Документ z1379-15, чинний, поточна редакція — Редакція від 17.03.2017, підстава v1953874-16


ункт 8 глави 7 розділу VІ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1418 від 11.08.2016}

9. Постачальник природного газу може укласти з відповідним Оператором ГРМ договір на виконання робіт, пов’язаних з припиненням/обмеженням газопостачання його споживачам.

VІІ. Параметри технічної і вільної потужності в ГРМ та їх публічність

1. Порядок розрахунку величини технічної і вільної потужності в ГРМ

1. Величина технічної (пропускної) потужності в певній точці/ділянці ГРМ визначається як максимально можливе перетікання об’єму природного газу за стандартних умов в цій точці/ділянці ГРМ з урахуванням одночасності роботи газоспоживаючого обладнання, цілісності системи та вимог щодо її експлуатації. Величина технічної потужності відображає максимальний обсяг потужності, право користування якою Оператор ГРМ може надати замовникам чи суміжним суб’єктам ринку природного газу з гарантією реалізації такого права.

Величина технічної потужності в певній точці/ділянці ГРМ розраховується Оператором ГРМ на підставі проектної документації шляхом гідравлічного розрахунку газопроводу, що виконується згідно з додатком 14 до цього Кодексу. Гідравлічний розрахунок газопроводу може виконуватися за допомогою програмного забезпечення, що відповідає вимогам чинного законодавства.

Гідравлічні режими роботи ГРМ приймаються, виходячи з умови створення, при максимально допустимих втратах тиску газу найбільш економічної та надійної експлуатації ГРМ, що забезпечує цілісність системи, стійкість її роботи, а також роботи газового обладнання споживачів у допустимих діапазонах тиску газу.

Розрахунки внутрішніх діаметрів газопроводів визначаються гідравлічним розрахунком, виходячи з умови забезпечення безперебійного розподілу природного газу в години максимального споживання, з урахуванням заданих технологічних параметрів, у тому числі робочого тиску, коефіцієнта гідравлічної ефективності, температури навколишнього повітря та ґрунту, температури охолодження газу.

2. Величина вільної потужності для забезпечення нових приєднань (резервної потужності) в певній точці/ділянці ГРМ визначається як різниця між технічною потужністю в цій точці/ділянці ГРМ та величиною потужності, яка замовлена в точці/ділянці ГРМ технічними умовами та договорами на приєднання. Величина вільної потужності для забезпечення нових приєднань (резервної потужності) є частиною технічної потужності, право користування якою ще не закріплено технічними умовами і договорами на приєднання.

3. Величина вільної потужності для забезпечення розподілу (споживання, передачі) природного газу, належного споживачу (його постачальнику) або суміжному суб’єкту ринку природного газу, визначається як різниця між технічною (пропускною) потужністю в певній точці/ділянці ГРМ та договірними об’ємами (обсягами) природного газу всіма підключеними в цій точці/ділянці ГРМ споживачами (їх постачальниками) та суміжними суб’єктами ринку природного газу у відповідному періоді. Величина вільної потужності для забезпечення розподілу (споживання, передачі) природного газу ГРМ є частиною технічної потужності, право користування якою ще не закріплено технічними умовами і договорами на приєднання та не використовується в повному обсязі підключеними до ГРМ споживачами та суміжними суб’єктами ринку природного газу.

2. Порядок опублікування параметрів потужності в ГРМ

1. Оператори ГРМ зобов’язані на своєму веб-сайті в мережі Інтернет оприлюднювати інформацію про величини технічної та вільної потужності, у тому числі величину резервної потужності, необхідної для забезпечення нових приєднань, в розрізі кожної ГРП, що на законних підставах перебуває в його власності або користуванні (у тому числі в експлуатації).

2. Інформація має містити величини технічної та вільної (резервної) потужності в розрізі календарних місяців, включаючи дані попередніх трьох років, та щомісяця оновлюватися. Дані по ГРП мають містити диспетчерську назву ГРП з прив’язкою до населеного пункту.

3. Зазначена інформація не є вихідними даними для проектування газових мереж зовнішнього та/або внутрішнього газопостачання, а також для проведення взаєморозрахунків та може використовуватися виключно для попереднього оцінювання перспектив та ризиків.

4. Замовник (суб’єкт ринку природного газу) має право звернутися до Оператора ГРМ з метою роз’яснення інформації, розміщеної на веб-сайті Оператора ГРМ.

VIІІ. Якість газу в газорозподільних системах

1. Параметри природного газу в точках його надходження в ГРМ

1. Порядок взаємовідносин між Оператором ГРМ та Оператором ГТС, пов’язаних з якістю природного газу, який передається в точках виходу з газотранспортної системи до газорозподільної системи, зокрема його ФХП, порядок їх визначення, контролю, обміну даними та внесення до бази даних ЗВТ та порядок одоризації визначаються в Кодексі ГТС, а наслідки за недотримання якості газу – у типовому договорі транспортування природного газу.

Порядок взаємовідносин Оператора ГРМ з газодобувним підприємством та виробником біогазу або іншого виду газу з альтернативних джерел, що в установленому законодавством порядку підключений до ГРМ, а також із суміжним Оператором ГРМ щодо якості природного газу, який подається до ГРМ, регулюється цією главою та технічною угодою.

