том, что сторона, ответственная за суточный небаланс группы, уполномоченное в отношениях с оператором газотранспортной системы в части платы за суточный небаланс действовать как комиссионер других участников балансирующей группы, которые являются его комитентами; 5) безотзывное и безусловное поручение участников балансирующей группы стороне, ответственной за суточный небаланс группы, осуществлять от своего имени по результатам каждой газовой суток операции по продаже оператору газотранспортной системы объема положительного суточного небаланса группы или операции по покупке у оператора газотранспортной системы объема негативного суточного небаланса группы с применением маржинальной цены приобретения / продажи, которая определяется в соответствии с положениями раздела XIV настоящего Кодекса; 6) получение платы за суточный небаланс от оператора газотранспортной системы от своего имени и в интересах участников балансирующей группы; 7) безотзывное и безусловное поручение участников балансирующей группы на имя оператора газотранспортной системы осуществлять взыскание / выплату платы за суточный небаланс всех участников балансирующей группы с / на пользу стороны, ответственной за суточный небаланс группы, в интересах участников балансирующей группы; 8) безотзывное и безусловное поручение участников балансирующей группы стороне, ответственной за суточный небаланс группы, получать плату за суточный небаланс от оператора газотранспортной системы от своего имени и в интересах участников балансирующей группы; 9) безотзывное и безусловное обязательство стороны, ответственной за суточный небаланс группы, осуществлять плату за суточный небаланс от своего имени и в интересах участников балансирующей группы оператору газотранспортной системы; 10) срок, на который образуется балансирующая группа, не может быть меньше 1 газовый месяц и не может превышать наименьший из всех сроков действия договоров транспортировки природного газа заказчиков услуг, являющихся участниками балансирующей группы; 11) условия прекращения договора о создании балансирующей группы и роспуска балансирующей группы; 12) солидарную ответственность участников балансирующей группы перед оператором газотранспортной системы за несоблюдение условий такого договора, в том числе за невыполнение стороной, ответственной за суточный небаланс группы, обязательств по уплате оператору газотранспортной системы платы за суточный небаланс всех участников балансирующей группы; 13) ответственность сторон договора о создании балансирующей группы за несоблюдение условий такого договора. Балансирующая группа считается образованной с момента его регистрации на информационной платформе оператора газотранспортной системы и начинает действовать с 01 числа месяца, следующего за месяцем регистрации группы на информационной платформе. 3. С целью регистрации на информационной платформе создания балансирующей группы заказчики услуг транспортировки обязаны не позднее чем за пять рабочих дней до начала газового месяца, в котором балансирующая группа должна быть создана, внести следующие данные: 1) собственный EIС -код и EIС -коды других участников; 2) количество участников балансирующей группы; 3) EIС -код стороны, ответственной за суточный небаланс группы; 4) срок, на который образуется балансирующая группа, не может быть меньше 1 газовый месяц и не может превышать наименьший из всех сроков действия договоров транспортировки природного газа заказчиков услуг, являющихся участниками балансирующей группы. Внесение таких данных скрепляется электронной цифровой подписью уполномоченного лица заказчика услуг по транспортировке, авторизованного на информационной платформе. 4. Оператор газотранспортной системы осуществляет проверку данных для регистрации на информационной платформе создания балансирующей группы с момента внесения данных всеми участниками балансирующей группы. Если данные, внесенные каждым участником балансирующей группы, в части количества участников балансирующей группы, EIС -кода стороны, ответственной за суточный небаланс группы, и срока, на который образуется балансирующая группа, совпадают, а оператором газотранспортной системы получено экземпляр договора о создании балансирующей группы, подписанный всеми ее участниками, оператор газотранспортной системы осуществляет регистрацию балансирующей группы на информационной платформе. 5. Оператор газотранспортной системы отказывает в регистрации балансирующей группы в случае: неподачи заявления о создании балансирующей группы; непредставление экземпляра договора о создании балансирующей группы; несоответствия данных, внесенных в информационной платформы каждым из заказчиков услуг транспортировки, который является стороной договора о создании балансирующей группы, содержания предоставленного договора о создании балансирующей группы; нарушение хотя бы одним из участников балансирующей группы условий договора транспортировки природного газа; отсутствии в договоре об образовании балансирующей группы условий, являются существенными и обязательными в соответствии с пунктом 2 настоящей главы. 6. Принятие к балансирующей группы нового участника осуществляется путем роспуска действующей балансирующей группы и образования новой балансирующей группы. 7. Если заказчик услуг транспортировки намерена выйти из балансирующей группы, он не позднее чем до 25 числа газового месяца подает оператору газотранспортной системы через информационную платформу сообщение о выходе из балансирующей группы. Выход из балансирующей группы хотя бы одного участника является основанием для роспуска балансирующей группы и отмены его регистрации оператором газотранспортной системы на информационной платформе. В таком случае сторона, ответственная за суточный небаланс группы, должен выполнить обязательства по уплате оператору газотранспортной системы платы за суточный небаланс всех участников балансирующей группы. 8. Балансирующая группа распускается по окончании срока, на который она образовалась. Оператор газотранспортной системы вправе отменить регистрацию балансирующей группы на информационной платформе в случае невыполнения стороной, ответственной за суточный небаланс группы, обязательств по уплате оператору газотранспортной системы платы за суточный небаланс всех участников балансирующей группы. Балансирующая группа распускается в первые сутки следующего газового месяца. Днем роспуска балансирующей группы является день отмены оператором газотранспортной системы ее регистрации на информационной платформе. 9. Сторона, ответственная за суточный небаланс группы, предоставляет оператору газотранспортной системы финансовое обеспечение всех участников балансирующей группы. Оператор газотранспортной системы осуществляет проверку достаточности представленного стороной, ответственной за суточный небаланс группы, финансового обеспечения исключительно в порядке, определенном пунктом 1 главы 2 раздела VIII настоящего Кодекса. Участник балансирующей группы, который не является стороной, ответственной за суточный небаланс группы, освобождается от обязательства предоставлять оператору газотранспортной системы финансовое обеспечение до того момента, пока он является участником балансирующей группы. Такой участник балансирующей группы может действовать исключительно в пределах размера достаточного финансового обеспечения стороны, ответственной за суточный небаланс группы. В случае недостаточности финансового обеспечения стороны, ответственной за суточный небаланс группы, считается, что у всех участников балансирующей группы отсутствует финансовое обеспечение, а оператором газотранспортной системы ко всем участникам балансирующей группы применяются меры в части остановки предоставления услуг транспортировки, предусмотренные настоящим Кодексом, являющиеся следствием недостаточности финансового обеспечения. 10. Оператор газотранспортной системы до 12 числа газового месяца, следующего за расчетным, предоставляет заказчикам услуг транспортировки, которые являются участниками балансирующей группы, в электронном виде через информационную платформу информацию об объемах суточных небалансов каждого участника балансирующей группы в расчетном газовом месяца, объемы суточных небалансов балансирующей группы в расчетном газовом месяца, плата за суточный небаланс балансирующей группы в расчетном газовом месяца. 11. Предоставление участникам балансирующей группы информации об их окончательные ежесуточные подачи и отборы, объемы суточных небалансов течение расчетного газового месяца осуществляется в порядке, определенном главой 6 настоящих Правил. Информация об объемах суточных небалансов балансирующей группы приходится оператором газотранспортной системы до сведения заказчиков услуг транспортировки, которые являются участниками балансирующей группы, в том же порядке, как и для суточных небалансов заказчиков услуг транспортировки, определенном главой 6 настоящих Правил. 12. Расчет объема суточного небаланса осуществляется оператором газотранспортной системы в соответствии с главой 6 настоящего раздела для каждого участника балансирующей группы отдельно и для балансирующей группы в целом. Общий объем суточного небаланса балансирующей группы является разницей между суммой объемов суточного положительного небаланса участников балансирующей группы и суммой объемов суточного негативного небаланса участников балансирующей группы. 13. Для расчета платы за суточный небаланс балансирующей группы оператор газотранспортной системы умножает общий объем суточного небаланса балансирующей группы на цену, применяемого в соответствии с главой 6 настоящих Правил. 14. В случае если для балансирующей группы в целом общая стоимость суточных негативных небалансов течение расчетного газового месяца превышает общую стоимость суточных положительных небалансов течение расчетного газового месяца, оператор газотранспортной системы до 14 числа газового месяца, следующего за расчетным, через информационную платформу или на адрес электронной почты стороны, ответственной за суточный небаланс группы, указанную в договоре транспортировки, направляет стороне, ответственной за суточный небаланс группы, счет на оплату за суточный небаланс группы и односторонний акт передачи газа оператором газотранспортной системы в пользу стороны, ответственной за суточный небаланс группы, в электронном виде с использованием электронной цифровой подписи уполномоченного лица. Оператор газотранспортной системы дополнительно направляет указанные документы в бумажном виде на почтовый адрес стороны, ответственной за суточный небаланс группы. Сторона, ответственная за суточный небаланс группы, обязана оплатить счет на оплату за суточный небаланс в срок до 20 числа месяца, следующего за расчетным. Невыполнение стороной, ответственной за суточный небаланс группы, обязательств по уплате оператору газотранспортной системы платы за суточный небаланс всех участников балансирующей группы не лишает оператора газотранспортной системы права взыскать денежные средства с любого участника балансирующей группы, исходя из условий о солидарной ответственности участников балансирующей группы перед оператором газотранспортной системы. 15. В случае если для балансирующей группы в целом общая стоимость суточных положительных небалансов течение расчетного газового месяца превышает общую стоимость суточных негативных небалансов течение расчетного газового месяца, оператор газотранспортной системы до 14 числа газового месяца, следующего за расчетным, через информационную платформу или на адрес электронной почты стороны, ответственной за суточный небаланс группы, указанную в договоре транспортировки, направляет стороне, ответственной за суточный небаланс группы, сообщение о размере денежных средств, подлежащих выплате стороне, ответственной за суточный небаланс группы, и односторонний акт приемки газа оператором газотранспортной системы от стороны, ответственной за суточный небаланс, в электронном виде с использованием электронной цифровой подписи уполномоченного лица. Оператор газотранспортной системы обязан осуществить оплату счета на оплату за суточный небаланс в срок до 20 числа месяца, следующего за расчетным. Оператор газотранспортной системы дополнительно направляет указанные документы в бумажном виде на почтовый адрес стороны, ответственной за суточный небаланс группы. Выплата денежных средств оператором газотранспортной системы на счет стороны, ответственной за суточный небаланс группы, осуществляется в срок до 20 числа месяца, следующего за расчетным. 16. Расчет платы за нейтральность балансировки осуществляется оператором газотранспортной системы в соответствии с положениями главы 8 настоящего раздела отдельно для каждого участника балансирующей группы. 8 Нейтральность балансировки 1. Оператор газотранспортной системы не должен получать финансовую выгоду или испытывать финансовые потери вследствие уплаты и получения платы за суточный небаланс, расходов за совершение балансирующих действий, связанных со своей деятельностью по балансировке. 2. В целях обеспечения принципов нейтральности балансировки, определенных в пункте 1 настоящей главы, оператор газотранспортной системы ежемесячно рассчитывает плату за нейтральность балансировки, осуществляет оплату заказчику услуг транспортировки природного газа или взимает средства с заказчика услуг по транспортировке природного газа в порядке, определенном настоящей главой. 3. Размер средств, подлежащих оплате оператором газотранспортной системы заказчикам услуг транспортировки или оплате заказчиками услуг транспортировки оператору газотранспортной системы, определяется как разница между средствами, которые были получены оператором газотранспортной системы или подлежащих оплате оператору газотранспортной системы (в том числе в случаях рассмотрения спора в суде), и средствами, которые были оплачены оператором газотранспортной системы или подлежат выплате в результате осуществления оператором газотранспортной системы балансирующих действий в течение газового месяца. При этом учитываются прочие расходы и доходы оператора газотранспортной системы в порядке, установленном настоящей главой. 4. Оператор газотранспортной системы при расчете платы за нейтральность балансировки за газовый месяц М учитывает: любые расходы и доходы, связанные с платой за суточный небаланс за газовый месяц М; любые расходы и доходы, связанные с совершением балансирующих действий в соответствии с настоящей главой, а именно расходы, связанные с операциями куплипродажи краткосрочных стандартизированных продуктов для целей балансирующих действий, а также расходы, связанные с выполнением договора о предоставление услуг балансирование на газовый месяц М; доходы в виде процентов банка на сумму полученного от заказчиков услуг транспортировки финансового обеспечения в форме денежных средств, должны учитываться на отдельном банковском счете, и расходы на обслуживание такого счета. Оператор газотранспортной системы осуществляет раздельный учет нейтральности балансировки, а именно всех денежных поступлений и расходов, предусмотренных пунктами этой главы. По результатам проведения анализа эффективности расходов и доходов оператора газотранспортной системы, связанных с совершением балансирующих действий, Регулятор может принять решение о неэффективности понесенных таких расходов / доходов. В таком случае оператор газотранспортной системы обязан осуществить корректировку ставки платы за нейтральность балансировки и платы за нейтральность балансировки, учитывая величину неэффективных понесенных расходов / доходов, в сроки, определенные решением регулятора. 