Про затвердження Кодексу газотранспортної системи

НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ, ЩО ЗДІЙСНЮЄ ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ У СФЕРАХ ЕНЕРГЕТИКИ ТА КОМУНАЛЬНИХ ПОСЛУГ

ПОСТАНОВА

30.09.2015

м. Київ

N 2493

Зареєстровано в Міністерстві юстиції України

06 листопада 2015 р. за N 1378/27823

Про затвердження Кодексу газотранспортної системи

Відповідно до статей 4 та 33 Закону України "Про ринок природного газу", Положення про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженого Указом Президента України від 10 вересня 2014 року N 715, Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,

ПОСТАНОВЛЯЄ:

1. Затвердити Кодекс газотранспортної системи, що додається.

2. Оператору газотранспортної системи забезпечити:

подання на розгляд Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, змін до Кодексу газотранспортної системи у частині визначення порядку проведення аукціонів розподілу потужності у двомісячний строк з дня набрання чинності цією постановою;

розміщення на власному веб-сайті в мережі Інтернет чинної редакції Кодексу газотранспортної системи та Типового договору транспортування природного газу протягом десятиденного строку з дня набрання чинності цією постановою;

звернення до Центрального видавничого бюро ENTSOG для отримання Оператором газотранспортної системи EIC-коду (Energy Identification Code) як місцевого видавничого бюро для забезпечення видачі EIC-кодів суб'єктам газового ринку України протягом десятиденного строку з дня набрання чинності цією постановою;

присвоєння підключеним до газотранспортної системи споживачам та операторам газосховищ і установки LNG їх персональних EIC-кодів як суб'єктів ринку природного газу та забезпечення можливості отримання іншими суб'єктами ринку природного газу (крім споживачів, які підключені до газорозподільних систем) їх персональних EIC-кодів протягом десятиденного строку з дня отримання власного EIC-коду як місцевого видавничого бюро;

відповідно до вимог глави 1 розділу III Кодексу газотранспортної системи забезпечити на кожній газорозподільній станції, що на законних підставах перебуває в його власності чи користуванні, організацію та облаштування місць контрольного відбору проб природного газу протягом двох років з дати набрання чинності цією постановою або у цей самий період встановити автоматичний потоковий прилад (зокрема, автоматичні хроматограф та вологомір), який на безперервній основі буде забезпечувати контроль компонентного складу, теплоти згоряння та температури точки роси за вологою природного газу з можливістю дистанційного їх контролю та передачі даних відповідним суміжним суб'єктам ринку природного газу.

3. Ця постанова набирає чинності з дня її офіційного опублікування, крім другого речення підпункту 3 пункту 6, пункту 11 глави 3 розділу XII, пункту 5 глави 4 розділу XIV Кодексу газотранспортної системи, які набирають чинності з 01 квітня 2017 року.

4. Департаменту із регулювання відносин у нафтогазовій сфері в установленому порядку забезпечити подання цієї постанови на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України.

Голова Комісії

Д. Вовк

ПОГОДЖЕНО:

Голова Державної

регуляторної служби України

К. М. Ляпіна

Голова Антимонопольного

комітету України

Ю. Терентьєв

ЗАТВЕРДЖЕНО

Постанова Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг

30 вересня 2015 року N 2493

Зареєстровано

в Міністерстві юстиції України

06 листопада 2015 р. за N 1378/27823

КОДЕКС ГАЗОТРАНСПОРТНОЇ СИСТЕМИ

I. ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ

1. Загальні засади, терміни та скорочення

1. Цей Кодекс розроблено відповідно до Законів України "Про ринок природного газу", "Про метрологію та метрологічну діяльність", "Про трубопровідний транспорт", "Про нафту і газ", "Про природні монополії" та інших нормативно-правових актів.

2. Цей Кодекс є регламентом функціонування газотранспортної системи України та визначає правові, технічні, організаційні та економічні засади функціонування газотранспортної системи України.

3. Дія цього

Кодексу поширюється на всіх суб'єктів ринку природного газу України: операторів суміжних систем, газовидобувні підприємства, замовників, споживачів та постачальників природного газу незалежно від підпорядкування та форми власності.

4. Доступ суб'єктів ринку природного газу до газотранспортної системи здійснюється на принципах:

рівного права доступу та приєднання для всіх суб'єктів ринку природного газу;

збереження цілісності, безпечної та стабільної роботи газотранспортної системи;

надання оператором газотранспортної системи послуг доступу та приєднання виключно на договірних засадах;

надання оператором газотранспортної системи послуг належної якості;

своєчасної та повної оплати послуг, наданих оператором газотранспортної системи.