2. Чисельні значення фізико-хімічних показників природного газу, що подається до газорозподільної системи від ГДП чи ВБГ (суміжного Оператора ГРМ), повинні відповідати параметрам та принципам, визначеним в Кодексі ГТС, як для точок виходу з ГТС, за виключенням вимог вмісту меркаптанової сірки.

Якщо ФХП природного газу, який надходить до газорозподільної системи від суміжного суб’єкта ринку природного газу, не відповідають зазначеним вимогам, у тому числі за присутності в газі рідкої фази води, вуглеводних фракцій, механічних домішок та/або перевищення допустимих параметрів вмісту корозійно-активних компонентів, домішок у твердому стані або числа Воббе, Оператор ГРМ має право відмовитись від прийняття такого газу до газорозподільної системи.

Якщо природний газ, що не відповідає зазначеним вимогам, був завантажений в газорозподільну систему з причин, що не залежать від Оператора ГРМ, він має право на компенсацію, яка розраховується відповідно до глави 3 цього розділу.

{Абзац третій пункту 2 глави 1 розділу VІІІ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1418 від 11.08.2016}

3. Визначення ФХП природного газу, чисельні значення яких використовуються при розрахунку об’єму природного газу, який надійшов до ГРМ, проводиться уповноваженими відповідно до законодавства хіміко-аналітичними лабораторіями (далі – хімлабораторії) ГДП, ВБГ чи незалежними хімлабораторіями, для чого ГДП та ВБГ (суміжний Оператор ГРМ) з періодичністю та в точках відбору проб газу, узгоджених з Оператором ГРМ, здійснює відповідний відбір проб газу у порядку, встановленому ДСТУ ISO 10715:2009 «Природний газ. Настанови щодо відбирання проб», затвердженим наказом Державного комітету України з питань технічного регулювання та споживчої політики від 30 грудня 2009 року № 485 (далі - ДСТУ ISO 10715:2009).

Уповноважені представники Оператора ГРМ мають право бути присутніми під час відбору проб газу та/або при проведенні його аналізу з визначення ФХП.

Пункти (місця) прийому-передачі природного газу до ГРМ, в яких суміжний з газорозподільною системою суб’єкт ринку природного газу передає природний газ в середньомісячному об’ємі понад 30 000 м куб. на годину, мають бути обладнані зазначеними суб’єктами приладами (зокрема хроматографом, потоковим густиноміром, вимірювачем точки роси), які на безперервній основі забезпечують контроль ФХП газу, з можливістю дистанційного їх контролю і передачі даних та оперативного відключення подачі неякісного газу до газорозподільної системи.

4. ГДП та ВБГ (суміжний Оператор ГРМ, який передає газ) щодня до 12.00 години факсимільним зв’язком (або іншими засобами електронного зв’язку) надає Оператору ГРМ оперативні дані ФХП природного газу за всіма узгодженими з Оператором ГРМ точками його відбору, які мають містити такі чисельні значення:

густину газу;

вміст азоту;

вміст вуглекислого газу;

точку роси;

число Воббе;

теплотворність.

На підставі доведених до Оператора ГРМ оперативних даних ФХП природного газу ГДП та ВБГ (суміжний Оператор ГРМ) щодня з 14.00 години (з урахуванням одночасних дій Оператора ГРМ) забезпечує введення чисельних значень ФХП до баз даних обчислювачів або коректорів об’єму газу, що є складовими комерційних вузлів обліку на ГРС (в пунктах приймання-передачі газу до ГРМ).

До 02 числа календарного місяця (включно), наступного за звітним, ГДП та ВБГ (суміжний Оператор ГРМ) надає Оператору ГРМ в електронному та паперовому вигляді розгорнутий паспорт ФХП природного газу за всіма узгодженими з Оператором ГРМ точками відбору газу за звітній місяць (місячний паспорт ФХП), який має бути погоджений Оператором ГРМ.

5. Для забезпечення персоніфікованої перевірки чисельних значень ФХП природного газу, який передається від ГДП, ВБГ чи суміжного Оператора ГРМ, на території кожної ГРС (в пунктах приймання-передачі газу до ГРМ) має бути обладнане місце контрольного відбору проб газу. ГРС (пункти приймання-передачі газу до ГРМ), які не обладнані місцями контрольного відбору проб газу, повинні бути обладнані ГДП та ВБГ (суміжним Оператором ГРМ) протягом періоду, визначеного законодавством.

Між Оператором ГРМ та ГДП, ВБГ чи суміжним Оператором ГРМ має бути погоджений графік періодичної перевірки чисельних значень ФХП природного газу в місцях контрольного відбору газу на ГРС.

6. У разі виникнення спірних питань щодо чисельних значень ФХП природного газу, який надходить до газорозподільної системи, у тому числі визначених в щодобових оперативних даних ГДП, ВБГ чи суміжного Оператора ГРМ або паспорті ФХП природного газу за підсумками місяця, Оператор ГРМ має право ініціювати їх позапланову перевірку. Для цього Оператор ГРМ за три робочі дні направляє ГДП, ВБГ чи суміжному Оператору ГРМ відповідне письмове повідомлення, в якому зазначає місце, де має бути здійснений контрольний відбір проби газу, та час здійснення цих заходів.

Відбір проби газу в контрольному місці, обладнаному на ГРС, з черговим персоналом може здійснюватися уповноваженими представниками Оператора ГРМ без попереднього письмового повідомлення ГДП, ВБГ, але у присутності чергового персоналу ГРС, що посвідчується їх (його) особистими підписами на акті відбору проби газу.