5. Оператор газотранспортной системы обязан до 21 числа месяца, следующего за отчетным, публиковать на своем сайте информацию о расходах и доходах, определенные пунктом 4 настоящей главы, информировать через информационную платформу заказчиков услуг транспортировки о размере платы за нейтральность балансировки за отчетный газовый месяц М. 6. Плата за нейтральность балансировки определяется пропорционально объемам транспортировки заказчика услуг транспортировки газового месяца М, кроме объемов транспортировки природного газа, транспортируемого в таможенном режиме транзита и таможенном режиме таможенного склада, (ОВГ), которые определяются по формуле ОВГ = MAX (Вход + ТС; ВЫХОД + ТС) - MI№ (ТС (Вход) ТС (ВЫХОД)), гд ВХОД + ТС е ВЫХОД + ТС ТС (Вход) ТС (выход) MAX (Вход + ТС; ВЫХОД + Т) MIN (ТС (Вход) ТС (ВЫХОД)) -сумма объемов подач газа в точках входа в газотранспортную систему с учетом объемов приобретения газа в виртуальной торговой точке за газовый месяц М, тыс.м - 3 ; - сумма объемов отборов газа в точках выхода из газотранспортной системы с учетом объемов отчуждения газа в виртуальной торговой точке за газовый месяц М, тыс.м - 3 ; - общий объем приобретения газа в виртуальной торговой точке за газовый месяц М, тыс.м - 3 ; - общий объем отчуждения газа в виртуальной торговой точке за газовый месяц М, тыс.м - 3 ; - максимальное значение из двух значений; - минимальное значение из двух значений Плата за нейтральность балансировки (НП) рассчитывается отдельно для каждого заказчика услуг транспортировки по формуле где СПН - ставка платы за нейтральность балансировки за газовый месяц М, грн / тыс. м - 3; ОВГ - объем транспортировки природного газа заказчика услуг транспортировки за газовый месяц М, который определяется в соответствии с абзацем первым настоящего пункта, тыс. м - 3. 7. Ставка платы за нейтральность балансировки (СПН) определяется по формуле где ВТ - расходы оператора газотранспортной системы в соответствии с пунктом 4 настоящей главы за газовый месяц М, грн; ДХ - доходы оператора газотранспортной системы в соответствии с пунктом 4 настоящей главы за газовый месяц М, грн; ВТО - суммарные объемы транспортировки природного газа заказчиков услуг транспортировки за газовый месяц М, которые определяются в соответствии с абзацем первым пункта 6 настоящей главы, тыс. м - 3. Ставка платы за нейтральность балансировки может быть: положительного значения (больше нуля) - в таком случае плата за нейтральность балансировки взимается с заказчика услуг по транспортировке природного газа в пользу оператора газотранспортной системы; отрицательного значения (меньше нуля) - в таком случае плата за нейтральность балансировки оплачивается заказчику услуг транспортировки природного газа. 8. Оператор газотранспортной системы осуществляет выплату заказчикам услуг транспортировки денежных средств в качестве платы за нейтральность балансировки за газовый месяц М за счет денежных средств, полученных от заказчиков услуг транспортировки в качестве платы за суточный небаланс за газовый месяц М. При этом средства, полученные от заказчиков услуг транспортировки в качестве платы за суточный небаланс за газовый месяц М, в первую очередь зачисляются оператором газотранспортной системы в качестве погашения расходов, определенных пунктом 4 настоящей главы, соответствующего отчетного периода. 9. Для газовых лет 2019/2020 и 2020/2021 начиная с 1 марта 2020 плата за нейтральность балансировки применяется в соответствии с настоящим пунктом. Оператор газотранспортной системы до 21 числа месяца, следующего за отчетным, осуществляет публикацию расчета и величины ставки платы за нейтральность балансировки за месяц М на своем веб-сайте и по каждому заказчику услуг транспортировки через информационную платформу сообщает о размере денежных средств, который должен взиматься с заказчиков услуг транспортировки природного газа (если ставка нейтральной платы больше нуля) или должен выплачиваться ему (если ставка платы за нейтральность балансировки меньше нуля) в качестве платы за нейтральность балансировки за месяц М. За газовые года 2019/2020 и 2020/2021 плата за нейтральность балансировки не взимается и не выплачивается. 10. Для газового года 2021/2022 плата за нейтральность балансировки применяется в соответствии с настоящим пунктом. Оператор газотранспортной системы до 21 числа месяца, следующего за отчетным, осуществляет публикацию расчета и величины ставки платы за нейтральность балансировки за месяц М на своем веб-сайте и по каждому заказчику услуг транспортировки через информационную платформу сообщает о размере денежных средств, который должен взиматься с заказчиков услуг транспортировки природного газа (если ставка нейтральной платы больше нуля) или должен выплачиваться ему (если ставка платы за нейтральность балансировки меньше нуля) в качестве платы за нейтральность балансировки за месяц М. За газовый год 2021/2022 плата за нейтральность балансировки взимается и выплачивается в общем объеме за все месяцы газового года один раз в год в срок до 01 января 2023 года. При этом плата за нейтральность балансировки выплачивается в пределах размера денежных средств, оставшихся после зачисления фактически полученных средств от заказчиков услуг транспортировки в качестве платы за суточный небаланс за соответствующие месяцы газового года и осуществления оплат оператором газотранспортной системы в качестве погашения расходов, определенных пунктом 4 настоящей главы, по состоянию на 31 декабря 2022 года. Такая выплата осуществляется пропорционально размеру начисленной заказчику услуг транспортировки платы за нейтральность балансировки. Денежные средства, остающиеся после зачисления полученных средств оператором газотранспортной системы от заказчиков услуг транспортировки в качестве погашения задолженности по плате за суточный небаланс за газовый месяц М и / или взысканные с заказчиков услуг транспортировки после наступления срока на осуществление платы за суточный небаланс в качестве погашения расходов, определенных пунктом 4 настоящей главы, соответствующего отчетного месяца газового года 2021/2022, выплачиваются на счет заказчиков услуг транспортировки в первый рабочий день месяца, следующего за месяцем поступления таких средств на счет оператора газотранспортной системы, пропорционально размеру начисленной заказчику услуг транспортировки платы за нейтральность балансировки. 11. Для газового года 2022/2023 и последующих газовых лет плата за нейтральность балансировки применяется в соответствии с настоящим пунктом. В случае если ставка платы за нейтральность больше нуля, оператор газотранспортной системы до 21 числа месяца, следующего за отчетным, предоставляет заказчикам услуг по транспортировке природного газа счет на оплату платы за нейтральность балансировки, в котором предоставляется расчет такой платы. Заказчик услуг транспортировки природного газа обязан до 25 числа месяца, следующего за отчетным, осуществить оплату за нейтральность балансировки. В случае если ставка платы за нейтральность балансировки меньше нуля, оператор газотранспортной системы до 21 числа месяца, следующего за отчетным, сообщает заказчиков услуг транспортировки природного газа о размере денежных средств, подлежащих выплате в качестве платы за нейтральность балансировки. Оператор газотранспортной системы до 25 числа месяца, следующего за отчетным, осуществляет выплату денежных средств в качестве платы за нейтральность балансировки за газовый месяц М на счет заказчиков услуг транспортировки в пределах размера денежных средств, остающихся после зачисления фактически полученных средств от заказчиков услуг транспортировки в качестве платы за суточный небаланс за соответствующий газовый месяц и осуществления оплат в счет погашения расходов, определенных пунктом 4 настоящей главы, соответствующего отчетного периода, по состоянию на 20 число месяца, следующего за отчетным. Такая выплата осуществляется пропорционально размеру начисленной заказчику услуг транспортировки платы за нейтральность балансировки. Денежные средства, остающиеся после зачисления полученных средств оператором газотранспортной системы от заказчиков услуг транспортировки в качестве погашения задолженности по плате за суточный небаланс за газовый месяц М и / или взысканные с заказчиков услуг транспортировки после 20 числа месяца, следующего за отчетным, в качестве погашения расходов, определенных пунктом 4 настоящей главы, соответствующего отчетного периода, выплачиваются на счет заказчиков услуг транспортировки в первый рабочий день месяца, следующего за месяцем поступления таких средств на счет оператора газотранспортной системы, пропорционально размеру начисленной заказчику услуг транспортировки платы за нейтральность балансировки. 12. Расчет платы за нейтральность балансировки осуществляется с 01 марта 2020 года. XV. Правила регулирования перегрузок 1. Общие условия 1. Оператор газотранспортной системы принимает все необходимые меры для обеспечения предоставления максимального объема мощности в точках входа / выхода для нужд заказчиков услуг транспортировки. С целью предотвращения возникновения физических перегрузок газотранспортной системы оператор газотранспортной системы принимает меры, предусмотренные главой 2 настоящего раздела. 2. Заказчик услуг транспортировки, которому была распределена мощность на годовой, квартальный и / или месячный периоды, вправе передать распределенную (договорной) мощность другому заказчику услуг транспортировки в порядке, определенном разделом IX настоящего Кодекса. 3. Положения главы 2 настоящего раздела применяются для точек входа / выхода на межгосударственных соединениях, кроме случая распределения мощности с ограничениями в этих точках. 4. Дополнительная мощность, которая была получена оператором газотранспортной системы в результате принятия мер по управлению договорным перегрузками, распределяется заказчикам услуг транспортировки на гарантированной основе вместе со свободной мощностью согласно требованиям раздела XIX настоящего Кодекса. 2. Урегулирование договорных перегрузок газотранспортной системы 1. Оператор газотранспортной системы может предоставить право пользования дополнительной мощностью точек входа / выхода на межгосударственных соединениях более размер технической мощности. Размер дополнительной мощности определяется оператором газотранспортной системы путем осуществления оценки использования распределенной (договорной) мощности с учетом технических условий газотранспортной системы, теплоты сгорания природного газа, температуры, мощности смежных газотранспортных систем, ожидаемого объема потребления природного газа и вероятности неиспользования распределенной (договорной) мощности заказчиками услуг транспортировки. При этом предоставление права пользования дополнительной мощностью более размер технической мощности не должно негативно влиять на физико-химические показатели природного газа, транспортируемого оператором газотранспортной системы. При определении и пересмотра размера технической мощности и дополнительной мощности, определенной этим пунктом, оператор газотранспортной системы должен сотрудничать с операторами смежных газотранспортных систем. Оператор газотранспортной системы осуществляет распределение дополнительной мощности, определенной в настоящем пункте, после распределения всей свободной мощности и другой дополнительной мощности, определенной пунктами 2 и 3 настоящей главы. Если в результате распределения дополнительной мощности в соответствии с требованиями настоящего пункта право пользования такой мощностью не может быть гарантировано, то оператор газотранспортной системы обязан осуществить выкуп распределенной (договорной) мощности у заказчиков услуг транспортировки путем проведения аукциона, который проводится по алгоритму единой цены по обратному ранжированием заявок. При этом максимальная стоимость, по которой оператор газотранспортной системы имеет право осуществить выкуп, не превышает 120% стоимости распределенной (договорной) мощности, оплаченной заказчиками услуг транспортировки. Объявления о деталях проведения аукциона на выкуп распределенной (договорной) мощности оператором газотранспортной системы размещается на его веб-сайте. 2. Заказчик услуг транспортировки, которому была распределена мощность на годовой, квартальный и / или месячный периоды на гарантированной основе, может отказаться от права пользования такой мощностью при условии, что оператор газотранспортной системы осуществит ее распределение другим заказчикам услуг транспортировки. Для отказа от права пользования распределенной (договорной) мощностью заказчик услуг транспортировки должен предоставить оператору газотранспортной системы заявку на возвращение распределенной (договорной) мощности в течение последних семи рабочих дней до момента публикации размера свободной мощности на аукционе, на котором оператор газотранспортной системы будет предлагать такую мощность для распределения другим заказчикам услуг транспортировки. Заявка на возврат распределенной (договорной) мощности должна включать следующую информацию: точка входа и / или выхода на межгосударственных соединениях; размер распределенной (договорной) мощности, заказчик услуг транспортировки намерен вернуть; срок и период, на который заказчик услуг транспортировки намерен вернуть распределенную (договорной) мощность; срок и период, на который мощность была распределена; дата и номер договора транспортировки и / или приложения к нему, которым был определен размер и стоимость распределенной (договорной) мощности. Основаниями для отказа заказчику услуг транспортировки в рассмотрении заявки на возврат распределенной (договорной) мощности оператора газотранспортной системы являются: наличие просроченной задолженности заказчика услуг по транспортировке, подающий заявку на возвращение полного размера распределенной (договорной) мощности по действующему договору транспортировки; направление оператором газотранспортной системы уведомления о намерении и / или факт изъятия распределенной (договорной) мощности в соответствии с требованиями пункта 3 настоящей главы; невыполнение субъектом, подает заявку, требований к подаче заявки на возврат распределенной (договорной) мощности; размер мощности, которую заказчик услуг транспортировки намерен вернуть, превышает размер распределенной (договорной) мощности по действующему договору транспортировки; отсутствие действующего договора транспортировки у субъекта, подает заявку. Оператор газотранспортной системы осуществляет распределение мощности, определенной в принятых к рассмотрению заявках на возвращение распределенной (договорной) мощности, после распределения всей свободной мощности. При этом, если несколько заказчиков услуг транспортировки подали оператору газотранспортной системы заявки на возврат распределенной (договорной) мощности, общий размер которой не может быть распределен другим заказчикам услуг по транспортировке полностью, то размер распределенной (договорной) мощности каждого заказчика услуг по транспортировке, который возвращается, рассчитывается пропорционально объемам мощности, определенным в заявках на возвращение распределенной (договорной) мощности. В случае распределения объединенной мощности отказ мощности с одной стороны межгосударственного соединения не допускается. Права и обязанности заказчика услуг по транспортировке, определенные договором транспортировки природного газа и настоящим Кодексом, по распределенной (договорной) мощности, указанной в заявке на возвращение, остаются неизменными до момента уведомления оператором газотранспортной системы о размере мощности, фактически были возвращены. При этом заказчик услуг транспортировки, который подал заявку на возвращение распределенной (договорной) мощности, не имеет права подавать оператору газотранспортной системы заявку об отчуждении этой самой распределенной (договорной) мощности. После получения заказчиком услуг транспортировки сообщение о подтверждении факта возвращения распределенной (договорной) мощности права и обязанности такого заказчика услуг по транспортировке, определенные договором транспортировки природного газа и настоящим Кодексом, на использование указанной мощности теряются. Оператор газотранспортной системы обязан в течение пяти рабочих дней возместить заказчику услуг транспортировки стоимость оплаченной им мощности, которая была возвращена в результате распределения оператором газотранспортной системы другим заказчикам. Размер возмещения не может превышать величину стоимости мощности, оплаченной заказчиком услуг по транспортировке, совершивший возвращения. Возмещение средств заказчику услуг транспортировки осуществляется путем их зачисления оператором газотранспортной системы в оплату услуг по транспортировке природного газа последующих периодов. По заявлению заказчика услуг транспортировки оператор газотранспортной системы обязан выплатить зачислены средства в течение пяти рабочих дней после обращения заказчика. 