5. Терміни, що використовуються в цьому Кодексі, мають такі значення:

алокація - підтвердження поділу за певний розрахунковий період фактичного обсягу (об'єму) природного газу, поданого для транспортування в точку входу або відібраного з точки виходу, між замовниками послуги транспортування, у тому числі в розрізі їх контрагентів (споживачів), що здійснюється відповідно до вимог розділу XII цього Кодексу;

базова ціна газу (далі - БЦГ) - ціна природного газу, яка формується протягом розрахункового періоду оператором газотранспортної системи на основі витрат на закупівлю, транспортування та зберігання природного газу;

балансування системи - діяльність, яка здійснюється оператором газотранспортної системи в рамках надання послуг транспортування, що полягає у врівноваженні попиту та пропозиції природного газу у газотранспортній системі, що охоплює фізичне балансування та комерційне балансування;

вища теплота згоряння - кількість теплоти, яку виділяє в результаті повного згоряння в повітрі визначена кількість природного газу, за умови, що реакція відбувається при постійному тиску; крім води, продукти згоряння знаходяться в газовому стані; вода, що виникає в процесі горіння, конденсується; всі продукти згоряння (у газоподібному стані та вода в рідинному стані) доводяться до тієї самої температури, яку мають субстрати;

відчуження потужності - відчуження договірної потужності між двома замовниками послуг транспортування в межах газотранспортної системи;

вільна потужність - частина технічної потужності газотранспортної системи, право користування якою не надане замовникам послуг транспортування або не реалізоване замовником послуг транспортування згідно з договором транспортування природного газу;

віртуальна точка - точка в газотранспортній системі з невизначеним фізичним розташуванням, в якій об'єднуються одна чи більше фізичних точок з фізичним розташуванням;

віртуальна точка, на якій відбувається передача природного газу, - точка в газотранспортній системі з невизначеним фізичним розташуванням, на якій відбувається передача природного газу;

газова доба - період часу з 05:00 всесвітньо координованого часу (далі - UTC) (з 07:00 за київським часом) дня до 05:00 UTC (до 07:00 за київським часом) наступного дня для зимового періоду та з 04:00 UTC (з 07:00 за київським часом) дня до 04:00 UTC (до 07:00 за київським часом) наступного дня для літнього періоду;

газовидобувне підприємство - суб'єкт господарювання, що займається видобутком (виробництвом) природного газу, у тому числі виробник біогазу або інших видів газу з альтернативних джерел;

газовий місяць - період часу, який розпочинається з першої газової доби поточного місяця і триває до початку першої газової доби наступного місяця;

газовий рік - період часу, який розпочинається з першої газової доби жовтня поточного календарного року і триває до першої газової доби жовтня наступного календарного року;

газорозподільна зона - територія ліцензованої діяльності оператора газорозподільної системи;

гарантована потужність - потужність газотранспортної системи, яка надається замовнику з гарантією реалізації права її користування протягом періоду надання послуг транспортування природного газу;

диспетчерська служба - підрозділ оператора газотранспортної системи, який здійснює оперативно-диспетчерське керування газотранспортною

системою;

договір приєднання - договір між оператором газотранспортної системи та замовником про приєднання об'єктів замовника до газотранспортної системи;

договір транспортування - договір, укладений між оператором газотранспортної системи та замовником послуг транспортування природного газу на основі типового договору транспортування природного газу, затвердженого Регулятором, згідно з яким оператор газотранспортної системи надає замовнику одну чи декілька складових послуг транспортування природного газу (замовлення розподілу потужності, замовлення транспортування природного газу, послуга балансування) на період та умовах, визначених у такому договорі, а замовник послуг транспортування оплачує оператору газотранспортної системи вартість отриманих послуг (послуги);

договірні перевантаження - перевищення попиту на послуги із транспортування природного газу з гарантією реалізації права користування потужністю над обсягом технічної потужності;

замовник послуг зберігання - юридична особа або фізична особа - підприємець, яка на підставі договору з оператором газосховища замовляє надання послуги зі зберігання (закачування, відбору) природного газу;

замовник послуг транспортування - юридична особа або фізична особа - підприємець, яка на підставі договору транспортування, укладеного з оператором газотранспортної системи, замовляє одну чи декілька складових послуг транспортування природного газу (замовлення розподілу потужності, замовлення транспортування природного газу, послуга балансування);

замовник приєднання - юридична особа або фізична особа - підприємець, яка бажає приєднати свої об'єкти до газотранспортної системи;

запас газу в газопроводах - обсяг природного газу, який перебуває в газопроводі;

зовнішнє газопостачання - газові мережі від місця забезпечення потужності до місця приєднання об'єкта або земельної ділянки замовника;

комерційне балансування - діяльність оператора газотранспортної системи, що полягає у визначенні та врегулюванні небалансу, який виникає з різниці між обсягами природного газу, що надійшли через точки входу, і обсягів природного газу, відібраного через точку виходу, у розрізі замовників послуг транспортування, що здійснюється на основі даних, отриманих у процедурі алокації;