Взяття контрольної проби газу здійснюється згідно з ДСТУ ISO 10715:2009. Взята проба має зберігатися однією зі сторін до вирішення спірного питання по суті.

Для перевірки чисельних значень ФХП взятої проби газу Оператор ГРМ має право залучати як свої, так і незалежні хімлабораторії.

У разі невідповідності ФХП взятої контрольної проби газу чисельним значенням, визначеним в щодобових оперативних даних ГДП, ВБГ чи суміжного Оператора ГРМ або паспорті ФХП природного газу за підсумками місяця, ГДП, ВБГ чи суміжний Оператор ГРМ мають право ініціювати повторне взяття проби та/або проведення аналізу ФХП іншою хімлабораторією.

Якщо повторні випробування підтверджують невідповідність чисельних значень ФХП або ГДП, ВБГ чи суміжний Оператор ГРМ без повторних випробувань погодився з даними контрольної перевірки якості газу, сторони здійснюють перерахунок об’єму газу, який надійшов до ГРМ за період, починаючи з дати останнього погодженого сторонами місячного паспорта ФХП природного газу, а Оператор ГРМ отримує від ГДП, ВБГ чи суміжного Оператора ГРМ компенсацію, яка розраховується відповідно до глави 3 цього розділу.

7. Одоризація природного газу, який подається до газорозподільної системи від ГДП чи ВБГ, забезпечується ними відповідно до діючих нормативних документів, крім випадків, коли за погодженням з Оператором ГРМ природний газ для технологічних цілей окремих споживачів, підключених до (через) ГРМ, повинен надходити до ГРМ неодоризованим.

ГДП (ВБГ) відповідає за якість одоризації природного газу, який подається (передається) ним до ГРМ.

Оператор ГРМ має право контролювати якість одоризації природного газу, який подається до ГРМ.

8. Усі спори (розбіжності), які можуть виникнути при визначенні чисельних значень ФХП природного газу, який надходить до ГРМ, мають вирішуватися шляхом переговорів.

У разі неможливості досягнення згоди шляхом переговорів спірні питання передаються на розгляд до суду для вирішення спору в судовому порядку.

2. Параметри природного газу в точках його розподілу з ГРМ (споживачам)

1. Фізико-хімічні показники природного газу, що розподіляється Оператором ГРМ з газорозподільної системи споживачам, повинні відповідати параметрам та вимогам як для ФХП природного газу, який подається до ГРМ, що визначені в главі 1 цього розділу.

2. Оператор ГРМ на підставі щодобових оперативних даних Оператора ГТС (ГДП, ВБГ) про чисельні значення ФХП природного газу в точках його надходження до ГРМ доводить їх до споживачів (крім споживачів, комерційний ВОГ яких організований на базі побутового лічильника газу) для занесення їх до бази даних або коректорів об’єму газу з такою періодичністю:

щодня – для комерційного ВОГ на базі звужуючого пристрою;

один раз на 10 днів – для комерційного ВОГ на базі лічильника газу в комплекті з коректором або обчислювачем об’єму газу.

Споживач після отримання чисельних значень ФХП природного газу від Оператора ГРМ зобов’язаний в оперативному порядку внести чисельні значення ФХП до бази даних обчислювачів або коректорів об’єму газу.

У разі виявлення Оператором ГРМ невідповідності чисельних значень ФХП в базі даних обчислювача або коректора об’єму газу, у тому числі за результатами періодичної чи контрольної перевірки якості газу, Оператор ГРМ здійснює перерахунок об’ємів (обсягів) розподіленого/спожитого природного газу споживачу відповідно до вимог цього Кодексу.

3. Споживач має право за власний рахунок встановити власний потоковий густиномір та/або вимірювач точки роси та мати уповноважену відповідно до законодавства хімлабораторію для визначення чисельних значень ФХП природного газу, який йому розподіляється Оператором ГРМ. При цьому для застосування чисельних значень ФХП, визначених встановленим потоковим густиноміром, та/або вимірювачем точки роси, та/або хімлабораторією у комерційних розрахунках розподіленого (спожитого) об’єму газу, споживач має погодити їх встановлення (наявність) з Оператором ГРМ.

У разі визначення ФХП газу хімлабораторією споживача, погодженою з Оператором ГРМ, споживач до п’ятого числа кожного місяця надає інформацію Оператору ГРМ про всі результати вимірювань цих показників, що отримані протягом розрахункового періоду.

4. Величина тиску газу на межі балансової належності споживача повинна відповідати значенням, визначеним в нормативних документах.

5. За письмовим запитом споживача про надання підтвердних документів щодо ФХП природного газу, який розподіляється споживачу, Оператор ГРМ протягом п’яти робочих днів з дня надходження такого запиту надає споживачу копії паспорта ФХП природного газу, погодженого між Оператором ГРМ та Оператором ГТС (ГДП, ВБГ), за останній календарний місяць.

Перевірка величини тиску та/або якісних показників газу здійснюється Оператором ГРМ на підставі письмової заяви споживача. У разі надходження такої заяви Оператор ГРМ зобов’язується направити свого представника за місцем виклику протягом двох робочих днів у містах і п’яти календарних днів у сільській місцевості в узгоджений із споживачем час.

Взяття контрольної проби газу за заявою споживача здійснюється згідно з ДСТУ ISO 10715:2009. Взята проба має зберігатися однією зі сторін до вирішення спірного питання по суті.