3. Оператор газотранспортной системы на постоянной основе осуществляет анализ спроса заказчиков услуг транспортировки на мощность с гарантией реализации права ее использования и уровня использования распределенной (договорной) мощности заказчиками услуг транспортировки, которым было предоставлено право ее использования на период более чем один газовый год. По результатам такого анализа оператор газотранспортной системы имеет право принять решение об изъятии части мощности, которая была распределена заказчику услуг транспортировки на период более чем один газовый год, если одновременно выполняются следующие условия: заказчик услуг транспортировки согласно действующему договору транспортировки природного газа использует распределенную (договорной) мощность в среднем менее чем на 80% в период с 01 апреля по 30 сентября и с 01 октября по 31 марта; в период, на который планируется осуществить изъятие мощности, оператором газотранспортной системы были распределены все размер годовой и квартальной мощности, которая была выставлена на аукцион распределения мощности, или распределены по аукционной надбавкой. Оператор газотранспортной системы вправе изъять часть распределенной (договорной) мощности на весь период (или его часть), оставшееся до завершения действующего договора транспортировки. Максимальный размер мощности, который может быть удален оператором газотранспортной системы согласно требованиям этого пункта, определяется как разница размера распределенной (договорной) мощности и средней использованной мощности за газовую сутки в период с 01 апреля по 30 сентября и с 01 октября по 31 марта. Если заказчик услуг транспортировки, мощность которого подлежит изъятию в соответствии с настоящим пунктом, осуществлял возврат распределенной (договорной) мощности в соответствии с требованиями пункта 2 настоящей главы, то размер распределенной (договорной) мощности рассчитывается как среднее значение распределенной (договорной) мощности на каждую газовую сутки в течение периода с 01 апреля по 30 сентября и с 01 октября по 31 марта. Период, на который осуществляется изъятие распределенной (договорной) мощности, а также ее размер определяются оператором газотранспортной системы в зависимости от размера дефицита свободной мощности, который определяется согласно критериям, предусмотренным абзацем первым настоящего пункта. Оператор газотранспортной системы должен сообщить о намерении изъять распределенную (договорной) мощность заказчика услуг транспортировки не позднее чем за 30 дней до 01 числа месяца, в котором должно быть начато транспортировки природного газа, и о факте изъятия мощности (в случае его наступления) не позднее чем на следующий рабочий день после окончания аукциона распределения мощности (на годовой, квартальный или месячный периоды) или не позднее чем через 30 минут после завершения аукциона распределения мощности на сутки вперед, в каком были распределены такую мощность другим заказчикам услуг транспортировки. Сообщение о намерении изъять распределенную (договорной) мощность должна включать следующую информацию: размер распределенной (договорной) мощности, подлежащей изъятию; период, на который может быть изъято распределенную (договорной) мощность; данные, подтверждающие выполнение каждого из критериев, определенных абзацем первым настоящего пункта. Оператор газотранспортной системы не может изъять распределенную (договорной) мощность, если заказчик услуг транспортировки документально подтвердит следующее: заказчик услуг транспортировки пытался на информационной платформе и / или платформе распределения мощности осуществить передачу распределенной (договорной) мощности другим заказчикам услуг транспортировки не менее чем на три последовательные газовые месяца по цене, которая не превышала стартовую цену аукциона годовой мощности в период мониторинга, проведенного оператором газотранспортной системы согласно абзацу первому настоящего пункта; или распределенная (договорная) мощность, которую оператор газотранспортной системы намерена изъять, будет использоваться в связи с договорными обязательствами заказчика услуг по транспортировке, в том числе с целью обеспечения безопасности поставок природного газа. Права и обязанности заказчика услуг по транспортировке, определенные договором транспортировки природного газа и настоящим Кодексом, по распределенной (договорной) мощности, оператор газотранспортной системы намерена изъять, остаются неизменными до момента уведомления оператором газотранспортной системы о размере мощности, которая была фактически изъято в связи с ее распределением другим заказчикам услуг транспортировки. При этом после получения уведомления о намерении изъятия распределенной (договорной) мощности заказчик услуг транспортировки не имеет права подавать оператору газотранспортной системы заявку о передаче и / или заявку на возвращение этой же мощности. Сообщение оператора газотранспортной системы о факте изъятия распределенной (договорной) мощности должно включать информацию о фактическом распределении такой мощности другим заказчикам услуг транспортировки. После получения заказчиком услуг транспортировки сообщение о факте изъятия распределенной (договорной) мощности права и обязанности такого заказчика услуг по транспортировке, определенные договором транспортировки природного газа и настоящим Кодексом, на использование указанной мощности теряются. Оператор газотранспортной системы не возмещает заказчику услуг транспортировки стоимость оплаченной им распределенной (договорной) мощности, которая была изъята в результате мер, принятых в соответствии с требованиями настоящего пункта. 3. Управление физическими перегрузками газотранспортной системы 1. Физические перегрузки могут возникнуть в газотранспортной системе в связи с: ограниченной мощностью газотранспортной системы или технологических объектов газотранспортной системы; ограниченной возможностью хранения оператором газотранспортной системы природного газа в газотранспортной системе, а также в хранилищах; технологическими ограничениями мощности отбора и закачки природного газа с / у газохранилища (газохранилищ), которыми пользуется оператор газотранспортной системы; необходимостью удерживать минимальные давления в точках выхода из газотранспортной системы; необходимостью удерживать стабильные параметры качества природного газа в газотранспортной системе; проведением работ в газотранспортной системе или в смежных системах; возникновением аварии или чрезвычайной ситуации; действиями или бездействием заказчика услуг по транспортировке, их поставщиков или потребителей, которые не соответствуют положениям Кодекса или договора транспортировки; несбалансированностью величин поставок и отборов газа; необходимостью соблюдения эффективных режимов транспортировки газа. 2. Действия оператора газотранспортной системы, позволяющие избежать возможности возникновения перегрузок: на этапе рассмотрения заявлений о разделе мощности оператор газотранспортной системы анализирует возможности выполнения новых договоров таким образом, чтобы они не привели к снижению уровня безопасности транспортировки, а также объема природного газа, который подается в уже существующих заказчиков услуг транспортировки; в случае если существуют технические возможности предоставления газотранспортных услуг оператор газотранспортной системы предоставляет свободную гарантированную мощность в соответствии с положениями Кодекса; меры, предусмотренные главой 2 настоящего раздела; в случае отсутствия возможности предоставления услуг транспортировки природного газа в непрерывных началах оператор газотранспортной системы определяет и предлагает транспортные услуги на прерывистых основе; по требованию заинтересованного субъекта подготавливает информацию о необходимом объеме действий по реконструкции газотранспортной системы с целью увеличения ее мощности, за подготовку которой оператор газотранспортной системы взимает плату в соответствии с затратами на их подготовку; с целью предотвращения возникновения перегрузок оператор газотранспортной системы сотрудничает с операторами смежных систем; планирует и выполняет модернизацию газотранспортной системы; заключает договоры транспортировки природного газа, которые включают положения, касающиеся процедуры урегулирования перегрузками в случае неиспользования распределенной мощности; эксплуатирует газотранспортную систему, а также управляет способом, уменьшает вероятность возникновения перегрузок; планирует работы в газотранспортной системе таким образом, чтобы не создавать ограничений, а если установление ограничений в связи с работами, которые ведутся, необходимо, прилагает все усилия, чтобы последствия были минимальными; разрабатывает и внедряет план локализации и ликвидации аварийных ситуаций и аварий; взимает с заказчика услуг транспортировки дополнительную плату за превышение мощности в соответствии с договором транспортировки. 3. Если после применения мер, определенных в этом разделе, оператор газотранспортной системы не имеет возможности сбалансировать объемы поступлений и отбора природного газа, он может ограничить заказчика услуг по транспортировке, который повлечет ситуацию недобора или избытка природного газа в газотранспортной системе, в следующем: 1) принятии природного газа для транспортировки в точках входа (в ситуации избытка природного газа в газотранспортной системе) 2) получении природного газа из газотранспортной системы в точках выхода (в ситуации недобора (уменьшение) природного газа в газотранспортной системе). 4. Оператор газотранспортной системы может осуществлять меры, предусмотренные пунктом 3 настоящей главы, путем прерывания распределенной гарантированной мощности. Прерывание распределенной гарантированной мощности заказчика услуг по транспортировке осуществляется пропорционально распределенных гарантированных мощностей в точках входа / выхода, в которых происходит такое прерывание. Прерывание гарантированной мощности происходит в следующем порядке периодов распределения мощностей: 1) в течение суток; 2) на период на сутки вперед; 3) месячная; 4) квартальная; 5) годовая. В случае прерывания оператором газотранспортной системы гарантированной мощности оператор газотранспортной системы осуществляет заказчику услуг транспортировки оплату стоимости прерывания в случаях, определенных договором транспортировки природного газа. Размер, порядок начисления и уплаты стоимости прерывания гарантированной мощности определяются договором транспортировки природного газа. 5. Оператор газотранспортной системы, вводя ограничения, передает заказчику услуг транспортировки информацию о сроке начала ограничений, ожидаемое время их продолжительности, а также о максимальные объемы для транспортировки или отбора природного газа в час и в сутки в / с газотранспортной системы в этой точке. Пункты 6 - 8 Исключены XVI. Правила обмена информацией, связанной с выполнением соглашений, балансировкой и управлением перегрузками 1. Общие условия 1. Система обмена информацией (СОИ) служит для обмена сведениями, связанными с предоставлением газотранспортных услуг, между оператором газотранспортной системы и заказчиками услуг транспортировки. 2. Электронный обмен информацией, связанной с выполнением соглашений о взаимодействии, технических соглашений и договоров транспортировки, должен быть основан на стандарте электронного обмена документов (EDI) в версии, разработанной для газовой промышленности под названием «EDIG @ S» (описанной в документе Edig @ s Message Implementation Guidelines, доступ к которому предоставляется на странице http://www.edigas.org). В качестве промежуточного решения для обмена данными могут быть использованы форматы xls, xlsx. Также стороны могут согласовать такие протоколы коммуникаций: e-mail, или FTP, или AS4, или REST / SOAP webservice. Протокол AS4 может быть применен для коммуникации при наличии технических возможностей обеих сторон для обмена информацией в общеевропейском стандарте Edig @ s. 3. Подробные требования к формату файлов указываются на сайте оператора газотранспортной системы. Ответственной за форму и информационное содержание документов сторона, формирует и / или направляет документ. 4. Обмен файлами происходит с использованием электронной почты или Интернета. 5. Оператор газотранспортной системы, оператор газораспределительной системы, оператор газохранилища, оператор установки LNG, а также заказчик услуг транспортировки обеспечивают сохранность и целостность файлов, пересылаемых. 2. Сведения, которые размещаются и направляются оператором газотранспортной системы 1. Оператор газотранспортной системы размещает на сайте сведения, определенные положениями Закона Украины «О рынке природного газа», в частности: перечень услуг, предоставляемых таким оператором, информацию о тарифах и другие условия предоставления таких услуг, включая технические условия для доступа и присоединения к газотранспортной системе; методологию определения тарифов на услуги по транспортировке природного газа для точек входа и точек выхода и методологию определения платы за присоединение к газотранспортной системе; количественные показатели объемов технической мощности, мощности, право пользования которой было предоставлено заказчикам согласно действующим договорам транспортировки и свободной мощности газотранспортной системы в разрезе точек входа и точек выхода; данные о планируемых и фактических объемах природного газа, перемещаемых газотранспортной системой, в объеме, находится в распоряжении такого оператора. 2. Оператор газотранспортной системы размещает на сайте схему газотранспортной системы вместе с перечнем точек входа и выхода. 3. Оператор газотранспортной системы сообщает заказчиков услуг транспортировки обо всех событиях, которые могут повлиять на предоставление услуг транспортировки природного газа, а также на работу смежных систем, в том числе об изменениях сроков работ, а также о сроках незапланированных ранее работ, путем размещения информации на своем веб-сайте и с помощью системы обмена информацией СОИ. 4. Оператор газотранспортной системы предоставляет сведения, касающиеся номинаций и реноминаций, полученных от заказчиков услуг транспортировки, с целью подтверждения возможности их выполнения в системе в соответствии с положениями настоящего Кодекса. 5. Оператор газотранспортной системы направляет заказчику услуг транспортировки по электронной почте до 15.00 UTC (17:00 мск) для зимнего периода и до 14:00 UTC (17:00 мск) для летнего периода следующей газовой суток такие расчетные данные, касающиеся газовой суток транспортировки: 1) сведения о разнице между суточными объемами природного газа в подтвержденных номинациях и объемами природного газа, загруженного и полученного в отдельных точках входа и выхода; 2) расчетный суточный небаланс. Уровень сведений, направляемых будет соответствовать уровню сведений, которыми располагает оператор газотранспортной системы. 6. Оператор газотранспортной системы направляет заказчику услуг транспортировки по электронной почте до 10 числа следующего месяца следующие данные: суточные объемы загруженного и полученного природного газа в отдельных точках входа и выхода; совокупные объемы природного газа, которые содержатся в подтвержденных номинациях для точек входа и выхода, в течение газового месяца; совокупные объемы природного газа, загруженного и полученного в точках входа и выхода, в течение газового месяца; месячный небаланс. 7. Оператор газотранспортной системы направляет оператору газораспределительной системы, прямом потребителю в срок до 08:00 часов UTC (10:00 мск) для зимнего периода и до 07:00 часов UTC (10:00 мск) для летнего периода следующей газовой суток информацию о ежедневные объемы природного газа, измеренные для точек выхода. 