Документ z1489-15, чинний, поточна редакція — Прийняття від 02.11.2015

МІНІСТЕРСТВО ЕНЕРГЕТИКИ ТА ВУГІЛЬНОЇ ПРОМИСЛОВОСТІ УКРАЇНИ

НАКАЗ

02.11.2015  № 686


Зареєстровано в Міністерстві
юстиції України
30 листопада 2015 р.
за № 1489/27934

Про затвердження Правил про безпеку постачання природного газу

Відповідно до статті 5 Закону України «Про ринок природного газу» НАКАЗУЮ:

1. Затвердити Правила про безпеку постачання природного газу, що додаються.

2. Управлінню з питань нафтогазової політики Міністерства енергетики та вугільної промисловості України (Куйда В.А.) забезпечити:

подання цього наказу на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України в установленому порядку;

оприлюднення цього наказу на офіційному сайті Міністерства енергетики та вугільної промисловості України;

щорічне (до 01 вересня) оновлення Правил про безпеку постачання природного газу та оприлюднення на офіційному сайті Міністерства енергетики та вугільної промисловості України.

3. Цей наказ набирає чинності з дня його офіційного опублікування.

4. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника Міністра Діденка І.М.

Міністр

В. Демчишин

ПОГОДЖЕНО:

Голова Державної
регуляторної служби України




К.М. Ляпіна



ЗАТВЕРДЖЕНО
Наказ Міністерства енергетики
та вугільної промисловості
України
02.11.2015 № 686


Зареєстровано в Міністерстві
юстиції України
30 листопада 2015 р.
за № 1489/27934

ПРАВИЛА
про безпеку постачання природного газу

І. Загальні положення

1. Сфера дії цих Правил

1. Ці Правила спрямовані на забезпечення безпеки постачання природного газу в Україні шляхом прогнозування та оцінки можливих ризиків, вжиття заходів для їх запобігання та зменшення можливої шкоди від реалізації таких ризиків.

2. Ці Правила визначають:

1) коло захищених споживачів;

2) заходи, які є обов’язковими до вжиття суб’єктами ринку природного газу (крім споживачів) для забезпечення безпеки постачання природного газу (далі - стандарти поведінки) для постачальників природного газу та щодо об’єктів газової інфраструктури;

3) виявлення та класифікацію основних ризиків щодо безпеки постачання природного газу (оцінку ризиків);

4) заходи, необхідні для зменшення впливу виявлених ризиків, зокрема, обсяг обов’язків суб’єктів ринку природного газу та строки їх виконання (далі - превентивні заходи);

5) форму та порядок подання звіту суб’єктів ринку природного газу (крім споживачів) про стан виконання заходів відповідно до цих Правил;

6) обов’язки суб’єктів владних повноважень, відповідальних за безпеку постачання природного газу.

3. Ці Правила є обов’язковими для виконання всіма суб’єктами ринку природного газу.

4. У цих Правилах терміни вживаються у значеннях, наведених у Законі України «Про ринок природного газу».

2. Захищені споживачі

1. Захищеними споживачами є:

1) побутові споживачі, приєднані до газорозподільної системи;

2) підприємства, установи, організації, що здійснюють надання важливих суспільних послуг та приєднані до газорозподільної системи;

3) виробники теплової енергії для потреб споживачів, зазначених у підпункті 1 цього пункту, за умови, що виробництво такої теплової енергії здійснюється за допомогою об’єктів, не пристосованих до зміни палива та приєднаних до газотранспортної або газорозподільної системи.

2. Споживання природного газу захищеними споживачами, визначеними підпунктами 2 і 3 пункту 1 цієї глави, не повинно перевищувати 20 % загального обсягу споживання природного газу в Україні.

Якщо частка споживання таких споживачів у попередньому газовому році (період з 01 жовтня по 30 вересня) перевищує 20 % загального обсягу споживання природного газу в Україні, то оцінка ризиків щодо безпеки постачання природного газу відповідно до цих Правил здійснюється з урахуванням припущення, що частка споживання таких захищених споживачів дорівнює 20 % загального обсягу споживання природного газу в Україні, що розподіляється пропорційно між постачальниками природного газу таких споживачів.