комерційний вузол обліку природного газу (ВОГ) - вузол обліку, що застосовується для проведення комерційних розрахунків при визначенні об'єму (обсягу) транспортування (споживання/постачання) природного газу в точці комерційного обліку;

міждержавне з'єднання - сукупність всіх точок входу та точок виходу з/до газотранспортної системи іншої держави;

місце забезпечення (точка забезпечення) потужності - місце (точка) в існуючих газових мережах газотранспортного підприємства, від якого оператор газотранспортної системи забезпечує розвиток газових мереж з метою приєднання об'єктів замовника відповідної потужності;

місце приєднання (точка приєднання) - запроектована або існуюча межа балансової належності об'єктів замовника приєднання;

місячна номінація - заявка замовника послуг транспортування, надана оператору газотранспортної системи стосовно обсягів природного газу, які будуть подані замовником послуг транспортування протягом місяця в розрізі кожної доби до газотранспортної системи в точках входу та відібрані з газотранспортної системи в точках виходу, у тому числі у розрізі контрагентів (споживачів) замовника та їх точок комерційного обліку (за необхідності);

небаланс - різниця між обсягами природного газу, поданими замовником послуг транспортування для транспортування на точці входу, та відібраними замовником послуг транспортування з газотранспортної системи на точці виходу, що визначається за процедурою алокації;

несанкціонований відбір природного газу - відбір природного газу: за відсутності по суб'єкту ринку природного газу підтвердженої номінації (підтвердженого обсягу природного газу) на відповідний розрахунковий період; без укладення відповідного договору з постачальником; шляхом самовільного під'єднання та/або з навмисно пошкодженими приладами обліку природного газу або поза охопленням приладами обліку;

шляхом самовільного відновлення споживання природного газу;

нижча теплота згоряння - кількість тепла, яку виділяє в результаті повного згоряння в повітрі визначена кількість природного газу за умови, що реакція відбувається при постійному тиску, а всі продукти згоряння знаходяться в газовому стані та доводяться до тієї самої температури, яку мали субстрати;

номінація - заявка замовника послуг транспортування, надана оператору газотранспортної системи стосовно обсягів природного газу, які будуть подані замовником послуг транспортування протягом доби до газотранспортної системи в точках входу та відібрані з газотранспортної системи в точках виходу, у тому числі у розрізі контрагентів (споживачів) замовника та їх точок комерційного обліку (за необхідності);

оперативний балансовий рахунок (ОБР) - документ, у якому оператори газотранспортних систем України та сусідньої країни та/або оператор газотранспортної системи України та оператор газосховища зазначають обсяги балансування природного газу за звітний період по кожному пункту приймання-передачі газу;

оператор суміжної системи - оператор газорозподільної системи, оператор газосховища, оператор установки LNG, оператор іншої газотранспортної системи, який співпрацює з оператором газотранспортної системи;

операція з віртуального заміщення природного газу - операція, при якій приймання-передача природного газу здійснюється шляхом документального оформлення зустрічних потоків природного газу: який знаходиться в суміжних газотранспортних системах, перевізниками-операторами газотранспортних систем України та сусідньої країни по кожному пункту приймання-передачі газу окремо, без його переміщення трубопровідним транспортом через митний кордон України; який надходить до газотранспортної системі та/або знаходиться у газосховищах України під митним контролем - перевізником-оператором газотранспортної системи України та оператором газосховища, без його фізичного закачування/відбору в/з газосховища;

підключення до газотранспортної системи - фізичне підключення (врізка) об'єктів замовників до газотранспортної системи;

підтверджена номінація - підтверджений оператором газотранспортної системи обсяг природного газу замовника послуг транспортування, який буде прийнятий від замовника в точках входу до газотранспортної системи та/або переданий замовнику в точках виходу з газотранспортної системи у відповідний період, у тому числі у розрізі контрагентів (споживачів) замовника та їх точок комерційного обліку (за необхідності);

підтверджений обсяг природного газу - обсяг (об'єм) природного газу споживача (у тому числі прямого споживача), погоджений оператором газотранспортної системи на відповідний розрахунковий період із ресурсу постачальника споживача, що включений до підтвердженої номінації цього постачальника;

потужність - максимально допустиме перетікання обсягу природного газу, виражене в одиницях енергії до одиниці часу, що надається замовнику послуг транспортування відповідно до договору транспортування;

потужність приєднання - запланована максимальна можливість подачі або прийому природного газу за одну годину;

"правило меншого" - принцип, який застосовується оператором газотранспортної системи у випадках, якщо обсяг природного газу, зазначений в номінаціях/реномінаціях, у точці входу та точці виходу не співпадає і полягає в підтвердженні найменшого із заявлених обсягів природного газу в номінації/реномінації та інформує про це замовників послуг транспортування;

переривчаста потужність - потужність газотранспортної системи, яка надається замовнику без гарантії реалізації права користування нею, а з можливістю її обмеження (переривання) на умовах, визначених договором транспортування природного газу та цим Кодексом;