8. Оператор газотранспортной системы направляет оператору газохранилищ сообщение об оплате заказчиком услуг по транспортировке платы за изменение условий (ограничений) мощности с ограничениями в течение одного дня с даты зачисления такой полной оплаты на счет оператора газотранспортной системы. 9. Сведения передаются в форматах, определенных оператором газотранспортной системы. 3. Сведения, которые передают оператору газотранспортной системы операторы смежных систем, газодобывающие предприятия, прямые потребители, заказчики услуг транспортировки 1. Оператор газораспределительной системы передает оператору газотранспортной системы: сведения о результатах технической проверки соответствия номинации и реноминации; сведения об объемах природного газа, предназначенные для отдельных заказчиков услуг транспортировки; информацию о возникновении перебоев в системе оператора газораспределительной системы, которые могут повлиять на условия отбора природного газа в точках выхода из газотранспортной системы, с указанием причин возникновения перебоев, ожидаемого времени их продолжительности, уменьшение мощности в точках присоединения к системе оператора газотранспортной системы, значения параметров, которые не выполняют договорных условий, подтверждения измененных номинаций, которые возникают из-за появления перебоев; EIC-коды, которые были присвоены потребителям, подключенным к газораспределительной системы соответствующего оператора, и соответствующие EIC коды их точек коммерческого учета (при необходимости). Такие данные направляются оператору газотранспортной системы в электронной форме в виде файлов в формате и по форме и информационным содержанием документов, определенным оператором газотранспортной системы. Оператор газораспределительной системы сообщает диспетчерские службы оператора газотранспортной системы об авариях в газораспределительной системе, которые имеют или могут иметь влияние на функционирование газотранспортной системы, в течение одного часа от их возникновения. 2. Оператор газохранилища передает оператору газотранспортной системы: сведения, касающиеся соответствия номинации или реноминации на точках входа / выхода, связанных с газохранилищами; сведения об объемах природного газа, предназначенные для отдельных заказчиков услуг транспортировки в соответствии с положениями настоящего Кодекса; данные, касающиеся объема природного газа, полученного и загруженного за предыдущие сутки, а также состояние действующей емкости газохранилищ предыдущей газовую сутки до 10:00 часов каждые сутки; сведения о возникновении перебоев в работе газохранилищ, которые могут повлиять на условия сотрудничества этих установок с газотранспортной системой, содержат информацию о причине возникновения перебоев, ожидаемое время их продолжительности, уменьшение мощности в точках присоединения к системе оператора газотранспортной системы, значения параметров, не соответствующих договорным условиям, подтверждение измененных номинаций, которые возникают из-за появления перебоев; сведения о запланированных работах в хранилищах, которые могут повлиять на условия сотрудничества газохранилищ с газотранспортной системой, с целью согласования с оператором газотранспортной системы возможного срока и времени продолжительности работ. 3. Оператор установки LNG передает оператору газотранспортной системы: сведения, касающиеся результатов проведенной проверки соответствия номинации или реноминации на точках входа от оператора установки LNG; сведения о возникновении перебоев в работе газовых сетей оператора установки LNG, которые могут повлиять на условия сотрудничества с газотранспортной системой, содержат информацию о причине возникновения перебоев, ожидаемое время их продолжительности, уменьшение мощности в точках присоединения газотранспортной системы, значения параметров, не соответствующих договорным условиям, подтверждение измененных номинаций, которые возникают из-за появления перебоев; сведения о запланированных работах в газовых сетях оператора установки LNG, которые могут повлиять на условия сотрудничества с газотранспортной системой, с целью согласования с оператором газотранспортной системы возможного срока и времени продолжительности работ. 4. газодобывающих предприятий передает оператору газотранспортной системы: сведения, касающиеся результатов проведенной проверки соответствия номинации или реноминации на точках входа от газодобывающего предприятия (эта норма применяется исключительно для смежного газодобывающего предприятия); сведения о возникновении перебоев в работе газовых сетей газодобывающего предприятия, которые могут повлиять на условия сотрудничества с газотранспортной системой, содержат информацию о причине возникновения перебоев, ожидаемое время их продолжительности, уменьшение мощности в точках подключения газотранспортной системы, значения параметров, не соответствующих договорным условиям, подтверждение измененных номинаций, которые возникают из-за появления перебоев; сведения о запланированных работах в газовых сетях газодобывающего предприятия, которые могут повлиять на условия сотрудничества с газотранспортной системой, с целью согласования с оператором газотранспортной системы возможного срока и времени продолжительности работ. 5. Прямой потребитель передает оператору газотранспортной системы сведения: касающиеся результатов проведенной проверки соответствия номинации или реноминации на точках выхода к прямому потребителю; об объемах природного газа, предназначенные для отдельных заказчиков услуг транспортировки в соответствии с положениями настоящего Кодекса; о возникновении перебоев в работе газовых сетей прямого потребителя, которые могут повлиять на условия сотрудничества с газотранспортной системой, содержат информацию о причине возникновения перебоев, ожидаемое время их продолжительности, уменьшение мощности в точках присоединения газотранспортной системы, значения параметров, не соответствующих договорным условиям, подтверждение измененных номинаций, которые возникают из-за появления перебоев; о запланированных работах в газовых сетях прямого потребителя, которые могут повлиять на условия сотрудничества с газотранспортной системой, с целью согласования с оператором газотранспортной системы возможного срока и времени продолжительности работ. 6. Заказчик услуг транспортировки передает оператору газотранспортной системы: информацию о плановых (заказные) объемы транспортировки природного газа в соответствии с положениями главы 2 раздела VIII настоящего Кодекса; номинации и реноминации объемов транспортировки природного газа в соответствии с положениями настоящего Кодекса; сведения относительно перебоев на стороне потребителя и / или поставщиков заказчика услуг транспортировки, которые могут повлиять на условия работы газотранспортной системы, в том числе о причине возникновения перебоев, ожидаемое время их продолжительности, значения параметров, которые не соответствуют договорным условиям, давать реноминаций на объемы, которые меняются из-за появления перебоев; для точек входа и точек выхода в / из газотранспортной системы в подключениях к газотранспортным системам соседних стран (межгосударственных соединений) каждый четверг не позднее 10:00 часов утра прогноз относительно ежедневных объемов природного газа, который будет представлен для каждой газовой суток на следующей неделе, сроком с понедельника по воскресенье. XVII. Правила поведения в случае возникновения сбоев в работе газотранспортной системы и нарушения безопасности поставок природного газа 1. Общие условия 1. В случае возникновения аварии или чрезвычайной ситуации, которая вызывает угрозу безопасности функционирования газотранспортной системы, оператор газотранспортной системы немедленно принимает меры, имеющие целью устранения аварийной ситуации, а также обновления надлежащей работы газотранспортной системы в соответствии с Национальным планом действий, Плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций и аварий (далее - ПЛАС), разработанного в соответствии с требованиями Закона Украины «Об объектах повышенной опасности», Кодекса гражданской защиты Украины и действующего законодательства. 2. В случае возникновения кризисной ситуации или если существует угроза безопасности населения, опасность разрушения газотранспортной системы, газохранилища или угроза целостности газотранспортной системы оператор газотранспортной системы принимает меры, предусмотренные в правилах о безопасности поставок природного газа и Национальном плане действий. 3. Оператор газотранспортной системы немедленно должен сообщить заказчиков услуг транспортировки, прямых потребителей, операторов газораспределительных систем, оператора LNG о возникновении аварии, чрезвычайной ситуации или кризисной ситуации, которая может влиять на работу их устройств, установок или сетей, в частности об ожидаемом времени продолжительности и период ограничений в транспортировке природного газа. 4. В случае возникновения аварии или чрезвычайной ситуации оператор газотранспортной системы имеет право не принимать в точках входа для транспортировки природный газ либо не транспортировать природный газ в точке выхода, если это может привести к угрозе безопасности функционирования газотранспортной системы, здоровью или жизни людей, природной среде или ущерб имуществу. 5. В случае возникновения аварии или чрезвычайной ситуации в газовой сети прямого потребителя, газодобывающего предприятия, оператора газораспределительной системы, оператора газохранилищ, оператора LNG, которая может повлечь ограничение в доставке или получении природного газа, сторона договора транспортировки природного газа, которая первая получит такую информацию, обязана немедленно уведомить другую сторону об этом факте. Заказчик услуг транспортировки обязан немедленно сообщить оператору газотранспортной системы об ожидаемом времени продолжительности и объем ограничений. 6. В аварийной или ситуации заказчик услуг транспортировки обязан сотрудничать с оператором газотранспортной системы. 7. Реагирование на чрезвычайные ситуации и ликвидация их последствий осуществляются оператором газотранспортной системы в соответствии с требованиями раздела V и Кодекса гражданской защиты Украины. XVIII. Параметры технической и свободной мощности в газотранспортной системе и их публичность 1. Порядок расчета величины технической и свободной мощности в газотранспортной системе 1. Величина технической (пропускной) мощности в определенной точке выхода / входа газотранспортной системы определяется как максимально возможное перетекание объема природного газа при стандартных условиях в этой точке с учетом одновременности работы газо-потребляющего оборудования, целостности системы и требований по ее эксплуатации. Размер технической мощности отражает максимальный объем мощности в определенной точке выхода / входа газотранспортной системы, право пользования которой оператор газотранспортной системы может предоставить заказчикам услуги транспортировки и / или иным рынка природного газа, объекты которых подключены к газотранспортной системе, с гарантией реализации такого права. 2. Определение технической (пропускной) мощности газотранспортной системы в определенной точке выхода / входа осуществляется на основании действующей проектной документации путем гидравлического расчета газопровода выполняется в порядке, определенном «Общесоюзнымы нормами технологического проектирования. Магистральные трубопроводы» (ОНТП 51-1-85 ), утвержденными приказом Министерства газовой промышленности СССР от 29 октября 1985 № 255. 3. Величина свободной мощности для обеспечения новых присоединений (резервной мощности) в определенной точке выхода / входа газотранспортной системы определяется как разница между технической мощностью в этой точке выхода / входа и величиной мощности, заказанная по этой точке техническим условиям и договорам на присоединение. Величина свободной мощности для обеспечения новых присоединений (резервной мощности) является частью технической мощи, право пользования которой еще не закреплено техническим условиям и договорам на присоединение. 4. Величина свободной мощности для обеспечения транспортировки природного газа, принадлежащего заказчику услуги транспортировки через определенную точку входа / выхода газотранспортной системы, определяется как разница между технической (пропускной) мощностью в этой точке входа / выхода и законтрактованными объемами (объемами) природного газа всем заказчиками услуги транспортировки. Величина свободной мощности для обеспечения транспортировки природного газа газотранспортной системы является частью технической мощи, право пользования которой еще не закреплено техническим условиям и договорам транспортировки природного газа и не используется в полном объеме заказчиками услуг транспортировки. 2. Порядок опубликования параметров мощности в газотранспортной системе 1. Операторы газотранспортной системы должны на своем сайте в сети Интернет обнародовать информацию о величинах технической и свободной мощности, в том числе свободной мощности для обеспечения новых присоединений (величины резервной мощности). 2. Информация должна содержать величины технической и свободной (резервной) мощности в разрезе календарных месяцев, включая данные предыдущих трех лет, и на регулярной основе обновляться ежемесячно. Данные по газораспределительной станции должны содержать диспетчерскую название газораспределительной станции с привязкой к населенному пункту. 3. Указанная информация не является исходными данными для проектирования газовых сетей, а также для проведения взаиморасчетов и может использоваться исключительно для предварительной оценки перспектив и рисков. 4. Заказчики присоединения и заказчики услуги транспортировки или другие субъекты рынка природного газа, объекты которых подключены к газотранспортной системе, имеют право обратиться к оператору газотранспортной системы с целью разъяснения информации, размещенной на сайте оператора газотранспортной системы. 5. По обращению вышеупомянутых заказчиков или субъектов рынка природного газа оператор газотранспортной системы обязан в течение 5 (пяти) рабочих дней предоставить информацию о величин технической и / или свободной мощности в определенной физической точке входа / выхода газотранспортной системы, определенной заказчиком (субъектом рынка природного газа). При этом информация о величин мощности на газораспределительной станции предоставляется на безвозмездной основе, информация о величин мощности в другой физической точке выхода / входа газотранспортной системы происходит в течение указанного срока после оплаты услуги оператора газотранспортной системы из гидравлического расчета в указанной физической точке входа / выхода. XIХ. Порядок проведения аукционов распределения мощности на межгосударственных соединениях 1. Общие условия 1. В точках межгосударственного соединения мощность распределяется в рамках аукциона, за исключением случаев, когда применяется альтернативный механизм распределения мощности или распределяется мощность с ограничениями. В случае отсутствия свободной мощности в точках входа или выхода на межгосударственных соединениях аукционы не проводятся. Заказчикам услуг транспортировки предоставляется максимальная техническая мощность точек входа / выхода на межгосударственных соединениях с учетом требований по целостности газотранспортной системы, ее безопасного и эффективного функционирования. Аукционы, касающиеся одного периода, на разных точках межгосударственного соединения начинаются одновременно и с одинаковым алгоритмом. На каждом аукционе мощность распределяется независимо от других аукционов, кроме случаев, когда предлагается новая (увеличенная) мощность на более чем одном межгосударственном соединении. 