3. Стандарти поведінки для постачальників природного газу

1. Усі постачальники природного газу зобов’язані вживати необхідних заходів для забезпечення достатнього ресурсу природного газу для потреб своїх споживачів, що належать до категорії захищених відповідно до глави 2 цього розділу, у таких випадках:

1) надзвичайні температурні умови протягом семиденного пікового періоду, статистична ймовірність настання яких становить раз на 20 років (далі - Стандарт 1);

2) будь-який період тривалістю 30 днів і більше, протягом якого спостерігається надзвичайно високий попит на природний газ, статистична ймовірність настання якого становить раз на 20 років (далі - Стандарт 2);

3) вихід із ладу одного магістрального газопроводу за звичайних зимових умов на період тривалістю 30 днів (далі - Стандарт 3).

2. Заходами на виконання Стандартів 1-3 є:

1) підтримання необхідного обсягу природного газу в газосховищах;

2) укладення договорів купівлі-продажу на додаткові обсяги природного газу;

3) укладення договорів постачання природного газу із споживачами, що не є захищеними, які передбачають можливість обмеження або припинення постачання природного газу для забезпечення безпеки постачання захищеним споживачам;

4) інші необхідні заходи.

3. Постачальники природного газу, що здійснюють постачання природного газу захищеним споживачам, щороку звітують про вжиття заходів на виконання Стандартів 1-3 у порядку, передбаченому цими Правилами.

4. Стандарти поведінки щодо об’єктів газової інфраструктури

1. Відповідно до першого стандарту поведінки щодо об’єктів газової інфраструктури (далі - Стандарт N-1) у випадку виходу з ладу найбільшого магістрального газопроводу або найбільшого газосховища потужність решти об’єктів газової інфраструктури на визначеній території має забезпечувати можливість для задоволення загального попиту на природний газ на такій території протягом доби, коли спостерігається надзвичайно високий попит на природний газ, статистична ймовірність настання якого становить раз на 20 років.

2. Визначеною територією для цілей Стандарту N-1 вважається територія України.

Для цілей Стандарту N-1 визначена територія може бути розширена та охоплювати територію більше, ніж однієї держави. У такому випадку перевірка виконання Стандарту N-1 здійснюється стосовно найбільшого об’єкта газової інфраструктури, що складає спільний інтерес (транскордонний газопровід або міждержавне з’єднання, газосховище), та додатково узгоджується з компетентними органами відповідних держав.

3. Щороку Міністерство енергетики та вугільної промисловості України здійснює перевірку виконання Стандарту N-1 за такою формулою:

,

де

Dmax

-

загальне споживання природного газу (у млн куб. м/доба) на визначеній території протягом доби, коли спостерігається надзвичайно високий попит на природний газ, статистична ймовірність настання якого становить раз на 20 років;


EPm

-

максимальна добова потужність точок входу (у млн куб. м/доба), які не є точками входу з об’єктів, пов’язаних із видобутком (виробництвом) природного газу, установки LNG та газосховищ, здатних забезпечити надходження природного газу на визначену територію;


Pm

-

максимальна добова виробнича потужність (у млн куб. м/доба) всіх об’єктів, пов’язаних із видобутком (виробництвом) природного газу, що здатні забезпечити надходження природного газу на визначену територію;


Sm

-

максимальна потужність відбору природного газу (у млн куб. м/доба) усіх газосховищ, здатних забезпечити надходження природного газу на визначену територію;


LNGm

-

максимальна потужність установки LNG (у млн куб. м/доба), здатної забезпечити надходження природного газу на визначену територію;


Im

-

технічна потужність одного найбільшого магістрального газопроводу або технічна потужність відбору одного найбільшого газосховища (у млн куб. м/доба), що забезпечує надходження природного газу на визначену територію.