прямий споживач - споживач, об'єкти якого приєднані безпосередньо до газотранспортної системи;

реномінація - зміна підтвердженої номінації;

робочі дні - дні з понеділка до п'ятниці, за винятком святкових днів, передбачених законодавством, та робочих днів, перенесених на вихідні дні відповідно до законодавства;

розподіл потужності - частина договору

транспортування, яка визначає порядок та умови надання і реалізації права на користування договірною потужністю, яке надається замовнику транспортування у визначеній точці входу або точці виходу;

розподілена (договірна) потужність - частина технічної потужності газотранспортної системи, яка розподілена замовнику послуг транспортування згідно з договорами транспортування;

суміжна система - інша газотранспортна система, газорозподільна система, газосховище, установка LNG, газотранспортна інфраструктура газовидобувного підприємства, прямого споживача, інша система, що мають фізичне з'єднання з газотранспортною системою;

технічні умови - документ, що визначає комплекс умов і вимог до інженерного забезпечення приєднання об'єкта системи газоспоживання або газопостачання та його підключення до газотранспортної системи і містить вихідні дані для проектування;

транскордонний газопровід - магістральний газопровід, що перетинає лінію кордону між Україною та сусідньою державою та призначений для сполучення газотранспортних систем України з газотранспортними системами цієї держави (далі - Інтерконектор);

управління системними обмеженнями - комплекс заходів, що здійснюються оператором газотранспортної системи в рамках наданих послуг транспортування з метою забезпечення безпечного функціонування газотранспортної системи, а також забезпечення необхідних технічних параметрів природного газу;

фізичне балансування - заходи, що вживаються оператором газотранспортної системи для забезпечення цілісності газотранспортної системи, а саме, необхідного співвідношення обсягів природного газу, що фізично надійшли через точки входу, і обсягів природного газу, фізично відібраного з точок виходу;

фізичні перевантаження - перевищення попиту на послуги із транспортування природного газу над обсягом технічної потужності газотранспортної системи;

EIC-код - код енергетичної ідентифікації суб'єкта ринку природного газу та/або точки комерційного обліку, визначений за правилами Європейської мережі операторів газотранспортних систем (ENTSOG), з метою уніфікації та однозначної ідентифікації суб'єктів ринку природного газу та точок комерційного обліку, розміщених на об'єктах газової інфраструктури, у тому числі для участі у регіональних (міжнародних) газових ринках, та для забезпечення спрощення процедур зміни постачальників природного газу та електронного обміну даними між суб'єктами ринку природного газу;

ENTSOG - європейська мережа операторів газотранспортних систем.

Інші терміни використовуються в цьому Кодексі у значеннях, наведених у Законах України "Про ринок природного газу", "Про метрологію та метрологічну діяльність", "Про трубопровідний транспорт", "Про нафту і газ", "Про забезпечення комерційного обліку природного газу", "Про регулювання містобудівної діяльності".

2. Умови визначення обсягу та фізико-хімічних показників природного газу

1. Визначення обсягу та фізико-хімічних показників природного газу проводиться за нормальних та стандартних умов.

Нормальні умови

Визначення обсягу газу:

Тиск Рн:

101,325 кПа

Температура Тн:

273,15 K (= 0° C)

Визначення вищої теплоти згоряння:

Тиск Рн

101,325 кПа

Температура згоряння Тзг:

298,15 K (= 25° C)

Температура вимірювання Тн:

273,15 K (= 0° C)

Стандартні умови

Визначення обсягу газу:

Тиск Рс:

101,325 кПа (760 мм рт. ст.)

Температура Тс:

293,15 K (= 20° C)

Визначення нижчої теплоти згоряння:

Тиск Рс:

101,325 кПа

Температура згоряння Тзг:

298,15 K (= 25° C)

Температура вимірювання Тс:

293,15 K (= 20° C)

2. Визначення обсягу в енергетичних одиницях проводиться шляхом множення об'єму на теплоту згоряння за умов, визначених у пункті 1 цієї глави.

3. Перерахунки значень об'єму та теплоти згоряння на різні стандартні умови проводяться згідно з чинними нормативними документами.

3. Основні засади доступу до газотранспортної системи

1. Оператор газотранспортної системи на підставі договору транспортування природного газу та згідно з умовами, визначеними в цьому Кодексі, надає суб'єктам ринку природного газу:

право користування газотранспортною системою на

використання газотранспортної системи в межах розподілу потужностей на точках входу та виходу;

послуги транспортування природного газу газотранспортною системою через газотранспортну систему в межах договірних потужностей та підтверджених номінацій;

послуги балансування обсягів природного газу, які подаються до газотранспортної системи і відбираються з неї.