2. Оператор газотранспортной системы в процессе распределения мощности на аукционе предлагает мощность на следующие периоды: 1) годовая мощность - мощность определенного объема, доступная сроком не менее 5 лет и не более 15 лет, следующих за газовым годом, в котором произошло разделение мощности, с постоянным потоком на каждые сутки в течение каждого из газовых лет, на которые была разделена мощность; 2) квартальная мощность - мощность определенного объема, доступная сроком минимум на 1 газовый квартал газового года, в котором произошло разделение мощности, с постоянным потоком на каждые сутки в течение любого квартала (кварталы газового года начинаются 01 октября, 01 января, 1 апреля или 1 июля соответственно); 3) месячная мощность - мощность определенного объема, доступная сроком на 1 газовый месяц, следующий за газовым месяцем, в котором произошло разделение мощности, с постоянным потоком на каждые сутки в течение газового месяца (месяца начинаются каждый первый день газового месяца); 4) мощность на сутки вперед - мощность определенного объема, доступная сроком на 1 газовую сутки, следующую за газовой временем, в которой произошло разделение мощности, с постоянным потоком в течение газовой суток; 5) мощность в течение газовой суток - мощность определенного объема, доступная с некоторых пор в течение газовой суток и до окончания газовой суток с постоянным потоком. При этом единица измерения мощности в течение суток - тыс куб. м / сутки. 3. Оператор газотранспортной системы предлагает свободные мощности, в том числе в форме объединенной мощности на точках входа / выхода на межгосударственных соединениях, отдельно для каждого вида мощности: 1) гарантированной мощности, в том числе новой (увеличенной) мощности; 2) прерывистой мощности; 3) мощности с ограничениями с учетом особенностей, определенных разделом IX настоящего Кодекса. 4. Если распределенная мощность гарантирована, оператор газотранспортной системы обязуется предоставлять право пользования определенным объемом мощности на постоянной основе. Если распределенная мощность является прерывистой, оператор газотранспортной системы обязуется приложить максимальные усилия для предоставления права пользования определенным объемом мощности, если для этого есть техническая возможность, но имеет право в любое время (с соблюдением минимального времени сообщения о прерывании) прервать предоставление услуги, если транспортировка технически невозможно. Мощность с ограничениями предоставляется оператором газотранспортной системы в соответствии с главой 8 раздела IX настоящего Кодекса. Новая (увеличенная) мощность предоставляется оператором газотранспортной системы в соответствии с положениями раздела XX настоящего Кодекса. 5. Процедура передачи мощности для точек входа / выхода на межгосударственных соединениях определена главой 9 раздела IX настоящего Кодекса. 6. Оператор газотранспортной системы публикует на своем сайте перечень соответствующих точек межгосударственного соединения, объем технической и свободной мощности, другую информацию в соответствии с главой 2 раздела XVIII настоящего Кодекса. Во время обнародования такой информации оператор газотранспортной системы отмечает точки входа / выхода, для которых в соответствии с техническими возможностями или ограничений объем и вид мощности может отличаться в отдельные периоды газового года. 7. Не менее 20% существующей технической мощности в каждой точке межгосударственного соединения откладывается и предлагается в порядке, определенном пунктом 8 настоящей главы. В случае если свободная мощность меньше 20%, то откладывается вся свободная мощность, которая должна быть предложена для распределения согласно подпункту 2 пункта 8 настоящей главы, а остальные отложенной мощности должна быть предложена в соответствии с подпунктом 1 пункта 8 настоящей главы. 8. Любая отложена мощность согласно пункту 7 настоящей главы должна быть предложена в следующем порядке: 1) не менее 10% технической мощности в каждой точке межгосударственного соединения предлагается не ранее чем на аукционе распределения годовой мощности на пятый газовый год, предшествующий началу соответствующего газового года; и 2) не менее 10% технической мощности в каждой точке межгосударственного соединения предлагается не ранее чем проводится ежегодный аукцион по распределению квартальной мощности в течение газового года, предшествующего началу соответствующего газового года. 9. В случае новой (увеличенной) мощности не менее 10% от новой (увеличенной) технической мощности в каждой точке межгосударственного соединения откладывается и предлагается не ранее чем на ежегодном аукционе распределения квартальной мощности, который проводится в течение газового года, предшествующего началу соответствующего газового года. При определении или изменении объема технической мощности, указанного в подпунктах 1 и 2 пункта 8 настоящей главы и абзаце первом этого пункта, оператор газотранспортной системы согласовывает решения по определению или изменения такого объема технической мощности с Регулятором. Мощность физических точек входа / выхода на межгосударственных соединениях, которую в будущем планируется увеличить, или мощность физических точек входа / выхода на межгосударственных соединениях, которые планируется создать в будущем, определяется оператором газотранспортной системы в рамках процесса новой (увеличенной) мощности соответственно в раздел XX настоящего Кодекса. 10. Право пользования мощностью предоставляется оператором газотранспортной системы заказчикам услуг транспортировки на основании договора транспортировки природного газа. В отдельном приложении к договору транспортировки природного газа указываются точки входа / выхода, объем распределенной (договорной) мощности, вид мощности и период пользования. 11. Реализация права пользования любым видом мощности может быть ограничена оператором газотранспортной системы на период проведения плановых ремонтных работ в газотранспортной системе, возникновения аварий или аварийных ситуаций и / или ликвидации их последствий, а также внедрение ограничений соответствии с положениями настоящего Кодекса и действующего законодательства. 12. Аукционы распределения мощностей на межгосударственных соединениях проводятся в сроки, определенные в календаре аукционов Европейской сети операторов газотранспортных систем (календарь ENTSOG). Календарь аукционов распределения мощностей на межгосударственных соединениях размещается на веб-сайте оператора газотранспортной системы в трехдневный срок со дня публикации календаря ENTSOG Европейской сетью операторов газотранспортных систем (ENTSOG). В случае отсутствия соответствующего срока, определенного в календаре ENTSOG, аукционы распределения годовой, квартальной и месячной мощности проводятся в соответствии с таких сроков: 1) начало аукциона распределения годовой мощности - первый понедельник июля соответственно года; 2) начало аукционов распределения квартальной мощности: для первых квартальных аукционов (I-IV кварталы) - первый понедельник августа; для вторых квартальных аукционов (II-IV кварталы) - первый понедельник ноября; для третьих квартальных аукционов (III-IV кварталы) - первый понедельник февраля; для четвертого квартального аукциона (IV квартал) - первый понедельник мая; 3) начало аукционов распределения месячной мощности - третий понедельник месяца, предшествующего месяцу, для которого распределяется мощность. 13. Аукцион распределения мощности производится на определенных оператором газотранспортной системы и согласованных Регулятором аукционных платформах, о чем оператор газотранспортной системы сообщает на своем сайте. Оператор газотранспортной системы на своем сайте публикует инструкции по порядку доступа и работы аукционных платформ украинском и английском языках. Для распределения объединенных мощностей межгосударственного соединения оператор газотранспортной системы и соответствующий смежный оператор газотранспортной системы должны использовать общую аукционную платформу. К 1 января 2021 по каждой точке межгосударственного соединения оператор газотранспортной системы должен достичь согласия со смежными операторами газотранспортных систем по использованию совместных аукционных платформ и заключить соответствующие договоры. Если в течение указанного срока операторы газотранспортных систем не смогут должным образом оформить договорные отношения по использованию совместной аукционной платформы, то распределение объединенных мощностей не производится. 14. Право на участие в аукционе имеет любой заказчик услуг транспортировки, который соблюдает требования этого раздела и не имеет просроченной задолженности перед оператором газотранспортной системы по ранее предоставленные услуги. 15. Для получения статуса участника аукциона заказчик услуг транспортировки обязан осуществить бесплатную регистрацию на аукционной платформе соответствии с инструкцией по порядку доступа и работы аукционной платформы. 16. Участникам аукциона может предлагаться объединенная мощность в соответствии с определенными в главе 6 раздела XIX настоящего Кодекса. 17. Объем свободной мощности, которая распределяется в рамках аукциона, определяется оператором газотранспортной системы в соответствии с положениями настоящего Кодекса. Сообщение о проведении аукциона и величина мощности, которая распределяется в рамках аукциона, публикуются на сайте оператора газотранспортной системы в сети Интернет и на сайте аукционной платформы в сети Интернет за месяц для годовой мощности, за две недели для мощности I - IV / II - IV / III - IV / IV кварталов соответствующего газового года, за неделю до проведения аукциона для месячной мощности. Информирование участников аукциона о величине мощности, которая распределяется в рамках аукциона мощностей на сутки вперед, осуществляется во время открытия раунда аукциона. Информирование участников аукциона о величине мощности, которая распределяется в рамках аукциона мощностей в течение суток, осуществляется сразу после завершения аукциона мощностей на сутки вперед. 18. Оператор газотранспортной системы обеспечивает: информационную поддержку всем участникам аукциона по работе с аукционной платформой; составление и обнародование графиков проведения аукционов в соответствии с требованиями настоящего Кодекса; определение размеров малого и большого ценовых шагов; конфиденциальность информации об участниках аукциона; осуществление распределения мощности по результатам аукциона. 19. Оператор газотранспортной системы обязан обеспечить соответствие проведения аукционов положением этого раздела. 20. Аукционы проводятся с 08:00 UTC (10:00 мск) до 17:00 UTC (19:00 мск) для зимнего времени или с 07:00 UTC (10:00 мск) в 16: 00 UTC (19:00 мск) для летнего времени, кроме аукционов распределения мощности на сутки вперед и аукционов распределения мощности в течение суток. 21. Раунд аукциона распределения мощности на сутки вперед начинается каждый день в 15:30 UTC (17:30 мск) для зимнего времени или 14:30 UTC (17:30 мск) для летнего времени. Подача, отзыв или изменение заявок на мощности на сутки вперед должны осуществляться с 15:30 UTC до 16:00 UTC (с 17:30 до 18:00 по киевскому времени) для зимнего времени или с 14:30 UTC до 15:00 UTC (с 17:30 до 18:00 по киевскому времени) для летнего времени. 22. Первый раунд аукциона распределения мощности в течение суток начинается через час после оглашения итогов последнего аукциона по распределению мощности на сутки вперед (включая прерывистую, если она предлагалась). Первый раунд закрывается в 01:30 UTC (03:30 по киевскому времени) для зимнего времени или 00:30 UTC (03:30 по киевскому времени) для летнего времени до начала газовой суток. Распределение по успешными заявками вступает в силу с 05:00 UTC (07:00 мск) для зимнего времени или 4:00 UTC (07:00 мск) для летнего времени в соответствующую газовую сутки. Последний раунд аукциона закрывается в 00:30 UTC (02:30 по киевскому времени) для зимнего времени или 23:30 UTC (02:30 по киевскому времени) для летнего времени соответствующей газовой суток. Каждый раунд аукциона открывается в начале каждого часа соответствующей газовой суток, при этом продолжительность каждого раунда аукциона составляет 30 минут с момента открытия раунда. При условии, что заявки были приняты, мощность должна быть распределена в течение 30 минут после закрытия раунда. Распределение по заявкам, по которым заключены соглашения, вступает в силу с 05:00 UTC (07:00 мск) для зимнего времени или 4:00 UTC (07:00 мск) для летнего времени в соответствующую газовую сутки. 23. Для распределения мощности на годовые / квартальные / месячные периоды применяется алгоритм растущего аукциона. Для распределения мощности на сутки вперед / в течение суток применяется алгоритм единой цены. 24. Участники аукциона имеют право участвовать в одном или нескольких аукционах по каждой точке межгосударственного соединения. 25. Обобщенные результаты аукциона (кроме аукциона распределения мощностей в течение суток) публикуются оператором газотранспортной системы не позднее следующего рабочего дня после закрытия аукциона на своем веб-сайте. Обобщенные результаты аукциона распределения мощностей в течение суток публикуются оператором газотранспортной системы на своем веб-сайте до завершения эпохи, в которой проводились аукционы. В случае предложения новой (увеличенной) мощности на аукционе информация об обязательствах заказчиков услуг транспортировки по распределенной мощности, включая информацию относительно наступления условий для проведения повторного аукциона в соответствии с пунктом 3 главы 4 раздела XX настоящего Кодекса, должен быть предоставлен не позднее чем на следующий рабочий день после закрытия раунда аукциона одновременно для всех участников аукциона, которые принимали участие в соответствующем аукционе. Результаты экономических тестов должны быть предоставлены не позднее 2 рабочих дней после закрытия раунда аукциона одновременно для всех участников аукциона, которые принимали участие в соответствующем аукционе. 26. Доступ к мощностям, распределенных в рамках аукциона, получают участники аукциона исключительно по результатам проведенного аукциона, предусмотренного настоящим разделом. Оператор газотранспортной системы предоставляет заказчикам услуг по транспортировке, участвующих в аукционах на сутки вперед, возможность автоматически включить действительны заявки, за которыми не были заключены соглашения, в следующий аукцион мощности в течение суток. 27. Участник аукциона, который по результатам аукциона получил доступ к распределению мощности, обязан осуществить оплату аукционной премии: для аукционов распределения годовой или квартальной мощности - в срок до 10 рабочих дней после объявления результатов аукциона; для аукционов распределения месячной мощности или мощности на период одной газовой суток - в срок оплаты стоимости распределенной мощности. Размер аукционной премии определяется как произведение объема мощности (до которой по результатам аукциона предоставлен доступ) на количество газовых суток в период пользования этой мощности и аукционной надбавки. Участник аукциона, который по результатам аукциона получил доступ к распределению мощности, не имеет права отказаться от распределения такой мощности. 28. Оператор газотранспортной системы обязан использовать аукционную премию исключительно как источник для компенсации расходов на оплату услуг администратора аукционной платформы и / или финансирования плана развития газотранспортной системы. 