Коли таке надходження забезпечується декількома пов’язаними газопроводами, які не можуть працювати ізольовано один від одного, то такі газопроводи вважаються одним газопроводом.

4. Крім перевірки виконання Стандарту N-1 за формулою, передбаченою пунктом 3 цієї глави, Міністерство енергетики та вугільної промисловості України щороку додатково здійснює перевірку виконання Стандарту N-1 з урахуванням впливу заходів для забезпечення безпеки постачання природного газу за такою формулою:

,

де

Deff

-

частина Dmax (у млн. куб. м/добу), яка у випадку перебоїв з надходження природного газу може бути задоволена завдяки вжиттю ринкових заходів щодо зменшення споживання природного газу відповідно до законодавства.

5. Результати перевірки виконання Стандарту N-1 відповідно до пунктів 3 та 4 цієї глави враховуються під час визначення превентивних заходів на відповідний газовий рік.

6. Відповідно до другого стандарту поведінки щодо об’єктів газової інфраструктури оператор газотранспортної системи повинен до 01 жовтня 2018 року забезпечити повноцінне сполучення з газотранспортними системами ЄС для отримання можливості двостороннього руху на всіх міждержавних з’єднаннях, крім випадків звільнення оператора від виконання такого обов’язку відповідно до пункту 8 цієї глави.

7. Оператор газотранспортної системи має право звернутися до Міністерства енергетики та вугільної промисловості України із заявкою про звільнення його від обов’язку виконання другого стандарту поведінки щодо об’єктів газової інфраструктури повністю або частково (щодо окремих транскордонних газопроводів чи міждержавних з’єднань).

Така заявка повинна містити:

1) прогноз щодо обсягів надходження та споживання природного газу на наступний газовий рік та оцінку попиту на послуги транспортування природного газу;

2) аналіз технічних можливостей для виконання другого стандарту поведінки щодо об’єктів газової інфраструктури;

3) прогноз щодо витрат на виконання другого стандарту поведінки щодо об’єктів газової інфраструктури, в тому числі витрат на ремонт та/або реконструкцію газотранспортної системи;

4) аналіз впливу звільнення від виконання другого стандарту поведінки щодо об’єктів газової інфраструктури на стан безпеки постачання природного газу в Україну в наступних роках;

5) аналіз впливу звільнення від виконання другого стандарту поведінки щодо об’єктів газової інфраструктури на виконання Стандарту N-1;

6) інформацію щодо проведених консультацій з операторами суміжних газотранспортних систем.

8. Міністерство енергетики та вугільної промисловості України розглядає заявку оператора газотранспортної системи, подану відповідно до пункту 7 цієї глави, протягом 4 місяців з дати її подання та приймає рішення про звільнення його від обов’язку виконання другого стандарту поведінки щодо об’єктів газової інфраструктури, якщо це не становитиме загрозу безпеці постачання природного газу в Україні.

Міністерство енергетики та вугільної промисловості України проводить консультації з компетентним органом іноземної держави, під юрисдикцією якого перебуває відповідний оператор суміжної газотранспортної системи, з приводу звернення оператора газотранспортної системи відповідно до пункту 7 цієї глави протягом 30 календарних днів з дати його отримання.

Про прийняте рішення Секретаріат Енергетичного Співтовариства повідомляється протягом 10 робочих днів.

Міністерство енергетики та вугільної промисловості України забезпечує дотримання конфіденційності інформації, отриманої під час розгляду та прийняття рішень відповідно до цього пункту.

5. Оцінка ризиків

1. Міністерство енергетики та вугільної промисловості України щороку здійснює оцінку ризиків на наступний газовий рік.

Результати оцінки ризиків не підлягають оприлюдненню, крім інформації, визначеної пунктом 3 цієї глави.