2. Виробники біогазу або інших видів газу з альтернативних джерел мають право на отримання доступу до газотранспортних і газорозподільних систем, газосховищ, установки LNG та на приєднання до газотранспортних та газорозподільних систем за умови дотримання технічних норм та стандартів безпеки відповідно до законодавства та за умови, що біогаз або інші види газу з альтернативних джерел за своїми фізико-технічними характеристиками відповідають стандартам на природний газ.

3. Оператор газотранспортної системи, застосовуючи об'єктивні та прозорі засади, які забезпечують однакове поводження із замовниками послуг транспортування, а також беручи до уваги вимоги захисту довкілля, забезпечує:

стале функціонування газотранспортної системи та виконання договорів транспортування природного газу із замовником послуг транспортування;

функціонування газотранспортної системи в скоординований та ефективний спосіб зі збереженням необхідної надійності транспортування природного газу та його якості;

експлуатацію, ремонти мереж, установок та пристроїв газотранспортної системи разом зі з'єднаннями з іншими газовими системами в спосіб, що гарантує надійність функціонування газотранспортної системи;

спроможність газотранспортної системи задовольняти потреби у транспортуванні природного газу, а також можливість її розвитку при зростанні потреб в обсягах транспортування;

співпрацю з операторами суміжних систем або суб'єктами ринку природного газу з метою надійного та ефективного функціонування газових систем, а також координацію їх розвитку;

оперативно-диспетчерське управління транспортуванням природного газу, а також підтримку його якісних та кількісних параметрів у газотранспортній системі та в точках входу та виходу в/з неї;

вжиття заходів, необхідних для надійного функціонування газотранспортної системи;

балансування системи та управління перевантаженнями в газотранспортній системі, а також проведення розрахунків із замовниками послуг транспортування, які виникають через їх незбалансованість;

надання операторам суміжної системи, замовникам послуг транспортування інформації про умови надання послуг із транспортування;

управління перевантаженнями для замовників послуг транспортування та прямих споживачів;

впровадження періодичних досліджень потреби ринку в новій транспортній інфраструктурі, результати яких враховуються при підготовці планів розвитку.

4. Експлуатацію газотранспортної системи здійснює виключно оператор газотранспортної системи.

5. Оператор газотранспортної системи надає доступ до газотранспортної системи в межах технічної та вільної потужності газотранспортної системи.

6. У разі неочікуваного зростання споживання природного газу споживачами, виникнення перебоїв в транспортуванні природного газу, аварійної ситуації, що загрожує безпеці функціонування газотранспортної системи, оператор газотранспортної системи зобов'язаний вжити заходів, передбачених цим Кодексом, Національним планом дій та правилами про безпеку постачання природного газу, затвердженими центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в нафтогазовому комплексі (далі - Національний план дій, правила про безпеку постачання природного газу).

7. Оператор газотранспортної системи здійснює надання послуг транспортування природного газу з моменту отримання природного газу в точці входу та до моменту передачі природного газу в точці виходу.

8. Взаємодія оператора газотранспортної системи з оператором іншої газотранспортної системи регулюється угодою про взаємодію, яка укладається з урахуванням вимог цього Кодексу.

9. Замовник послуг транспортування користується потужністю газотранспортної системи на засадах, визначених Законом України "Про ринок

природного газу", цим Кодексом, а також договором транспортування природного газу.

10. Прямий споживач забезпечує:

доступ оператора газотранспортної системи до вузлів обліку природного газу, які перебувають у його власності;

дотримання обмежень споживання природного газу, які полягають в обмеженні максимальної кількості споживання природного газу за годину та на добу згідно з повідомленнями оператора газотранспортної системи;

можливість цілодобового зв'язку оператора газотранспортної системи з прямим споживачем у разі виникнення раптових подій, які мають вплив на виконання транспортних послуг;

негайне виконання розпорядження диспетчерських служб оператора газотранспортної системи.

Прямий споживач, який є власником комерційного вузла обліку природного газу, зобов'язаний:

утримувати об'єкти газової інфраструктури в належному технічному стані;

виконувати періодичні перевірки та повірки вузла обліку в пункті одержання природного або передачі природного газу згідно з положеннями Кодексу та технічними нормами та стандартами;

інформувати оператора газотранспортної системи про терміни виконуваних періодичних перевірок, повірок та надання його представникам доступу до комерційного вузла обліку під час здійснення цих робіт;

забезпечувати доступ представників(а) оператора газотранспортної системи для перевірки належної роботи комерційного вузла обліку природного газу;

забезпечувати виконання перевірки належної роботи системи комерційного вузла обліку природного газу за кожним запитом оператора газотранспортної системи, але не частіше одного разу на тиждень;

надавати представникам оператора газотранспортної системи можливість пломбування комерційного вузла обліку газу;

надавати оператору газотранспортної системи можливість дистанційного зчитування даних вимірювання у разі функціонування системи телеметрії та встановлювати системи телеметрії;

надавати оператору газотранспортної системи можливість встановлення власної системи телеметрії.