Для перевірки чисельних значень ФХП взятої проби газу Оператор ГРМ має право залучати як свої, так і незалежні, уповноважені відповідно до законодавства хімлабораторії.

Споживач має право за власний кошт ініціювати проведення аналізу ФХП природного газу власною (іншою) хімлабораторією.

Сторони договору можуть здійснювати контроль та бути присутніми під час взяття контрольної проби природного газу та/або виконання робіт з визначення його ФХП.

6. Якщо за результатами перевірки величини тиску та/або якісних показників газу Оператором ГРМ буде підтверджено факт невідповідності тиску та/або якісних показників газу, Оператор ГРМ здійснює перерахунок об’ємів (обсягів) розподіленого/спожитого природного газу по об’єкту споживача відповідно до вимог цього Кодексу, а споживач отримує від Оператора ГРМ компенсацію, яка розраховується відповідно до глави 3 цього розділу. В іншому випадку споживач повинен компенсувати Оператору ГРМ витрати, понесені ним на перевірку якості та тиску газу.

7. Усі спори (розбіжності), які можуть виникнути між Оператором ГРМ та споживачем при визначенні чисельних значень ФХП, мають вирішуватися шляхом переговорів.

У разі неможливості досягнення згоди шляхом переговорів спірні питання передаються на розгляд органу, уповноваженому визначати спори в частині якості газу, або до суду для вирішення спору в судовому порядку.

3. Визначення додаткової компенсації за недотримання параметрів якості природного газу

1. У разі подачі в точках надходження в ГРМ або на межі балансової належності об’єкта споживача природного газу з параметром якості теплоти згорання нижчим від значень, визначених главами 1 та 2 цього розділу, сторона, яка передає газ, зобов’язана сплатити стороні, яка приймає газ, додаткову компенсацію, яка розраховується за формулою

BGCV = Qi × 2 × БЦГ × (1- GCV/GCVmin),

де

ВGCV

компенсація за недотримання теплоти згорання, гривень;


Qi

обсяг природного газу з недотриманим значенням теплоти згорання, тисяч м-3;


БЦГ

базова ціна природного газу, визначена відповідно до Кодексу ГТС, гривень за одну тисячу м-3;


GCV

значення вищої теплоти згорання природного газу, поданого в точці надходження в ГРМ або на межі балансової належності об’єкта споживача, кВт·год/м-3;


GCVmin

мінімальне значення вищої теплоти згорання, визначене Кодексом газорозподільних систем, кВт·год/м-3.

2. Значення теплоти згорання для розрахункових цілей (GCV) визначається відповідно до глав 1 та 2 цього розділу.

3. У разі подачі в точках надходження в ГРМ або на межі балансової належності об’єкта споживача природного газу, який не відповідає параметрам якості щодо вмісту механічних домішок, визначених главами 1 та 2 цього розділу, сторона, яка передає газ, зобов’язана сплатити стороні, яка приймає газ, додаткову компенсацію, яка розраховується за формулою

Вм.д. = Qi × 0,1 × БЦГ × (1-1/Х),

де

Вм.д.

компенсація за недотримання параметру якості, гривень. Якщо вміст домішок складає до 2 мг на м-3 (Х < 2 мг/м-3), тоді Вм.д. дорівнює 0;


Qi

обсяг природного газу з недотриманим значенням цього параметру якості, тисяч м-3;


БЦГ

базова ціна природного газу, визначена відповідно до Кодексу ГТС, гривень за одну тисячу м-3;


X

дійсне значення параметру якості природного газу, поданого в точці надходження в ГРМ або на межі балансової належності об’єкта споживача, мг/м-3.

4. У разі подачі в точках надходження в ГРМ або на межі балансової належності об’єкта споживача природного газу, який не відповідає параметрам температури точки роси за вологою, визначеним главами 1 та 2 цього розділу, сторона, яка передає газ, зобов’язана сплатити стороні, яка приймає газ, додаткову компенсацію, яка розраховується за формулою

ВТроси.в = Qi × К × БЦГ × (Tроси.в – Троси.в.max)/(Троси.в.max),

де

роси.в

компенсація за недотримання параметру температури точки роси за вологою, гривень;


Qi

обсяг природного газу з недотриманим значенням параметру температури точки роси за вологою, тисяч м-3;


К

=

0,01 - до 31 грудня 2016 року;


К

=

0,03 - з 01 січня 2017 року до 31 грудня 2017 року;


К

=

0,05 - з 01 січня 2018 року до 31 грудня 2018 року;


К

=

0,1 - з 01 січня 2019 року;


БЦГ

базова ціна природного газу, визначена відповідно до Кодексу ГТС, гривень за одну тисячу м-3;


Троси.в

дійсне значення температури точки роси за вологою природного газу, поданого в точці надходження в ГРМ або на межі балансової належності об’єкта споживача, К;


Троси.в.max

максимально припустиме значення параметру температури точки роси за вологою, К.