2. Оцінка ризиків включає:

1) визначення прогнозного обсягу споживання природного газу захищеними споживачами для цілей Стандартів 1, 2 і 3;

2) перевірку виконання Стандарту N-1, зокрема з урахуванням впливу заходів для забезпечення безпеки постачання природного газу, здійснених відповідно до цих Правил;

3) аналіз не менше двох сценаріїв кризової ситуації, які обираються на підставі попереднього досвіду з перебоями у надходженні природного газу, їх ймовірності та серйозності, а також інших відповідних факторів;

4) аналіз обраних сценаріїв на предмет ймовірності настання та серйозності їх наслідків відповідно до таблиці ризиків:

Таблиця ризиків


Серйозність наслідків


Дуже висока

Середній

Високий

Високий

Високий

Високий

Ймовірність

Висока

Середній

Середній

Високий

Високий

Високий

Середня

Низький

Середній

Середній

Високий

Високий

Низька

Низький

Низький

Середній

Середній

Високий

Дуже низька

Низький

Низький

Низький

Середній

Середній


Незначні

Малі

Значні

Серйозні

Критичні


3. Оцінка ризиків здійснюється з урахуванням всіх національних та регіональних (міжнародних) обставин, що мають значення для ідентифікації та оцінки ризиків (зокрема значення природного газу в структурі первинного та вторинного споживання енергії, структури споживання природного газу, параметрів внутрішнього ринку природного газу, наявності регіонального ринку природного газу, характеристик об’єктів газової інфраструктури, в тому числі транскордонних газопроводів, міждержавних з’єднань та газопроводів), які наводяться у додатку 1 до цих Правил.

4. Суб’єкти ринку природного газу співпрацюють з Міністерством енергетики та вугільної промисловості України та на його запит надають всю необхідну інформацію для проведення оцінки ризиків відповідно до цих Правил.

6. Превентивні заходи

1. Міністерство енергетики та вугільної промисловості України щороку визначає превентивні заходи на наступний газовий рік, виходячи з результатів проведеної оцінки ризиків.

2. Превентивні заходи визначають обсяги обов’язків суб’єктів ринку природного газу та строки їх виконання.

3. Превентивні заходи повинні базуватися на ринкових засадах та визначатися, виходячи з їх ефективності для функціонування ринку природного газу, впливу на довкілля та споживачів, а також не створювати надмірного тягаря для суб’єктів ринку природного газу та мінімізувати негативні наслідки для функціонування ринку природного газу.

7. Звітність суб’єктів ринку природного газу

1. Суб’єкти ринку природного газу (крім споживачів) подають звіт про виконання заходів, передбачених цими Правилами, згідно з формою, встановленою в додатку 2 до цих Правил.

2. Звіт про виконання заходів, передбачених цими Правилами, подається до Міністерства енергетики та вугільної промисловості України щороку до 01 травня.

ІІ. Превентивні заходи на газовий рік 2015/2016

1. Превентивні заходи вживаються з метою попередження настання негативних наслідків сценаріїв кризової ситуації, що відповідають середньому та високому рівню ризику відповідно до таблиці ризиків.

2. На підставі оцінки ризиків на відповідний газовий рік такі превентивні заходи є обов’язковими для виконання суб’єктами ринку природного газу:

1) всі суб’єкти ринку природного газу зобов’язані:

дотримуватися дисципліни газовикористання, яка полягає в неухильному виконанні вимог технічних норм та стандартів безпеки, інших вимог законодавства, обов’язків за договорами з іншими суб’єктами ринку природного газу, недопущенні завдання їм шкоди внаслідок невиконання або неналежного виконання своїх обов’язків за такими договорами, а також у добросовісному співробітництві з іншими суб’єктами ринку природного газу;

негайно повідомляти Міністерство енергетики та вугільної промисловості України про факти або обставини, що можуть складати загрозу для безпеки постачання природного газу в Україні;

2) оператор газотранспортної системи зобов’язаний:

при обґрунтованому попиті на додаткову потужність вживати заходів щодо збільшення потужності газотранспортної системи на точках входу із суміжних газотранспортних систем ЄС для потреб замовників, зокрема шляхом інвестиційного планування та будівництва нових або реконструкції існуючих газопроводів (якщо це є економічно доцільним та відповідає інтересам безпеки постачання природного газу), а також здійснення операцій заміщення природного газу;