2. Определение объемов мощностей, которые предлагаются на аукционе 1. Объем свободной мощности, реализуемой с помощью аукциона, определяется оператором газотранспортной системы. В рамках аукционов в соответствии с пунктами 2- 6 настоящей главы свободная мощность может предлагаться, в том числе, как объединенная мощь. 2. Оператор газотранспортной системы предлагает на аукционе распределения мощности на годовые периоды свободную мощность минимум на ближайшие 5 лет, но не более чем на ближайшие 15 лет. В случае если предлагается новая (увеличенная) мощность, уровне предложения могут предлагаться на аукционах распределения годовой мощности на максимальный срок, который не может превышать 15 лет после введения в эксплуатацию такой мощности. Мощность предлагается на аукционе распределения мощности на годовые периоды (Р), определяется по формуле где A - техническая мощность точек входа или выхода на межгосударственных соединениях; B - для ежегодных аукционов по распределению годовой мощности, на которых предлагается мощность на следующие пять лет, это объем технической мощности (А), отложен соответствии с пунктом 8 главы 1 настоящего раздела; для ежегодных аукционов по распределению годовой мощности, на которых предлагается мощность на следующие газовые года, которые следуют за первыми пятью годами, это объем технической мощности (А), отложен соответствии с пунктом 8 главы 1 настоящего раздела; C - распределенная (договорная) мощность в предыдущие периоды, скорректированная на объем мощности, повторно предлагается в соответствии с действующими процедур урегулирования перегрузок; D - дополнительная мощность, полученной за счет процедуры, определенной главой 2 раздела XV настоящего Кодекса; Е - при наличии новая (увеличенная) мощность для такого года, включена в соответствующего уровня предложения; F - при наличии объем новой (увеличенной) мощности (Е), отложенной в соответствии с пунктом 9 главы 1 настоящего раздела. Аукцион распределения годовой мощности проводится один раз в год. 3. мощность предлагается на аукционе распределения мощности на квартальные периоды (К), определяется по формуле где A - техническая мощность физических точек входа или выхода на межгосударственных соединениях; C - распределенная (договорная) мощность в предыдущие периоды, скорректированная на объем мощности, повторно предлагается в соответствии с действующими процедур урегулирования перегрузок; D - дополнительная мощность, полученной за счет процедуры, определенной главой 2 раздела XV настоящего Кодекса. Четыре аукциона распределения квартальной мощности проводятся каждый газового года. 4. мощность предлагается на аукционе на месячные периоды (М), определяется по формуле где A - техническая мощность физических точек входа или выхода на межгосударственных соединениях; C - распределенная (договорная) мощность в предыдущие периоды, скорректированная на объем мощности, повторно предлагается в соответствии с действующими процедур урегулирования перегрузок; D - дополнительная мощность, полученной за счет процедуры, определенной главой 2 раздела XV настоящего Кодекса. Аукцион распределения месячной мощности проводится раз в месяц. 5. Мощность, которая предлагается на аукционе распределения мощности для мощности на сутки вперед (Дн), определяется по формуле где A - техническая мощность точки входа / выхода на межгосударственном соединении; C - распределенная (договорная) мощность в предыдущие периоды, скорректированная на объем мощности, повторно предлагается в соответствии с действующими процедур урегулирования перегрузок; D - дополнительная мощность, полученной за счет процедуры, определенной главой 2 раздела XV настоящего Кодекса. Аукцион распределения мощности на сутки вперед проводится один раз в сутки. 6. Мощность, которая предлагается на аукционе распределения мощности для мощности в течение газовой суток (ПД), определяется по формуле где A - техническая мощность точки входа / выхода на межгосударственном соединении; C - распределенная (договорная) мощность в предыдущие периоды, скорректированная на объем мощности, повторно предлагается в соответствии с действующими процедур урегулирования перегрузок; D - дополнительная мощность, полученной за счет процедуры, определенной главой 2 раздела XV настоящего Кодекса. При наличии свободной мощности аукцион по распределению мощности в течение суток проводится каждый час в течение газовой суток. 3. Алгоритм проведения растущего аукциона 1. При проведении аукционов на годовые, квартальные и месячные периоды участники подают ставки на распределение мощности в каждом раунде аукциона. 2. Первый раунд аукциона начинается со стартовой цены аукциона и длится 3:00. Следующие раунды длятся 1:00. Перерыв между раундами длится 1:00. 3. Ставка принимается к рассмотрению, если она предоставляется участником аукциона и соответствует положениям этого раздела. 4. Ставка участника аукциона должно содержать: 1) идентификационные данные участника аукциона (данные, которые присваиваются участнику аукциона администратором платформы при регистрации) 2) точку входа / выхода межгосударственного соединения и направление потока касается представленной ставки; 3) период распределения мощности и объем мощности на каждый ценовой шаг, которую участник аукциона хочет получить в соответствии с требованиями настоящего раздела, но не более чем объем мощности, предлагается к распределению на аукционе; 4) если на аукционе предлагается новая (увеличенная) мощность, объем мощности для соответствующего уровня предложения. 5. Участник аукциона обязан принять участие в первом раунде аукциона. 6. Оператор газотранспортной системы предоставляет заказчикам услуг по транспортировке возможность подавать ставку в автоматическом режиме на любой ценовой шаг. 7. После закрытия соответствующего раунда аукциона никакие корректировки, отмены или изменения в настоящих ставок не принимаются. Все настоящие ставки становятся для заказчика услуг по транспортировке обязательствам забронировать мощность на заявленный объем по объявленной цене при условии, что конечная цена аукциона является тем, что объявленная в соответствующем раунде, кроме случая, предусмотренного пунктом 18 настоящей главы. 8. Ставки могут свободно подаваться, изменяться и отзываться во время раунда аукциона при условии, что все заявки соответствуют требованиям пунктов 9 настоящей главы. После закрытия соответствующего раунда аукциона изменения или отмены ставок не принимаются ставки являются обязательными для выполнения участниками аукциона. 9. Ставка участника аукциона на распределение мощностей в любом раунде аукциона с большим или малым ценовым шагом не должна превышать ставку в предыдущем раунде аукциона, кроме случаев, предусмотренных пунктами 16, 17 настоящей главы. 10. Размеры большого ценового шага и малого ценового шага публикуются вместе с объявлением о проведении аукциона. Малый ценовой шаг должен быть кратным большом ценовом шага. 11. Если в первом раунде аукциона суммарный объем мощностей, поданных участниками аукциона, меньше или равна мощностям, которые предлагаются на аукционе, аукцион закрывается. 12. Если в первом или следующем раунде аукциона сумма ставок участников аукциона превышает объемы мощности, которые предлагаются на аукционе, проводится следующий раунд аукциона по цене, равной сумме цены предыдущего раунда и большого ценового шага. 13. Если во втором или следующем раунде аукциона сумма ставок участников аукциона равен объемам мощностей, которые предлагаются на аукционе, аукцион закрывается. 14. Если в раунде с большим ценовым шагом сумма ставок участников аукциона меньше объемов мощностей, которые предлагаются на аукционе, проводится следующий раунд аукциона с переходом на малый ценовой шаг. Цена в этом раунде определяется как сумма малого ценового шага и цены в раунде, который предшествовал раунда, в котором произошел переход на малый ценовой шаг. Следующие раунды аукциона с малым ценовым шагом проводятся, пока сумма ставок участников аукциона на мощности будет меньше или равна мощностям, которые предлагаются на аукционе. 15. Если участник аукциона участвовал в раунде аукциона, в котором произошел переход на малый ценовой шаг, то этот участник аукциона имеет право принимать участие в раундах аукциона с малым ценовым шагом. 16. Объем мощностей, определенных в ставке участника аукциона в любом раунде аукциона по малым ценовым шагом, должен равняться или быть меньше объем, определенный в ставке в раунде, который предшествовал раунда, в котором произошел переход на малый ценовой шаг. Объем мощности, определенной в ставке участника аукциона, в любом раунде аукционов по малым ценовым шагом должен равняться или быть меньше объем, определенный в ставке предыдущего раунда с малым ценовым шагом. 17. Объем мощностей, определенных в ставке участника аукциона, в любом раунде аукционов по малым ценовым шагом должен равняться или быть больше объем, определенный в ставке этого участника аукциона, в раунде, в котором произошел переход на малый ценовой шаг. 18. Если в последнем раунде с малым ценовым шагом, который предшествует переходу в раунд аукциона с большим ценовым шагом, в котором произошел переход на малый ценовой шаг, суммарный объем ставок превышает предложены на аукционе мощности, то аукцион закрывается. В этом случае окончательными ставка и цена в последнем раунде аукциона с большим ценовым шагом, в котором произошел переход на малый ценовой шаг. 19. После каждого раунда аукционов сумма всех ставок участников аукциона публикуется в течение часа в аукционной платформе. 20. Цена, объявленная для последнего раунда аукциона, является ценой аукциона, кроме случаев, предусмотренных пунктом 18 настоящей главы. 21. Если аукцион не завершился до начала следующего аукциона по распределению мощностей на аналогичный период (согласно календарю аукциона), то первый аукцион закрывается, а мощность не распределяется. Указанная мощность распределяется на следующем соответствующем аукционе. 22. Если на аукционе предлагается новая (увеличенная) мощность, то при ее распределении учитываются результаты экономического теста в соответствии с главой 6 настоящих Правил. 23. После завершения аукциона конечный результат аукциона, включая суммарный объем распределенной мощности и конечную цену, обнародуется. Заказчикам услуг транспортировки, которым были распределены мощность на аукционе, сообщается объем распределенной мощности. Индивидуальная информация отдельного заказчика услуг транспортировки о результатах аукциона сообщается исключительно такому заказчику не позднее чем на следующий рабочий день. Такая информация предоставляется одновременно всем участникам аукциона. Если были распределены новую (увеличенную) мощность, этот пункт применяется только к результатам аукциона по уровню предложения с наибольшим объемом мощности, который был определен по результатам положительного экономического теста. 4 Алгоритм проведения аукциона по единой цене 1. Аукцион по единой цене проводится в один круг, в течение которого участник аукциона вправе подать до 10 ставок, которые не связаны между собой и рассматриваются отдельно друг от друга. 2. Оператор газотранспортной системы устанавливает рейтинг всех ставок в соответствии с их заявленной цены, высокая стоимость занимает первое место. В первую очередь мощность предоставляется участнику аукциона с самым высоким рейтингом цены. Объем предложенной на аукционе мощности уменьшается на объем мощности, предоставленной участнику аукциона с самым высоким рейтингом цены, после чего процесс повторяется для участника аукциона, который занял следующее место в рейтинге. 3. Ставка участника аукциона должно содержать: 1) идентификационные данные участника аукциона (данные, которые присваиваются участнику аукциона администратором платформы при регистрации) 2) точку входа / выхода межгосударственного соединения и направление потока касается представленной ставки; 3) период распределения мощности и объем, который должен быть равным или меньшим чем объем мощности, предложенный в соответствующем аукционе; 4) минимальный объем мощности для соответствующего периода распределения мощности, участник аукциона желает получить в случае, если участнику аукциона не распределяется мощность, заявленная в соответствии с подпунктом 3 настоящего пункта; 5) цену, которая не должна быть меньше стартовой цены, применяемой для соответствующего периода распределения мощности, которую участник аукциона готов заплатить. Цена, меньше стартовой цены, не принимается. 4. Оператор газотранспортной системы упорядочивает все ставки по каждому соответствующему периоду распределения мощности в соответствии с их заявленной цены, высокая стоимость занимает первое место. 5. Все остальные ставки на время закрытия раунда считаются обязательными к исполнению для тех участников аукциона, которым были распределены по крайней мере минимальный объем мощностей, указанный в ставке в соответствии с подпунктом 4 пункта 3 этой главы. 6. При оценке ставок в соответствии с пунктом 4 настоящей главы мощность должна быть распределена между участниками аукциона в зависимости от рейтинга их цены. После распределения мощности согласно рейтингу цены, указанной в прудах, мощность, которая осталась нераспределенной, распределения не подлежит. 7. В случае если объем мощности по ставке участника аукциона превышает нераспределенную мощность осталась (после распределения мощности участникам аукциона, делали большие ставки), такому участнику аукциона будет распределена мощность равна нераспределенной мощности, осталась. 8. В случае если в двух или более прудах указывается одинаковая цена, а объем мощности, на которую поданы ставки, превышает объем нераспределенной мощности оставшейся такой объем нераспределенной мощности распределяется пропорционально объемам, указанным в каждой такой ставке. 9. В случае если объем в ставке, который должен быть распределен в соответствии с пунктами 6, 7 или 8 настоящей главы, меньше чем минимальный объем мощности, определенный в ставке в соответствии с подпунктом 4 пункта 3 этой главы, ставка не удовлетворяется, а распределение мощности осуществляется по цене следующей ставки в соответствии с пунктом 6 настоящей главы или в случае одинаковых цен, определенных в прудах, распределение должен быть осуществлен между участниками аукциона в соответствии с пунктом 8 настоящей главы. 10. Когда объем, который должен быть распределен по ставкам в соответствии с пунктами 6, 7, 8 или 9 этой главы, равна нулю, мощность для таких заявок не разделяется. Такие ставки не удовлетворяются. 11. Конечная цена определяется как самая низкая цена ставки, которая была удовлетворена, если объем мощности по поданным ставкам превышает объем предлагаемой мощности по стартовой цене. Во всех остальных случаях конечная цена должна равняться стартовой цене. 12. После завершения аукциона конечный результат аукциона, включая суммарный объем распределенной мощности и конечную цену, обнародуется. Заказчикам услуг транспортировки, которым были распределены мощность на аукционе, сообщается объем распределенной мощности. Индивидуальная информация отдельного заказчика услуг транспортировки о результатах аукциона сообщается исключительно такому заказчику не позднее чем через 30 минут после завершения аукциона. Такая информация предоставляется одновременно всем участникам аукциона. 5. Распределение прерывистой мощности 1. Оператор газотранспортной системы распределяет прерывистую мощность на период больше, чем на сутки вперед только в том случае, если соответствующая месячная, квартальная или годовая гарантирована мощность была разделена на аукционе с премией или полностью распределена, либо не предлагалась к распределению. 2. Оператор газотранспортной системы предлагает прерывистую мощность на период на сутки вперед в обоих направлениях в точке межгосударственного соединения, где соответствующая гарантирована мощность была разделена на сутки вперед либо не была предложена к распределению. В том случае, если в точке межгосударственного соединения гарантирована мощность предлагается только в одном направлении, оператор газотранспортной системы предлагает прерывистую мощность минимум на период на сутки вперед в обратном направлении. 3. Если предлагается прерывистая мощность, это не должно уменьшать объем предлагаемой к распределению гарантированной мощности. Запрещается уменьшать объем гарантированной мощности, который предлагается к распределению, для того, чтобы увеличить объем предлагаемой к распределению прерывистой мощности. 4. Прерывистая мощность распределяется на аукционе, за исключением прерывистой мощности на период в течение суток. 5. Прерывистая мощность на период в течение газовой суток распределяется путем подачи реноминации / номинации, превышающей распределенную мощность. 