{Пункт 4 глави 3 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2017 від 24.11.2016}

5. У разі подачі в точках надходження в ГРМ або на межі балансової належності об’єкта споживача природного газу, який не відповідає параметрам температури точки роси за вуглеводнями, визначеним главами 1 та 2 цього розділу, сторона, яка передає газ, зобов’язана сплатити стороні, яка приймає газ, додаткову компенсацію, яка розраховується за формулою

ВТроси.вв = Qi × К × БЦГ × (Tроси.вв – Троси.вв.max)/(Троси.вв.max),

де

роси.вв

компенсація за недотримання параметру температури точки роси за вуглеводнями, гривень;


Qi

обсяг природного газу з недотриманим значенням параметру температури точки роси за вуглеводнями, тисяч м-3;


К

=

0,01 - до 31 грудня 2016 року;


К

=

0,03 - з 01 січня 2017 року до 31 грудня 2017 року;


К

=

0,05 - з 01 січня 2018 року до 31 грудня 2018 року;


К

=

0,1 - з 01 січня 2019 року;


БЦГ

базова ціна природного газу, визначена відповідно до Кодексу ГТС, гривень за одну тисячу м-3;


Троси.вв

дійсне значення температури точки роси за вуглеводнями природного газу, поданого в точці надходження в ГРМ або на межі балансової належності об’єкта споживача, К;


Троси.вв.max

максимально припустиме значення параметру температури точки роси за вуглеводнями, К.

{Пункт 5 глави 3 розділу VIII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2017 від 24.11.2016}

6. Оплата додаткової компенсації проводиться щомісяця, у строк до п’ятнадцятого числа місяця, наступного за розрахунковим місяцем, окремо по кожному параметру якості щодо природного газу. Обсяг природного газу з недотриманим значенням параметру якості Qi визначається:

щодо ГДП, ВБГ (суміжного Оператора ГРМ) – починаючи з дати останнього погодженого з Оператором ГРМ місячного паспорта ФХП до моменту усунення невідповідності параметрам якості природного газу;

щодо споживача – з моменту зареєстрованої Оператором ГРМ заяви споживача щодо невідповідності ФХП газу параметрам, визначеним цим Кодексом, до моменту усунення невідповідності параметрам якості природного газу.

IХ. Правила комерційного обліку природного газу в газорозподільній системі

1. Основні засади комерційного обліку природного газу в ГРМ

1. Комерційний облік природного газу в газорозподільній системі організовується та здійснюється з метою визначення повної та достовірної інформації про об’єми (обсяги) природного газу, які надійшли до ГРМ від суміжних суб’єктів ринку природного газу (ГДП, ВБГ, Оператора ГТС), та об’єми (обсяги) природного газу, які розподілені (передані) з ГРМ підключеним до неї споживачам і суміжним Операторам ГРМ, та подальшого використання інформації у взаємовідносинах між суб’єктами ринку природного газу, у тому числі для взаєморозрахунків між ними.

2. Порядок комерційного обліку природного газу (визначення його об’ємів і обсягів) по об’єктах споживачів, у тому числі побутових споживачів та їх постачальників, здійснюється згідно з договором розподілу природного газу, укладеним між споживачем та Оператором ГРМ, та з урахуванням вимог цього Кодексу. Порядок укладання договору розподілу природного газу визначений розділом VІ цього Кодексу.

Порядок комерційного обліку природного газу (визначення його об’ємів і обсягів) в точках надходження природного газу в ГРМ від газодобувних підприємств та виробників біогазу або інших видів газу з альтернативних джерел та на межі балансової належності між суміжними газорозподільними системами здійснюється згідно з технічною угодою про умови приймання-передачі газу ГРМ, укладеною між Оператором ГРМ та ГДП (ВБГ) і відповідно між суміжними Операторами ГРМ, та з урахуванням вимог цього Кодексу. Порядок укладання технічної угоди про умови приймання-передачі газу ГРМ визначений розділом VІ цього Кодексу.

Порядок комерційного обліку природного газу (визначення його об’ємів і обсягів) в точках надходження природного газу до ГРМ з газотранспортної системи здійснюється згідно з договором транспортування природного газу, укладеним між Оператором ГТС та Оператором ГРМ, та з урахуванням вимог Кодексу ГТС та цього Кодексу, норми якого не суперечать Кодексу ГТС. Порядок укладання договору транспортування природного газу визначений Кодексом ГТС.

3. Фактичний об’єм надходження природного газу до/з ГРМ (у тому числі по об’єктах споживачів) за певний період визначається в точках комерційного обліку (на межі балансової належності) на підставі даних комерційних вузлів обліку, встановлених в точках вимірювання, та інших регламентованих процедур у передбачених цим Кодексом випадках.

Об’єм природного газу в точках комерційного обліку має бути приведений до стандартних умов та переведений в одиниці енергії (обсяг) згідно з розділом XV цього Кодексу.

{Абзац другий пункту 3 глави 1 розділу ІХ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017}

Оператор ГРМ відповідає за переведення об’єму природного газу в обсяг переданої (спожитої) енергії.

Обсяг переданої (спожитої) енергії визначається Оператором ГРМ за трьома одиницями виміру в кВт·год/Гкал/МДж.

Обсяг переданої (спожитої) енергії за трьома одиницями виміру (кВт·год, Гкал, МДж) та величина об’єму природного газу (м куб.) за відповідний період повинні бути зазначені Оператором ГРМ в рахунках Оператора ГРМ про сплату послуг за договором розподілу природного газу та актах приймання-передачі природного газу по об’єктах споживачів, що не є побутовими.

Оператор ГРМ зобов’язаний за підсумками місяця, але не пізніше 8-го числа, наступного за розрахунковим місяцем, опублікувати на власному сайті фактичні дані щодо розміру середньозваженої вищої теплоти згоряння природного газу за кожним маршрутом; передбачити у платіжних документах споживачів за послуги з розподілу природного газу, а також в особистому кабінеті споживача, інформацію про величину коефіцієнту приведення до стандартних умов (якщо вузол обліку природного газу споживача не приводить в автоматичному режимі об’єм природного газу до стандартних умов), розмір середньозваженої вищої теплоти згоряння за розрахунковий період, а також розмір спожитого обсягу енергії природного газу (за трьома одиницями виміру: кВт·год, Гкал, МДж).