забезпечувати взаємодію із операторами суміжних газотранспортних систем ЄС шляхом укладення та належного виконання угод про сполучення транскордонних газопроводів, зокрема для здійснення спільного реагування та подолання наслідків кризової ситуації, а також реалізації спільних проектів щодо розвитку газотранспортних систем;

вживати додаткових заходів для уникнення протиправних посягань щодо об’єктів газової інфраструктури, зокрема заходів з посилення охорони особливо важливих об’єктів;

до 01 січня 2016 року розробити плани локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій відповідно до законодавства та надавати їх копії на запит Міністерства енергетики та вугільної промисловості України;

вживати заходів щодо дотримання та контролю за дисципліною газовикористання споживачами, приєднаними до газотранспортної системи, відповідно до договірних обсягів постачання природного газу та у встановленому законодавством порядку проводити заходи щодо припинення транспортування природного газу;

до 01 січня 2016 року розробити та подати до Міністерства енергетики та вугільної промисловості України план заходів щодо скорочення виробничо-технологічних витрат та втрат природного газу при його транспортуванні;

здійснювати планові ремонтні роботи та роботи з модернізації газотранспортної системи виключно у періоди низького споживання природного газу;

3) оператори газорозподільних систем зобов’язані:

забезпечити постійний моніторинг та контроль за використанням природного газу споживачами, приєднаними до газорозподільної системи, відповідно до договірних обсягів постачання природного газу та у встановленому законодавством порядку проводити заходи щодо припинення розподілу природного газу;

вживати додаткових заходів для уникнення протиправних посягань на об’єкти газової інфраструктури, як це передбачено підпунктом 1 цього пункту;

до 01 січня 2016 року розробити плани локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій відповідно до законодавства та надавати їх копії на запит Міністерства енергетики та вугільної промисловості України;

до 01 січня 2016 року розробити та подати до Міністерства енергетики та вугільної промисловості України план заходів щодо скорочення виробничо-технологічних витрат та втрат природного газу при його розподілі;

здійснювати планові ремонтні роботи та роботи з модернізації газорозподільної системи виключно у періоди низького споживання природного газу;

4) оператори газосховищ зобов’язані:

забезпечувати зберігання (відбір, закачування) природного газу із наданням максимального активного обсягу зберігання газу для потреб замовників та максимальної продуктивності закачування/відбору газу в/з газосховища (газосховищ), у тому числі шляхом застосування процедури заміщення природного газу;

вживати додаткових заходів для уникнення протиправних посягань на об’єкти газової інфраструктури, як це передбачено підпунктом 1 цього пункту;

до 01 січня 2016 року розробити плани локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій відповідно до законодавства та надавати їх копії на запит Міністерства енергетики та вугільної промисловості України;

5) Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України» зобов’язана забезпечити надходження достатніх обсягів природного газу для задоволення потреб її захищених споживачів під час опалювального періоду 2015/2016 року;

6) суб’єкти ринку природного газу, що провадять діяльність з видобутку (виробництва) природного газу, зобов’язані:

вживати заходів щодо підвищення спроможності до реагування на кризову ситуацію об’єктів, пов’язаних з видобутком природного газу;

координувати проведення планових ремонтних робіт та робіт з модернізації з відповідним оператором об’єкта газової інфраструктури та за можливості виконувати їх у період низького споживання природного газу;

7) постачальники природного газу зобов’язані:

забезпечувати ресурс природного газу для потреб своїх споживачів на підставі короткострокових та довгострокових договорів з урахуванням необхідності диверсифікації джерел надходження природного газу;

укладати договори купівлі-продажу природного газу для реагування на потреби споживачів при кризовій ситуації;

8) постачальники природного газу та оптові продавці зобов’язані надавати Міністерству енергетики та вугільної промисловості України інформацію про умови договорів купівлі-продажу природного газу, в яких вони виступають покупцями, та умови договорів постачання природного газу, у яких вони виступають споживачами, якщо такі договори укладені строком більше ніж на 1 рік та іншою стороною такого договору є оптовий продавець або постачальник природного газу з держави, що не є стороною Енергетичного Співтовариства, а саме: тривалість договору, загальний обсяг продажу або постачання за договором, річний обсяг продажу або постачання за договором, середньомісячний обсяг продажу або постачання за договором, максимальний обсяг продажу або постачання за договором у випадку надзвичайної ситуації, пункт приймання-передачі природного газу.