6. Прерывистая мощность на период в течение суток распределяется, если гарантирована мощность (техническая мощность или дополнительная мощность) полностью распределена. 7. Если аукционы проводятся для прерывистой мощности на период длиннее чем на период в течение суток, оператор газотранспортной системы должен, если соответствующая информация имеется, обнародовать объемы прерывистой мощности, предлагается к распределению, до начала аукциона. 8. Если предлагается прерывистая мощность до распределения, то такая мощность должна быть разделена на отдельном аукционе после того, как была распределена гарантирована мощность на такой же период, на который распределяется прерывистая мощность, но до проведения аукциона распределения гарантированной мощности на более короткий период, за исключением прерывистой мощности на период в течение газовой суток. 9. Если предлагается для распределения прерывистая мощность, аукционы распределения прерывистой мощности проводятся по такой же процедуре, что и аукционы распределения гарантированной мощности. Точные даты аукционов распределения прерывистой мощности, кроме аукционов распределения прерывистой мощности на период в течение суток, должны быть указаны в календаре аукционов. Оператор газотранспортной системы сообщает размер прерывистой мощности на периоды иные, чем периоды на сутки вперед и в течение суток, который будет распределяться на аукционах, за неделю до начала соответствующих аукционов. В случае если аукцион распределения гарантированной мощности не завершился в запланированный день начала аукциона распределения прерывистой мощности, то аукцион распределения прерывистой мощности начинается не позднее следующего рабочего дня после завершения соответствующих аукционов гарантированной мощности. В таком случае о любом изменении предлагаемых к распределению мощностей сообщают по меньшей мере за 12:00 до начала соответствующего аукциона распределения прерывистой мощности. 10. Оператор газотранспортной системы сообщает смежного оператора газотранспортной системы в соответствующей точке межгосударственного соединения о начале прерывания. В случае получения от смежного оператора газотранспортной системы сообщений о начале прерывания оператор газотранспортной системы в течение 45 минут сообщает об этом всех заказчиков услуг транспортировки, которым распределены мощность в точке, где будет прерывания. 11. Если общее количество номинаций превышает объем газа, который может быть транспортировано в соответствующей точке межгосударственного соединения, оператор газотранспортной системы предоставляет доступ к прерывистой мощности заказчикам услуг транспортировки в очередности предоставления доступа к такой мощности. В случае если две или более номинаций имеют одинаковую очередность прерывания и одновременное их выполнение невозможно, применяется пропорциональное сокращение таких номинаций. Оператор газотранспортной системы может разработать вместе со смежными операторами газотранспортных систем общую процедуру прерываний в соответствующей (их) точке (-ах) межгосударственного соединения в соответствии с настоящим пунктом. 12. Причинами для прерывания могут быть качество газа, давление, температура, исполнения договоров, по которым была распределена гарантирована мощность, техническое обслуживание, специальные обязанности, предусмотренные законодательством, и управления мощностью в связи с процедурами урегулирования перегрузок. 6. Объединенная мощность 1. В случае если с одной стороны точки межгосударственного соединения Украине является более свободной гарантированной мощности чем с другой стороны точки межгосударственного соединения соседней страны, для любого периода, на который распределяется мощность, оператор газотранспортной системы в случае наличия у него большего объема свободной гарантированной мощности может предложить такой объем мощности заказчикам услуг транспортировки как необъединённой мощность согласно календарю аукциона и следующим правилам: 1) если есть заключен отдельный договор транспортировки природного газа с другой стороны точки межгосударственного соединения, мощность может быть предложена как необъединённой мощность не превышает объемов и срока заключенного договора транспортировки природного газа с другой стороны точки межгосударственного соединения; 2) если такая дополнительная мощность не подпадает под действие подпункта 1 настоящего пункта, она может быть предложена максимально на период один год. 2. Оператор газотранспортной системы должен сотрудничать со смежными операторами газотранспортных систем для того, чтобы определить общую процедуру подачи и подтверждения номинации для объединенной мощности, а также предоставить возможность заказчикам услуг транспортировки подавать единую номинацию для объединенной мощности. 3. Если две или более точек межгосударственного соединения соединяют соседнюю газотранспортную систему, оператор газотранспортной системы, сотрудничая со смежным оператором газотранспортной системы, предлагает свободную мощность в точках межгосударственного соединения в одной виртуальной точке межгосударственного соединения. Виртуальная точка межгосударственного соединения образуется, если выполняются следующие условия: 1) общая техническая мощность в виртуальной точке межгосударственного соединения должна быть равной или выше сумму технической мощности на каждой из точек межгосударственного соединения, входить в виртуальной точки межгосударственного соединения; 2) это будет способствовать экономическому и эффективному использованию системы с соблюдением требований статьи 34 Закона Украины «О рынке природного газа». Оператор газотранспортной системы должна начать необходим анализ и внедрить функционирующие виртуальные точки межгосударственного соединения не позднее 1 ноября 2021. XX. Процедура новой (увеличенной) мощности на межгосударственных соединениях 1. Оценка рыночного спроса 1. Сразу после начала аукциона распределения годовой мощности каждого нечетного года оператор газотранспортной системы сотрудничает с соответствующим (и) смежным (-ы) оператором (звеньями) газотранспортной (их) системы (-м) другой (их) страны (- н) в процессе осуществления оценки рыночного спроса по увеличению мощности и проведения технических исследований проектов новой (увеличенной) мощности для точек межгосударственного соединения. Первая оценка рыночного спроса должна быть осуществлена в 2021 году. 2. Не позднее чем через 8 недель после начала аукциона годовой мощности оператор газотранспортной системы разрабатывает совместный отчет по оценке рыночного спроса для всех точек межгосударственного соединения вместе со смежными операторами газотранспортной системы. В отчете по оценке рыночного спроса определяется размер потенциального спроса на новую (увеличенную) мощность заказчиков услуг транспортировки и указывается, был начат проект новой (увеличенной) мощности. Отчет по оценке рыночного спроса публикуется на украинском и английском языках на сайте оператора газотранспортной системы не позднее чем через 16 недель после начала аукциона годовой мощности. Оператор газотранспортной системы формирует отчет по оценке рыночного спроса на основе стандартного шаблона, разработанного Европейской сетью операторов газотранспортных систем (ENTSOG). 3. Если среди заказчиков услуг транспортировки существует спрос на новую (увеличенную) мощность, не позднее чем через 8 недель после начала аукциона по распределению годовой мощности в четным годам оператор газотранспортной системы вместе со смежным оператором газотранспортной системы может решить провести оценку рыночного спроса также в парном году при следующих условиях: 1) процесс, определенный главами 1-5 настоящего раздела, может быть завершен до начала следующей оценки рыночного спроса согласно пункту 1 настоящей главы; 2) это не приведет к изменению календаря аукциона. 4. При проведении оценки рыночного спроса оператор газотранспортной системы рассматривает необязывающего заявки на новую (увеличенную) мощность, представленные заказчиками услуг транспортировки не позднее чем через 8 недель после начала аукциона годовой мощности. 5. Оператор газотранспортной системы может рассмотреть необязывающего заявки на новую (увеличенную) мощность, поданные после срока, определенного пунктом 4 настоящей главы, в текущей оценке рыночного спроса или рассмотреть их во время следующей оценки рыночного спроса. 6. необязывающего заявка на новую (увеличенную) мощность должна включать как минимум следующую информацию: межгосударственное соединения и направление потока; газовый год () размер мощности, которую нужно увеличить или построить; информация о подаче необязывающего заявок на новую (увеличенную) мощность другим операторам газотранспортных систем. 7. Заказчики услуг транспортировки указывают, их необязывающего заявки на новую (увеличенную) мощность являются условными согласно пункту 6 этой главы. 8. Оператор газотранспортной системы предоставляет ответ на необязывающего заявку на новую (увеличенную) мощность в течение 16 недель после начала аукционов по распределению годовой мощности или в течение 8 недель после получения таких заявок в соответствии с пунктом 5 настоящей главы. Ответ должен содержать по меньшей мере следующую информацию: 1) возможность оператора газотранспортной системы рассмотреть необязывающего заявку на новую (увеличенную) мощность в течение процесса оценки рыночного спроса, который продолжается в настоящий момент; или 2) достаточность мощности в необязывающего заявке на новую (увеличенную) мощность, которая была подана в соответствии с пунктом 5 настоящей главы, для того, чтобы рассмотреть вопрос о начале процедуры в соответствии с пунктом 3 настоящей главы; или 3) в котором отчете по оценке рыночного спроса, определенного абзацем вторым пункта 2 настоящей главы, такая необязывающего заявка на новую (увеличенную) мощность будет оцениваться, если она не подпадает под действие подпунктов 1 или 2 настоящего пункта. 9. Оператор газотранспортной системы может взимать плату, согласованную Регулятором, за рассмотрение необязывающего заявки на новую (увеличенную) мощность, которая должна отражать административные расходы, понесенные оператором газотранспортной системы, связанные с таким рассмотрением. Информация о плате за необязывающего заявки на новую (увеличенную) мощность публикуется на сайте оператора газотранспортной системы. Плата подлежит возмещению соответствующем заказчику услуг транспортировки, если экономический тест является положительным по крайней мере на один уровень предложения включает новую (увеличенную) мощность в соответствующей точке межгосударственного соединения. 10. Отчет по оценке рыночного спроса должен учитывать такие критерии одновременно: 1) определение в плане развития газотранспортной системы на следующие 10 лет, где это возможно, дефицита физической мощи, если определенный регион недостаточно обеспечен природным газом при возможных обоснованных пиковых нагрузок, и может новая (увеличенная) мощность в точке межгосударственного соединения, предлагаемая удовлетворить указанный дефицит мощности; 2) наличие свободной летней объединенной мощности на аукционе распределения годовой мощности, в котором новая (увеличенная) мощность могла быть предложена впервые и в течение трех последующих лет 3) представления заказчиками услуг транспортировки необязывающего заявок на новую (увеличенную) мощность в течение длительного количества лет и отсутствие всех экономически эффективных средств для увеличения существующей мощности. 11. Отчет по оценке рыночного спроса должен включать по крайней мере следующую информацию: 1) заключение относительно того, следует инициировать проект новой (увеличенной) мощности; 2) обобщение необязывающего заявок на новую (увеличенную) мощность, полученные не позднее чем через 8 недель после начала аукциона распределения годовой мощности в год обнародования соответствующего отчета по оценке спроса; 3) обобщение необязывающего заявок на новую (увеличенную) мощность, поданных по истечении срока, указанного в пункте 4 настоящей главы, во время предыдущей процедуры новой (увеличенной) мощности в случае, если эти заявки не были рассмотрены во время предварительной оценки спроса; 4) обобщение необязывающего заявок на новую (увеличенную) мощность, представленных в соответствии с пунктом 5 настоящей главы, если оператор газотранспортной системы принял решение рассмотреть их в этой оценке рыночного спроса; 5) оценка ожидаемых размера, направления и продолжительности спроса на новую (увеличенную) мощность в точке межгосударственного соединения с каждой смежной системой; 6) вывод о том, будут ли проводиться технические исследования для проектов новой (увеличенной) мощности, отмечая точки межгосударственного соединения и ожидаемый уровень спроса на новую (увеличенную) мощность; 7) предыдущие сроки для проекта новой (увеличенной) мощности, технических исследований и консультаций; 8) вывод о том, какие платежи будут введены для выполнения оператором газотранспортной системы требований пункта 10 настоящей главы; 9) типы и, при наличии, совокупный размер условных необязывающего заявок на новую (увеличенную) мощность в соответствии с пунктом 7 настоящей главы; 10) как оператор газотранспортной системы пытается выполнить требования пункта 2 главы 2 раздела XIX этого Кодекса об ограничениях количества лет, предлагаемые на аукционах распределения годовой мощности во время процедуры новой (увеличенной) мощности. 2. Этап проектирования 1. Если по результатам отчета по оценке рыночного спроса определено, что существует спрос на проекты новой (увеличенной) мощности, то на следующий день после опубликования этого отчета начинается этап проектирования. 2. Для разработки проектов новой (увеличенной) мощности и уровней предложения, согласованных со смежными операторами газотранспортных систем, оператор газотранспортной системы проводит технические исследования проектов новой (увеличенной) мощности, учитывая техническую возможность и отчеты об оценке рыночного спроса. 3. Не позднее чем через 12 недель после начала этапа проектирования оператор газотранспортной системы обязан вместе со смежными операторами газотранспортных систем провести совместную консультацию по проекту предложений по увеличению мощности, которые продлятся от одного до двух месяцев. Консультация по проекту предложений по увеличению мощности включает по крайней мере следующие вопросы: 1) описание проекта новой (увеличенной) мощности, включая оценку затрат; 2) уровень предложения для объединенной мощности; 3) при необходимости предложенный оператором газотранспортной системы механизм альтернативного распределения мощности на основе полученных условных необязывающего заявок на новую (увеличенную) мощность, включая обоснование такого механизма; 4) предварительные сроки проекта новой (увеличенной) мощности; 5) общие правила и условия, на которые заказчики услуг транспортировки должны согласиться с тем, чтобы получить доступ к мощности на обязательном этапе распределения мощности процедуры новой (увеличенной) мощности, включая внесение какого-либо залога заказчиками услуг транспортировки и положения соответствующих условий договоров, согласно которым решается проблема возможных задержек в предоставлении доступа мощности или в случае срыва проекта; 6) если для проектов новой (увеличенной) мощности применяется подход с фиксированной ценой, значение IND и RP определены в статье 24 (b) Регламента (ЕС) 2017/460; 7) уровень обязательств заказчика услуг по транспортировке, выраженный в виде оценки ф-фактора, применяется в соответствии с главой 6 настоящего раздела, предложенный оператором газотранспортной системы после консультаций с операторами смежных газотранспортных систем и согласован Регулятором; 8) любые дополнительные необязывающего заявки на новую (увеличенную) мощность, полученные в соответствии с пунктом 5 главы 1 настоящего раздела; 9) существует вероятность того, что новая (увеличенная) мощность приведет к постоянному, значительного снижения использования другой неамортизированной части газотранспортной системы оператора газотранспортной системы и газотранспортной системы смежного оператора или того же маршрута. 