Прямий споживач, який не є власником комерційного вузла обліку природного газу, зобов'язаний утримувати об'єкти газової інфраструктури в належному технічному стані та має право:

бути поінформованим про терміни періодичних перевірок та повірок, які виконуються службами оператора газотранспортної системи, і може бути присутнім під час здійснення цих робіт;

опломбовувати засоби вимірювальної техніки, допоміжні пристрої та елементи газопроводів у місцях, де несанкціоноване втручання може вплинути на результати вимірювань об'єму газу;

здійснювати дистанційне зчитування вимірювальних даних у разі функціонування системи телеметрії на газорозподільній станції;

встановлювати власну систему телеметрії в порядку, визначеному цим Кодексом, за відсутності телеметрії та надавати оператору газотранспортної системи можливість отримання даних.

II. ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОТРАНСПОРТНОЇ СИСТЕМИ, ВИЗНАЧЕННЯ ТОЧОК ВХОДУ І ТОЧОК ВИХОДУ

1. Характеристика газотранспортної системи

1. До складу газотранспортної системи у межах балансової приналежності оператора газотранспортної системи входять:

газопроводи з відводами та лупінгами від місця видобутку чи підземного зберігання газу (вихід з установки підготовки газу на об'єктах газодобування чи газосховище) до місця його розподілення зі зниженням тиску до 1,2 МПа (вихід із газорозподільної станції) з перекривною арматурою, переходами через природні і штучні перешкоди (автомобільні дороги, залізниці, канали тощо), вузлами запускання та приймання очисних засобів, вузлами збирання і зберігання газового конденсату, засобами введення в газопровід метанолу, ємностями для зберігання і розгазування конденсату, земляними амбрами для аварійного зливання конденсату;

компресорні станції;

газорозподільні станції;

установки підготовки газу;

установки протикорозійного захисту;

лінії і споруди систем технологічного зв'язку і телемеханіки;

лінія електропередачі і обладнання для електроживлення електроустановок магістральних газопроводів, систем телемеханіки та установок електрохімічного захисту;

газовимірювальні станції (ГВС), газовимірювальні пункти і газовимірювальні

блоки на лінійній частині магістрального газопроводу;

міжгазопровідні пункти редукування газу;

протипожежні засоби, протиерозійні і захисні споруди газопроводів;

будівлі та споруди на лінійній частині магістрального газопроводу;

розпізнавальні і сигнальні знаки місцезнаходження газопроводів, що призначені для обслуговування технологічних об'єктів газотранспортної системи та знаходяться на балансі оператора газотранспортної системи;

інші об'єкти газотранспортної системи.

2. Визначення точок входу і точок виходу, віртуальних точок газотранспортної системи

1. У газотранспортній системі виділяються такі точки входу:

1) точки входу з фізичним розташуванням (далі - фізична точка) у підключеннях до:

газотранспортних систем сусідніх країн;

родовищ природного газу, виробництва біогазу або інших видів газу з альтернативних джерел;

установок LNG;

газосховищ;

2) віртуальні точки входу з невизначеним фізичним розташуванням (далі - віртуальна точка):

точки входу з газорозподільної системи чи групи газорозподільних систем (місце надходження газу від газодобувних підприємств чи виробників біогазу, підключених до газорозподільної системи);

точки входу в газосховище чи групу газосховищ;

точки входу з групи газовидобувних підприємств;

точка входу, в якій відбувається передача природного газу.

2. У газотранспортній системі виділяються такі точки виходу:

1) точки виходу з фізичним розташуванням (далі - фізична точка) до:

газотранспортних систем сусідніх країн;

прямих споживачів;

газорозподільних систем;

газосховищ;

2) віртуальні точки виходу з невизначеним фізичним розташуванням (далі - віртуальна точка):

точка виходу до газорозподільної системи;

точки виходу у підключенні з газосховищами або з групами газосховищ;

точка виходу, в якій відбувається передача природного газу;

точка виходу для операцій оператора газотранспортної системи, пов'язаних із закупівлею оператором газотранспортної системи природного газу для власних потреб та виробничо-технологічних витрат.

3. Для кожної газорозподільної зони оператор газотранспортної системи створює одну віртуальну точку виходу до газорозподільної системи, що охоплює всі точки виходу до цієї системи, розташовані на території ліцензованої діяльності оператора газорозподільної системи.

4. Для кожної газорозподільної зони оператор газотранспортної системи створює одну віртуальну точку входу з газорозподільної системи, якщо до газорозподільної системи підключені об'єкти видобування природного газу та/або виробництва біогазу та інших видів газу з альтернативних джерел.

5. Оператор газотранспортної системи розміщує на власному веб-сайті перелік усіх точок входу та виходу газотранспортної системи.