Директор Департаменту
нафтогазового комплексу
Міністерства енергетики
та вугільної промисловості
України





В.А. Куйда


Додаток 1
до Правил про безпеку постачання
природного газу
(пункт 3 глави 5 розділу І)

ОЦІНКА РИЗИКІВ
щодо безпеки постачання природного газу на газовий рік (період 2015/2016 року)

Параметри внутрішнього ринку природного газу

1. Характеристики об’єктів газової інфраструктури України

1. Газотранспортна система України, що знаходиться у державній власності (далі - ГТС), має такі основні характеристики:

Параметри ГТС

Одиниця виміру

Кількість

Довжина газопроводів, всього

у тому числі:

магістральних газопроводів

газопроводів-відгалужень

тис. км

38,80


22,21

16,59

Потужність на точках входу, всього

в тому числі по точках входу:

1.        Суджа

2.        Писарівка

3.        Сохранівка

4.        Серебрянка

5.        Валуйки

6.        Мозир

7.        Кобрин

8.        Платово

9.        Германовичі

10.        Берегдароц

11.        Будінце

млрд м-3/рік

302,1


107,5

48,5

46,0

13,0

25,5

6,0

28,9

5,3

1,5

5,4

14,5

Потужність на точках виходу, всього

в тому числі по точках виходу:

1.        Ужгород

2.        Берегово

3.        Дроздовичі

4.        Орловка

5.        Теково

6.        Молдова

млрд м-3/рік

146


92,6

13,2

5,0

26,8

4,5

3,5

Компресорні станції

шт.

72

Компресорні цехи

шт.

110

Газоперекачувальні агрегати

шт.

702

Потужність компресорних станцій

МВт

5448

Газорозподільні станції

шт.

1456

Кількість працюючих

тис. осіб

23

Оператором ГТС є публічне акціонерне товариство «Укртрансгаз» (далі - ПАТ «Укртрансгаз»), 100% акцій якого належать Національній акціонерній компанії «Нафтогаз України» (далі - «Нафтогаз України»).

ГТС сполучена на сході та півночі з газотранспортними системами Російської Федерації (далі - РФ) та Республіки Білорусь (далі - РБ). На кордоні з РФ та РБ розташовані такі точки входу, через які рухається природний газ, призначений для споживачів України та ЄС: Суджа (РФ), Писарівка (РФ), Сохранівка (РФ), Валуйки (РФ), Серебрянка (РФ), Мозир (РБ), Кобрин (РБ), Прохоровка (РФ), Платово (РФ). На кордоні з РФ розташована точка виходу: Прохоровка (РФ).

Взаємодія щодо руху природного газу через точки входу на кордоні з РФ та РБ здійснюється на підставі договору між відкритим акціонерним товариством «Газпром» (далі - ВАТ «Газпром») (РФ) та НАК «Нафтогаз України».

ГТС сполучена на північному заході з газотранспортними системами Польщі. На кордоні з Польщею розташована точка виходу, через яку рухається природний газ, призначений для споживачів ЄС: Дроздовичі. На кордоні з Польщею розташована точка входу: Германовичі.

Взаємодія щодо руху природного газу через ці точки здійснюється з 2006 року на підставі операторської угоди між оператором газотранспортних систем Польщі (GAZ-SYSTEM) та ПАТ «Укртрансгаз».