{{Пункт 3 глави 1 розділу ІХ доповнено новим абзацом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017}

4. Комерційний вузол обліку встановлюється (організовується) в точці вимірювання, яка має збігатися з межею балансової належності (точкою комерційного обліку) між суміжними суб’єктами ринку природного газу.

бзац перший пункту 4 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1418 від 11.08.2016}

При встановленні комерційного вузла обліку не на межі балансової належності (технічна неможливість, економічна недоцільність) фактичний об’єм природного газу приводиться до межі балансової належності з урахуванням втрат і витрат природного газу в елементах газової мережі між точкою вимірювання і межею балансової належності (точкою комерційного обліку) шляхом їх додавання/віднімання до/від об’єму природного газу, визначеного комерційним вузлом обліку в точці вимірювання (норма не поширюється на побутових споживачів).

Розрахунки втрат і витрат природного газу розраховуються відповідно до Методик визначення питомих виробничо-технологічних втрат/витрат природного газу.

Порядок розрахунку втрат і витрат природного газу оформлюється окремим додатком до договору розподілу природного газу (технічної угоди про умови приймання-передачі газу ГРМ чи договору транспортування природного газу).

5. Забороняється здійснювати приймання-передачу природного газу до/з ГРМ без організації в точці вимірювання комерційного вузла обліку, крім випадків, передбачених цим Кодексом.

2. Порядок комерційного обліку газу в точках його надходження в ГРМ та між суміжними Операторами ГРМ

1. Величина об’єму (обсягу) приймання-передачі природного газу на межі балансової належності між газотранспортною системою та газорозподільною системою (в точках виходу з газотранспортної системи) визначається відповідно до вимог Кодексу ГТС та на підставі договору транспортування природного газу, що укладається між Оператором ГТС та Оператором ГРМ за формою Типового договору транспортування природного газу та у порядку, визначеному Кодексом ГТС.

2. Величина об’єму (обсягу) передачі природного газу на межі балансової належності між Оператором ГРМ та ГДП, ВБГ або суміжним Оператором ГРМ визначається на підставі даних комерційних вузлів обліку, визначених в технічній угоді про умови приймання-передачі природного газу ГРМ між Оператором ГРМ та ГДП, ВБГ або суміжним Оператором ГРМ, та з урахуванням вимог цього Кодексу і технічної угоди про умови приймання-передачі природного газу ГРМ.

Якщо комерційний вузол обліку встановлений не на межі балансової належності (точка вимірювання не збігається з точкою комерційного обліку), об’єм втрат та витрат природного газу, які виникають від місця встановлення комерційного вузла обліку до межі балансової належності, додаються/віднімаються до/від об’єму, визначеного комерційним вузлом обліку.

3. Для визначення об’єму (обсягу) надходження природного газу в ГРМ від ГДП (ВБГ) приймаються дані комерційного вузла обліку Оператора ГРМ. У разі відсутності комерційного вузла обліку в Оператора ГРМ приймаються дані комерційного вузла обліку ГДП (ВБГ).

Для визначення об’єму (обсягу) приймання-передачі природного газу між суміжними газорозподільними системами приймаються дані комерційного вузла обліку Оператора ГРМ, який передає газ до суміжної ГРМ. У разі відсутності комерційного вузла обліку у Оператора ГРМ, який передає газ, приймаються дані комерційного вузла обліку Оператора ГРМ, який приймає газ.

4. Якщо комерційний вузол обліку встановлено на трубопроводі високого тиску, кількість переданого газу зменшується на розрахункову величину технологічних витрат на обладнання, яке змонтовано на ділянці між цим вузлом обліку і межею балансового розділу суміжних суб’єктів господарювання.

Якщо після комерційного вузла обліку на ГРС (ПВВГ) встановлено газоспоживаюче чи газорегулююче обладнання ГДП, ВБГ (скидні клапани, пристрої редукування, одоризації), це обладнання має бути забезпечене окремим комерційним вузлом обліку, в іншому випадку (за домовленістю з Оператором ГРМ) об’єм споживання газу зазначеним обладнанням визначається розрахунковим шляхом, який визначається в технічній угоді.

5. Суб’єкт ринку природного газу, на балансі якого перебувають комерційні та дублюючі вузли обліку, забезпечує їх належний технічний стан та своєчасне внесення в обчислювачі/коректори об’єму газу ФХП природного газу.

6. Вимірювання об’єму природного газу повинні проводитись тільки з використанням електронних обчислювачів/коректорів газу. Програмне забезпечення обчислювача/коректора газу і накопичені в його пам’яті результати вимірювання об’єму газу повинні бути захищені від несанкціонованого втручання.

Власник комерційного ВОГ на ГРС (ПВВГ) щодоби надає іншій стороні інформацію про погодинну кількість газу, передану через ГРС (ПВВГ) за попередню добу. У разі необхідності один раз на місяць власник комерційного ВОГ надає суміжному суб’єкту ринку газу в електронному вигляді інформацію, яка міститься в погодинних роздруківках, у повному обсязі (зокрема об’єм, ФХП газу, характер і тривалість аварійних ситуацій та втручань).