4. В процессе проектирования согласованного уровня предложения оператор газотранспортной системы должен тесно сотрудничать с оператором смежной газотранспортной системы с целью обеспечения предложения новой (увеличенной) объединенной мощности. Результаты консультаций, предусмотренные в пункте 3 настоящей главы, должны учитываться в проекте предложений по увеличению мощности и при проектировании согласованных уровней предложений. 3. Согласование и обнародования информации о процедуре новой (увеличенной) мощности 1. После консультаций и завершения этапа проектирования новой (увеличенной) мощности в соответствии с главой 2 настоящего раздела оператор газотранспортной системы подает регулятор на согласование проект предложений по увеличению мощности. Проект предложений по увеличению мощности обнародуется оператором газотранспортной системы и включает следующую информацию: 1) все равны предложения, которые отражают уровень ожидаемого спроса на новую (увеличенную) мощность в соответствующих точках межгосударственного соединения в результате процессов, предусмотренных абзацем вторым пункта 2 главы 1 настоящего раздела и пунктом 3 главы 2 настоящего раздела; 2) общие правила и условия, на которые заказчики услуг транспортировки должны согласиться с тем, чтобы получить доступ к мощности на обязательном этапе распределения мощности процедуры новой (увеличенной) мощности, включая внесение какого-либо залога заказчиками услуг транспортировки и положения соответствующих условий договоров, согласно которым решается проблема возможных задержек в предоставлении доступа мощности или в случае срыва проекта; 3) сроки проекта новой (увеличенной) мощности, включая любые изменения после консультаций, описанных в пункте 3 главы 2 настоящего раздела, и меры по предотвращению задержек и минимизации влияния задержек; 4) параметры, определенные в пункте 1 главы 6 настоящего раздела; 5) необходимость принятия решения об изменении временных рамок для заключения договоров по распределению мощности на дополнительный период до 5 лет после распределения до 15 лет после начала ввода в эксплуатацию в соответствии с главой 5 настоящего раздела; 6) при необходимости предложен механизм альтернативного распределения, включая его обоснование в соответствии с пунктом 2 главы 5 настоящего раздела, а также условия, определенные оператором газотранспортной системы на обязательном этапе в соответствии с пунктом 3 главы 5 настоящего раздела; 7) если для проекта новой (увеличенной) мощности применяется подход с фиксированной ценой, элементы описаны в статье 24 (b) Регламента (ЕС) 2017/460. 2. Не позднее чем за 2 месяца до распределения новой (увеличенной) мощности на аукционе распределения годовой мощности оператор газотранспортной системы публикует совместное сообщение со смежным оператором газотранспортной системы, включающей как минимум следующую информацию: 1) информация, определенная в пункте 1 настоящей главы и согласована Регулятором; 2) примерный договор распределения мощности, предлагается. 4. Аукцион новой (увеличенной) мощности 1. При условии выполнения этапа предварительного проектирования оператор газотранспортной системы предлагает новую (увеличенную) мощность вместе с соответствующей свободной мощностью на ежегодном аукционе по распределению годовой мощности. 2. Аукционы для соответствующих уровней предложений новой (увеличенной) мощности проводятся параллельно и независимо друг от друга в соответствии с требованиями главы 3 раздела XIX настоящего Кодекса. На аукционе выставляются только согласованные со смежным оператором газотранспортной системы уровне предложений новой (увеличенной) мощности. 3. С целью уменьшения потенциальной премии на аукционе и достижения положительного результата экономического теста для высокого уровня предложения новой (увеличенной) мощности новый аукцион может быть инициирован один раз и только в случае выполнения всех условий: 1) до начала аукционов было не менее двух уровней предложения новой (увеличенной) мощности, установленных оператором газотранспортной системы; 2) по крайней мере один уровень предложения новой (увеличенной) мощности был неудачным и привел к отрицательному результату экономического теста; 3) следующий более низкий уровень предложения с низким неуспешным уровнем предложения новой (увеличенной) мощности привел к положительному результату экономического теста и получил аукционную премию при распределении хотя бы одной годовой мощности. В случае соблюдения условий, определенных этим пунктом, новый аукцион может быть инициирован для низкого уровня неуспешной предложения, определенной подпунктом 2 настоящего пункта. 4. Если новый аукцион не приведет к положительному результату экономического теста, результаты распределения первичного аукциона, указанного в подпункте 3 пункта 3 настоящей главы, имеют преимущество в соответствии с пунктами 22-23 главы 3 раздела XIX настоящего Кодекса. 5. Альтернативные механизмы распределения мощности 1. Распределение мощностей возможен не более чем на 15 газовых лет с использованием альтернативного механизма распределения мощностей. Если экономический тест невозможно провести для 15 газовых лет, Регулятор по представлению оператора газотранспортной системы может согласовать увеличение периода, в пределах которого может применяться альтернативный механизм распределения мощностей, дополнительно на 5 лет. 2. Альтернативный механизм распределения мощностей может быть применен после согласования Регулятором и если по результатам оценки рыночного спроса в соответствии с главой 1 этого раздела и совместных консультаций в соответствии с пунктом 3 главы 2 данного раздела установлено, что распределение мощностей на аукционе является неэффективным, а проект новой ( увеличенной) мощности удовлетворяет обе следующие условия: 1) проект новой (увеличенной) мощности привлекает более двух газотранспортные системы и заявки подаются по нескольким точек межгосударственного соединения в течение распределения мощностей; 2) подаются заявки более чем на один год. 3. При альтернативном механизме распределения мощностей заказчики услуг транспортировки подают обязывающие заявки с условиями по распределению мощностей при выполнении одного или нескольких следующих условий: 1) наличия обязательств в других точках межгосударственного соединения; 2) наличия обязательств по нескольким различным видам годовой мощности в точке межгосударственного соединения; 3) наличия обязательств, связанных с распределением определенного или минимального объема мощности. Приведенные условия определяются в проектной документации, составленной в соответствии с пунктом 1 главы 3 настоящего раздела. 4. Альтернативный механизм распределения подлежит согласованию Регулятором. Механизм должен быть прозрачным и недискриминационным, но может предусматривать приоритетность продолжительности бронирования или подачи заявок на большие объемы мощности для годовой мощности. 5. Если определен приоритет для периода распределения или заявок для больших объемов, Регулятор принимает решение об определении объема от 10% до 20% от технической мощности в точке межгосударственного соединения, которая должна быть предложена для распределения на аукционе годовой мощности. 6. Экономический тест и ф-фактор 1. Оператор газотранспортной системы проводит экономический тест для каждого уровня предложения проекта новой (увеличенной) мощности после заключения с заказчиками услуг транспортировки договоров, в которых предусмотрена обязанность заказчиков услуг транспортировки забронировать мощность. Если договоры не были заключены, то экономический тест не проводится. 2. Экономический тест включает следующие значения: 1) текущую стоимость обязательств заказчиков услуг транспортировки по бронированию распределенной мощности, рассчитывается как дисконтированная сумма следующих параметров: сумма расчетных стоимости мощности на летний период, потенциальной аукционной премии и потенциальной обязательной минимальной премии, умноженных на объем новой (увеличенной) мощности, распределенной по договору; сумма потенциальной аукционной премии и потенциальной обязательной минимальной премии, умноженной на объем свободной мощности, который был забронирован по договору вместе с новой (увеличенной) мощностью; 2) текущую стоимость ожидаемого увеличения необходимого дохода оператора газотранспортной системы, связанного с новой (увеличенной) мощностью, включенной в соответствующий уровень предложения соглашается Регулятором в соответствии с главой 3 настоящего раздела; 3) ф-фактор. 3. Результат экономического теста считается положительным, если значение параметра, указанного в подпункте 1 настоящего пункта, меньше или равна доле параметра, определенного в пункте 2 настоящего пункта, умноженного на ф-фактор. Результат экономического теста считается отрицательным, если значение параметра, определенного в подпункте 1 настоящего пункта, ниже чем доля параметра, определенного в пункте 2 настоящего пункта, умноженного на ф-фактор. 4. Проект новой (увеличенной) мощности начинается, если экономический тест имеет положительный результат с обеих сторон точки межгосударственного соединения для минимум одного уровня предложения, который включает новую (увеличенную) мощность. Если больше чем один уровень предложения имеет положительный результат экономического теста, то уровень предложений по самым высоким объемом мощности, имел положительный результат, используется для продолжения проекта новой (увеличенной) мощности до ввода ее в эксплуатацию. В случае если уровень предложения не имеет положительного результата, соответствующий процесс новой (увеличенной) мощности прекращается. 5. Для экономического теста оператор газотранспортной системы рассчитывает уровень ф-фактора. Уровень ф-фактора должен быть согласован Регулятором. 6. Для расчета уровня ф-фактора оператор газотранспортной системы учитывает следующие критерии: 1) объем технической мощности, отложенной в соответствии с пунктом 9 главы 1 раздела XIX настоящего Кодекса; 2) положительное влияние от проекта новой (увеличенной) мощности на рынок и / или газотранспортную систему; 3) продолжительность обязательств заказчиков услуг транспортировки по договорам в части оплаты за распределенную мощность заказчиков услуг транспортировки по сравнению со сроком полезного использования соответствующего актива 4) уровень, к которому спрос на мощность, установленный в проекте новой (увеличенной) мощности, ожидается, что может продолжиться после окончания временного периода, который применяется в экономическом тесте. 7. Объединенный экономический тест 1. В целях содействия формированию предложения объединенной мощности оператор газотранспортной системы сотрудничает со смежными операторами газотранспортной системы для объединения отдельных показателей экономического теста в объединенный экономический тест. 2. Объединенный экономический тест должен включать следующие показатели: 1) текущее значение обязательств заказчиков услуг транспортировки по бронированию объединенной мощности заказчиков услуг транспортировки вовлеченным операторам газотранспортной системы, которое рассчитывается как сумма значений параметров, определенных в соответствии с подпунктом 1 пункта 2 главы 6 этого раздела; 2) сумма отдельных текущих значений стоимости ожидаемого увеличения необходимого дохода привлеченных операторов газотранспортных систем, связанного с новой (увеличенной) мощностью соответствующего уровня предложения; 3) ф-фактор, определяющий долю значения, определенного в соответствии с подпунктом 2 этого пункта, которую необходимо покрыть значением, определенным в соответствии с подпунктом 1 настоящего пункта, и который также обеспечивает возможность оператору газотранспортной системы покрыть свою предварительно определенную соответствующую долю. 3. Результат применения объединенного экономического теста является положительным, если результаты всех экономических тестов, лежащие в основе, являются положительными, согласно требованиям главы 6 этого раздела с учетом возможного перераспределения доходов в соответствии с пунктами 4 и 5 настоящей главы. В противном случае результат проведенного единого экономического теста является отрицательным. 8. Требования по обнародованию информации для экономического теста 1. Оператор газотранспортной системы должен подать ее для утверждения такую информацию по каждому уровню предложений: значение стоимости мощности на летний период, определенные для временного промежутка начальной предложения новой (увеличенной) мощности, которые использовались для расчета параметров в соответствии с подпунктом 1 пункта 2 главы 6 этого раздела или подпункта 2 пункта 2 главы 7 настоящего раздела, в зависимости от того, какой экономический тест проводился; значения, определенные в соответствии с подпунктами 2 и 3 пункта 2 главы 6 этого раздела или подпунктов 2 и 3 пункта 2 главы 7 настоящего раздела, в зависимости от того, какой экономический тест проводился; диапазон уровня потенциальной обязательной минимальной аукционной премии для каждого уровня предложения и точки межгосударственного соединения, применялся в первом аукционе и в следующих аукционах, в которых предлагалась новая (увеличенная) мощность, в случае если подобная обязательная минимальная премия применялась. 2. После согласования Регулятором оператор газотранспортной системы обнародует согласно требованиям пункта 2 главы 3 настоящего раздела информацию, определенную пунктом 1 настоящей главы. Заместитель директора Департамента по регулированию отношений в нефтегазовой сфере Т. Рябуха Приложение 1 к Кодексу газотранспортной системы (пункт 2 главы 3 раздела IV) Оформляется на бланке пользователя платформы (при наличии) СООБЩЕНИЕ на создание (удаление или корректировка) учетной записи уполномоченных лиц пользователя информационной платформы 1. Пользователь информационной платформы: Полное наименование согласно учредительным документам / фамилия, имя, отчество энергопоставщика Местонахождение / место жительства и почтовый адрес, тел. / Факс: e-mail EIC-код руководитель Цель заявления: создание учетной записи уполномоченных лиц корректировки учетной записи уполномоченных лиц удаление учетной записи уполномоченных лиц 2. Уполномоченные лица: Фамилия Имя Отчество Телефон (служб. / Моб. / Факс) E-mail (для обмена данными с информационной платформой) 3. Этим сообщением подтверждаю, что определенные в нем уполномоченные лица, имеющие право доступа к информационной платформы от имени пользователя платформы, ознакомлены с требованиями Кодекса газотранспортной системы и инструкциями оператора газотранспортной системы по взаимодействию с информационной платформой и обязуются их соблюдать, в том числе соблюдать меры безопасности в отношении доступа к платформе и интерфейса платформы посторонними лицами. __________ Примечания: 1. К уведомлению прилагаются письменные доверенности, выданные пользователем информационной платформы на каждую уполномоченное лицо, имеющее право доступа к информационной платформы от имени пользователя платформы. 2. Доверенности на уполномоченных лиц не могут содержать какихлибо оговорок. 3. Все поля этого сообщения должны быть заполнены. ____________ ___________________ (дата) (подпись) Приложение 2 к Кодексу газотранспортной системы (пункт 2 главы 3 раздела V) Обобщенное техническое состояние объектов газовых сетей оператора газотранспортной системы Приложение 3 к Кодексу газотранспортной системы (пункт 7 главы 3 раздела V) План развития газотранспортной системы Приложение 4 к Кодексу газотранспортной системы (пункт 8 главы 3 раздела V) План развития газотранспортной системы Приложение 5 к Кодексу газотранспортной системы (пункт 9 главы 3 раздела V) План развития газотранспортной системы Приложение 6 к Кодексу газотранспортной системы (глава 6 раздела V) Отчетная информация по выполнению мероприятий первого планируемого года Плана развития газотранспортной системы