ГТС сполучена на заході з газотранспортною системою Словаччини. На кордоні із Словаччиною розташована точка виходу, через яку рухається природний газ, призначений для споживачів ЄС: Ужгород. На кордоні із Словаччиною розташовані такі точки входу: Будінце, Вельке Капушани.

Взаємодія щодо руху природного газу через точку входу Будінце на кордоні із Словаччиною здійснюється з 2014 року на підставі Меморандуму про взаєморозуміння та Угоди про сполучення (Interconnection Agreement), укладених між оператором газотранспортної системи Словаччини (Eustream a.s.) і ПАТ «Укртрансгаз». ПАТ «Укртрансгаз» не веде прямої взаємодії із словацькою стороною щодо точки Вельке Капушани.

ГТС сполучена на заході також з газотранспортною системою Угорщини. На кордоні із Угорщиною розташована точка виходу, через яку рухається природний газ, призначений для споживачів ЄС: Берегово. На кордоні із Угорщиною розташована точка входу: Берегдароц.

Взаємодія щодо руху природного газу через ці точки з 01 червня 2015 року здійснюється на підставі Угоди про сполучення між оператором газотранспортної системи Угорщини (FGSZ) та ПАТ «Укртрансгаз».

ГТС сполучена на південному заході з газотранспортною системою Румунії. На кордоні з Румунією розташовані такі точки виходу, через які рухається природний газ, призначений для споживачів ЄС: Орловка, Теково. ПАТ «Укртрансгаз» не веде прямої взаємодії з румунською стороною щодо цих точок.

На кордоні з Румунією розташовані такі точки входу: Ісакча, МедіашАуріт. ПАТ «Укртрансгаз» веде активну співпрацю з румунською стороною щодо можливості забезпечення надходження природного газу в Україну з Румунії. 30 квітня 2015 року між ПАТ «Укртрансгаз» і оператором газотранспортної системи Румунії (SNTGN Transgaz S.A.) було підписано Меморандум про взаєморозуміння щодо можливості розширення співробітництва в точці входу Ісакча.

ГТС сполучена на південному заході також з газотранспортною системою Молдови. На кордоні з Молдовою розташовані такі точки виходу: Олексіївка, Гребеники, Ананьїв. Через точку Гребеники здійснюється транспортування природного газу, призначеного для споживачів України, Молдови та ЄС.

На кордоні з Молдовою розташована точка входу до ГТС України Каушани. Через цю точку здійснюється транспортування природного газу, призначеного для споживачів України, Молдови та ЄС.

2. Газорозподільні системи України складаються з газопроводів-відводів довжиною понад 16 тис. км, розподільних газопроводів із сталевих та поліетиленових труб, компресорного обладнання, систем захисту та іншого технологічного обладнання.

Інформація щодо рівня газифікації та оснащення лічильниками газу побутових споживачів в Україні (станом на 01 січня 2015 року):

Область

% газифікації

% оснащення лічильниками газу побутових споживачів

1

Київ

70,2

15,6

2

Донецька**

61,6

51,5

3

Харківська

75,9

53,1

4

Дніпропетровська

85,9

58,3

5

Запорізька

73,4

59,1

6

Одеська

66,9

67,7

7

Полтавська

86,6

74,2

8

Чернігівська

62,2

76,6

9

Луганська**

70,6

76,8

10

Волинська

65,6

77,0

11

Сумська

68,9

77,8

12

Черкаська

66,0

78,1

13

Крим*

73,3

78,8

14

Миколаївська

72,7

79,9

15

Львівська

86,7

80,1

16

Херсонська

58,5

80,2

17

Рівненська

64,2

86,0

18

Чернівецька

67,4

86,7

19

Хмельницька

72,0

86,8

20

Київська

90,5

87,7

21

Житомирська

62,1

88,0

22

Кіровоградська

50,6

88,2

23

Вінницька

55,5

90,0

24

Івано-Франківська

81,7

92,5

25

Тернопільська

79,9

93,1

26

Закарпатська

66,9

97,4

Україна

71,6

70,6


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

вгору