Суб’єкт ринку природного газу, який не є власником комерційного вузла обліку, має право на безперервне отримання інформації в електронному вигляді відповідно до розробленого проекту системи передачі даних (обладнання, лінії зв’язку), погодженого з власником комерційного ВОГ. На підставі погодженого проекту суб’єкт ринку природного газу, який приймає газ, за власні кошти забезпечує придбання, установлення та налагодження системи передачі даних.

Інформація повинна надаватись з ПЕОМ, з якої здійснюється безпосереднє опитування обчислювачів/коректорів об’єму газу. Між суб’єктами може бути укладена угода щодо захисту інформації.

7. Для підвищення надійності та достовірності вимірювань об’єму природного газу на ГРС (ПВВГ) суміжні суб’єкти ринку природного газу мають право установлювати на ГРС (ПВВГ) дублюючі ЗВТ (зокрема дублюючий обчислювач/коректор об’єму газу) та/або побудувати дублюючий ВОГ.

Розробка робочого проекту на дублюючий ЗВТ (обчислювач/коректор об’єму газу) або дублюючий ВОГ здійснюється відповідно до погодженого власником комерційного ВОГ технічного завдання, а його монтаж відповідно до погодженого власником комерційного ВОГ робочого проекту. У проекті про організацію дублюючого ВОГ повинні бути відображені потоки газу, межі балансової належності, розташування ЗВТ, газоспоживаючого чи газорегулюючого обладнання, їх послідовність, комутаційні з’єднання. Місце встановлення дублюючого ВОГ може визначатись як на території власника комерційного ВОГ, так і на території суміжного суб’єкта ринку природного газу.

Введення дублюючого ЗВТ (обчислювача/коректора об’єму газу) або дублюючого ВОГ в експлуатацію оформлюється відповідним актом, який підписується обома суміжними суб’єктами ринку природного газу. Після введення в експлуатацію дублюючого обчислювача/коректора об’єму газу та/або дублюючого ВОГ суміжні суб’єкти ринку природного газу мають рівні права доступу до цих засобів та на отримання з них вихідної інформації.

Якщо дублюючий ВОГ/ЗВТ застосовується (буде застосований) сторонами як комерційний, в такому випадку на дублюючий ВОГ/ЗВТ поширюються вимоги, передбачені цим Кодексом щодо комерційного ВОГ/ЗВТ.

8. При виході з ладу комерційного вузла обліку на ГРС (ПВВГ) кількість поданого природного газу за звітний період визначається за даними дублюючого ВОГ (ЗВТ), а при його (їх) відсутності згідно з вимогами цього Кодексу.

9. Суб’єкт ринку природного газу, який не є власником комерційного ВОГ, має право контролювати правильність експлуатації комерційного ВОГ, здійснювати його плановий або позаплановий контрольний огляд та/або технічну перевірку. У разі необхідності позапланового контрольного огляду та/або технічної перевірки комерційного ВОГ власник комерційного ВОГ має бути письмово повідомлений про здійснення таких заходів. Перевірка (огляд) проводиться у присутності інженерно-технічного персоналу власника вузла обліку не пізніше ніж у п’ятиденний строк з дня надходження письмового повідомлення.

У разі виникнення між суміжними суб’єктами ринку газу (крім споживачів) спірних питань щодо результатів вимірювань об’єму газу або технічних та метрологічних характеристик ЗВТ сторони (або одна зі сторін) мають право вимагати проведення експертизи ЗВТ та/або пломб, перевірки метрологічних характеристик ЗВТ (експертної чи позачергової повірки) у порядку, визначеному цим Кодексом.

Представник сторони, що не є власником комерційного ВОГ, після закінчення контрольного огляду та/або технічної перевірки вузла обліку має право встановити власні пломби на вузлі обліку чи його окремих складових. Після пломбування складається відповідний акт із зазначенням місць пломбування та характерних ознак пломб. Збереження цілісності пломб забезпечує власник, на території якого встановлений ПВВГ.

10. Об’єми (м куб.) та обсяги (кВт·год, Гкал, МДж) приймання-передачі природного газу в точках його надходження в/з ГРМ мають бути документально підтверджені не пізніше п’ятого числа місяця, наступного за звітним, шляхом складання актів приймання-передачі природного газу, що підписуються між суміжними суб’єктами ринку природного газу.

За наявності розбіжностей щодо визначених об’ємів (обсягів) природного газу вони підлягають врегулюванню відповідно до умов технічної угоди, а у разі недосягнення згоди – в судовому порядку.

До прийняття рішення судом об’єм (обсяг) надходження природного газу від ГДП (ВБГ) встановлюється відповідно до даних Оператора ГРМ, а на межі балансової належності між суміжними Операторами – встановлюється відповідно до даних Оператора ГРМ, який передає природний газ.

11. Взаємовідносини з Оператором ГТС щодо строків і обсягів передачі даних стосовно суміжних суб’єктів ринку природного газу визначаються відповідно до вимог Кодексу ГТС та з урахуванням розділу ХІV цього Кодексу.

3. Порядок комерційного обліку газу та алокації по об’єктах споживачів, що не є побутовими

{Назва глави 3 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1418 від 11.08.2016}

1. Визначення об’єму споживання (розподілу/постачання) природного газу (алокації) по об’єкту споживача, що не є побутовим, здійснюється на межі балансової належності між Оператором ГРМ і споживачем на підставі даних комерційних ВОГ, визначених договором розподілу природного газу між Оператором ГРМ і споживачем, та з урахуванням вимог цього Кодексу та договору.