III. НОРМИ ЯКОСТІ, ФІЗИКО-ХІМІЧНІ ПОКАЗНИКИ ТА ІНШІ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИРОДНОГО ГАЗУ, ПРАВИЛА ОБЛІКУ ТА ДОКУМЕНТАЛЬНЕ ОФОРМЛЕННЯ ПРИЙМАННЯ-ПЕРЕДАЧІ ПРИРОДНОГО ГАЗУ

1. Норми якості, фізико-хімічні показники та інші характеристики природного газу, що допускається до транспортування в газотранспортній системі

1. Відповідальним за якість газу є:

1) у точках входу (крім точок входу на міждержавному з'єднанні) - оператори суміжних систем, газовидобувні підприємства, виробники біогазу та інших видів газу з альтернативних джерел, які подають природний газ до газотранспортної системи в точці входу. У точках входу на міждержавному з'єднанні відповідальним є замовник послуг транспортування;

2) у точках виходу - оператор газотранспортної системи.

2. Визначення фізико-хімічних показників та інших характеристик (далі - ФХП) природного газу проводиться у точках входу і точках виходу.

3. Визначення ФХП природного газу у точках виходу газотранспортної системи проводиться оператором газотранспортної системи на умовах, визначених цим Кодексом та погоджених з операторами суміжних систем або прямими споживачами, з використанням автоматичних потокових приладів (автоматичних хроматографів та вологомірів) та/або вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій.

4. Точки визначення ФХП природного газу можуть знаходитись як на комерційних вузлах обліку газу (ВОГ) та пунктах вимірювання витрат газу (ПВВГ),

так і на інших точках магістральних газопроводів, від яких подається газ через вищезазначені комерційні ВОГ та ПВВГ. Оператор газотранспортної системи повинен визначати точки визначення ФХП (місця відбору проб) таким чином, щоб гарантувати, що значення теплоти згоряння відібраної проби не відрізнялось більше ніж на +/-5 % у ту саму добу від теплоти згоряння природного газу по будь-якому фізичному виходу комерційного обліку газу, на який ці значення ФХП розповсюджуються.

5. Визначення ФХП природного газу у точках входу газотранспортної системи проводиться на комерційних ВОГ (ПВВГ) операторів суміжних систем або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи з використанням автоматичних потокових приладів (автоматичних хроматографів та вологомірів) та/або вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій.

6. Точки визначення ФХП (місця відбору проб) природного газу та періодичність проведення вимірювань при використанні для визначення ФХП вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій узгоджуються оператором газотранспортної системи з операторами суміжних систем або іншими суб'єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи, окремим протоколом.

7. Точки входу та точки виходу до/з газотранспортної системи, через які передається природний газ з максимальною витратою за стандартних умов, що перевищує 30000 м3/год, мають бути обладнані приладами, які на безперервній основі забезпечують контроль компонентного складу, теплоти згоряння та температури точки роси за вологою природного газу (зокрема автоматичними хроматографами та вологомірами), з можливістю дистанційного їх контролю та передачі даних підрозділам оператора газотранспортної системи. Для нових точок входу/виходу до/з газотранспортної системи, через які подається природний газ, норма щодо обладнання приладами, які на безперервній основі забезпечують контроль ФХП природного газу, є обов'язковою не залежно від величини об'єму передачі природного газу.

8. У разі виходу з ладу автоматичних потокових приладів за погодженням з оператором газотранспортної системи допускається на період усунення несправності використання для визначення теплоти згоряння, компонентного складу газу та температури точки роси за вологою хіміко-аналітичних лабораторій.

9. Періодичність визначення компонентного складу, теплоти згоряння та температури точки роси за вологою при використанні вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій повинна бути не рідше, ніж один раз на тиждень.

10. До визначення ФХП допускаються вимірювальні хіміко-аналітичні лабораторії, що у встановленому законодавством порядку отримали право на виконання таких робіт.

11. Для точок входу і точок виходу визначаються такі значення ФХП:

компонентний склад;

нижча та вища теплота згоряння;

густина газу;

вміст сірководню та меркаптанової сірки;

вміст механічних домішок;

число Воббе;

температура точки роси за вологою;

температура точки роси за вуглеводнями.

12. Визначення ФХП природного газу та відбір проб газу проводиться згідно з вимогами чинних нормативно-технічних документів. При цьому уповноважені представники оператора суміжних систем мають право бути присутніми під час відбору проб газу та/або при проведенні його аналізу з визначення ФХП.