Якщо комерційний вузол обліку встановлений не на межі балансової належності (точка вимірювання не збігається з точкою комерційного обліку), розрахунок об’єму втрат та витрат природного газу, які виникають від місця встановлення комерційного вузла обліку до межі балансової належності, додаються/віднімаються до/від об’єму, визначеного комерційним вузлом обліку.

ункт 1 глави 3 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1418 від 11.08.2016}

2. Для визначення об’єму споживання (розподілу/постачання) природного газу (алокації) приймаються дані комерційного вузла обліку Оператора ГРМ. У разі відсутності комерційного вузла обліку в Оператора ГРМ приймаються дані комерційного вузла обліку споживача.

ункт 2 глави 3 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1418 від 11.08.2016}

3. Період, за який по об’єкту споживача визначається фактичний об’єм (обсяг) споживання (розподілу/постачання) природного газу (алокація), є календарний місяць.

ункт 3 глави 3 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1418 від 11.08.2016}

4. Споживач, який є власником комерційного ВОГ, зобов’язаний протягом трьох календарних днів після закінчення розрахункового місяця надати Оператору ГРМ у спосіб та за формою, визначеними договором розподілу природного газу, звіт про дані комерційних вузлів обліку за розрахунковий період. При цьому, якщо комерційний ВОГ обладнаний обчислювачем чи коректором об’єму газу, до звіту додається протокол про втручання в роботу комерційного ВОГ та протокол аварійних/діагностичних повідомлень. У разі наявності в протоколах даних про втручання та/або аварійні ситуації Оператору ГРМ надаються роздруковані звіти з обчислювача чи коректора об’єму газу про добові та/або погодинні дані споживання природного газу.

При обладнанні комерційних вузлів обліку засобами дистанційної передачі даних за домовленістю Оператора ГРМ та споживача інформація для визначення об’єму (обсягу) приймання-передачі природного газу формується через канали дистанційного зв’язку. У такому разі перевірка достовірності даних комерційних вузлів обліку безпосередньо на місці їх встановлення забезпечується сторонами за необхідності, але не рідше ніж один раз на шість місяців (з урахуванням строку для контрольного огляду вузла обліку), про що складається відповідний акт контрольного зняття показань ЗВТ.

У разі ненадання споживачем звіту про дані комерційних ВОГ протягом трьох календарних днів після закінчення розрахункового місяця та за відсутності переданої (зчитаної) з них інформації засобами дистанційної передачі даних, а також за відсутності контрольного зняття показань ЗВТ (у тому числі через відмову в доступі до об’єкта споживача) протягом розрахункового періоду об’єм спожитого (розподіленого/поставленого) природного газу за розрахунковий період визначається за величиною підтвердженого обсягу природного газу по об’єкту споживача на цей період. У такому разі Оператор ГРМ не пізніше десятого числа місяця, наступного за розрахунковим, направляє споживачу письмові пояснення про зміну режиму нарахування разом з актом приймання-передачі природного газу за попередній розрахунковий місяць.

{Абзац третій пункту 4 глави 3 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1418 від 11.08.2016}

При цьому, якщо протягом (за підсумками) поточного місяця споживач:

{Абзац четвертий пункту 4 глави 3 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1418 від 11.08.2016}

надав звіт про дані комерційних ВОГ або за наявності у цей період контрольного зняття показань ЗВТ – визначення об’єму спожитого природного газу за цей місяць здійснюється з урахуванням фактичних даних комерційних ВОГ без коригування попереднього періоду;

не надав звіт про дані комерційних ВОГ – об’єм спожитого (розподіленого/поставленого) природного газу за цей місяць та подальші періоди визначається за номінальною потужністю газового обладнання споживача та кількістю годин їх використання, що визначені договором розподілу природного газу, без подальшого перерахунку (коригування) попередніх періодів. При цьому Оператор ГРМ не пізніше десятого числа місяця, наступного за розрахунковим, направляє споживачу письмові пояснення про зміну режиму нарахування разом з актом приймання-передачі природного газу за розрахунковий період (місяць). Відновлення розрахунків за даними комерційних ВОГ здійснюється за заявою споживача до Оператора ГРМ та після складання акта про фіксацію даних комерційних ВОГ, підписаного Оператором ГРМ та споживачем.

5. На підставі звіту споживача (дистанційних даних) про спожиті об’єми природного газу, визначені комерційними вузлами обліку, або на підставі зміненого режиму нарахування по об’єкту споживача Оператор ГРМ забезпечує:

1) визначення загального об’єму споживання (розподілу, постачання) природного газу (алокація) по об’єкту споживача за розрахунковий період з урахуванням передбачених цим Кодексом (договором розподілу природного газу) регламентних процедур щодо визначення об’ємів споживання (розподілу, постачання) природного газу (алокація);

{Підпункт 1 пункту 5 глави 3 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1418 від 11.08.2016}

2) переведення визначеного загального об’єму споживання (розподілу/постачання) природного газу в одиниці енергії (обсяг) відповідно до розділу XV цього Кодексу;

{Підпункт 2 пункту 5 глави 3 розділу ІХ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 84 від 26.01.2017}


Якщо Ви побачили помилку в тексті, виділіть її мишкою та натисніть Ctrl-Enter. Будемо вдячні!

вгору