13. Природний газ, що подається в газотранспортну систему, повинен відповідати таким вимогам:

вміст метану (C1), мол. %

мінімум

90

вміст етану (C2), мол. %

максимум

7

вміст пропану (C3), мол. %

максимум

3

вміст бутану (C4), мол. %

максимум

2

вміст пентану та інших більш

важких вуглеводнів (C5+), мол. %

максимум

1

вміст азоту (N 2), мол. %

максимум

5

вміст вуглецю (CO2), мол. %

максимум

2

вміст кисню (O2), мол. %

максимум

0,02

вища теплота згоряння (25° C/20° C)

мінімум

36,20 МДж/м3 (10,06 кВт·год/м3)

максимум

38,30 МДж/м3 (10,64 кВт·год/м3)

вища теплота згоряння (25° C/0° C)

мінімум

38,85 МДж/м3 (10,80 кВт·год/м3)

максимум

41,10 МДж/м3 (11,42 кВт·год/м3)

нижча теплота згоряння (25° C/20° C)

мінімум

32,66 МДж/м3 (09,07 кВт·год/м3)

максимум

34,54 МДж/м3 (09,59

кВт·год/м3)

температура точки роси за вологою° C

при абсолютному тиску газу 3,92 МПа

не перевищує мінус 8 (-8)

температура точки роси за вуглеводнями

при температурі газу не нижче 0° C

не перевищує 0° C

вміст механічних домішок:

відсутні

вміст сірководню, г/м3

максимум 0,006

вміст меркаптанової сірки, г/м3

максимум 0,02

14. ФХП у прикордонних точках входу та виходу повинні відповідати вимогам зовнішньоекономічних договорів, угодам про взаємодію та вимогам пункту 13 цієї глави.

15. Оператор газотранспортної системи має право не приймати в газотранспортну систему природний газ у випадках невідповідності ФХП газу у точках входу вимогам пункту 13 цієї глави.

16. Якщо природний газ, що не відповідає вимогам пункту 13 цієї глави, був завантажений в газотранспортну систему з причин, незалежних від оператора газотранспортної системи, оператор газотранспортної системи одержує від суб'єкта, який подав у газотранспортну систему неякісний газ, додаткову оплату, визначену в договорі транспортування.

17. ФХП транспортованого природного газу у точках виходу повинні відповідати вимогам пункту 13 цієї глави, за винятком вимог щодо вмісту меркаптанової сірки.

18. Якщо природний газ, що був переданий в точках виходу з газотранспортної системи, не відповідає встановленим вимогам пункту 17 цієї глави, оператор газотранспортної системи сплачує оператору газорозподільної системи, оператору газосховищ, прямому споживачу додаткову оплату, визначену в договорі транспортування.

19. Значення ФХП природного газу, що транспортується, визначається:

для точок, в яких були встановлені потокові засоби вимірювань, для кожної години;

для точок, які не були обладнані засобами вимірювання складу природного газу (не були встановлені хроматографи, вологоміри), на підставі останнього вимірювання, проведеного вимірювальною хіміко-аналітичною лабораторією.

20. Місячні паспорти-сертифікати ФХП газу підлягають оприлюдненню на веб-сайті оператора газотранспортної системи.

21. Оператор газотранспортної системи надає операторам суміжних систем або іншим суб'єктам, безпосередньо підключеним до газотранспортної системи, оперативні дані ФХП природного газу за всіма узгодженими точками його визначення, який має містити такі чисельні значення:

густина газу;

вміст азоту;

вміст вуглекислого газу;

температура точки роси за вологою;

температура точки роси за вуглеводнями;

число Воббе;

теплота згоряння.

22. Газ, що подається споживачам, повинен бути одоризованим згідно з вимогами чинних нормативно-технічних документів. В окремих випадках, які визначаються угодами з операторами суміжних систем або іншими суб'єктами, що безпосередньо підключені до газотранспортної системи, допускається подача неодоризованого природного газу.

23. Оператор газотранспортної системи є відповідальним за забезпечення оптимального режиму одоризації газу.

2. Порядок обліку природного газу

1. Приймання-передача природного газу у фізичних точках входу та точках виходу здійснюється виключно за наявності комерційного ВОГ (ПВВГ).

2. Комерційний облік природного газу проводиться на комерційному ВОГ (ПВВГ) сторони, що передає природний газ. Якщо у сторони, що передає газ, відсутній комерційний ВОГ (ПВВГ), комерційний облік природного газу проводиться на комерційному ВОГ (ПВВГ) сторони, що приймає газ.

3. Комерційний ВОГ (ПВВГ) у точці входу до газотранспортної системи має бути розташований у точці приєднання, яка має співпадати з межею балансової належності між операторами суміжних систем або іншими суб'єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи. У випадку, якщо комерційний ВОГ (ПВВГ) у точці входу до газотранспортної системи не розташований у точці приєднання, яка має співпадати з межею балансової належності між операторами суміжних систем або іншими суб'єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи, власник комерційного ВОГ (ПВВГ) передає оператору газотранспортної системи на обслуговування на підставі договору відповідну інфраструктуру від комерційного ВОГ (ПВВГ) до межі балансової належності, який передбачає покриття відповідних

витрат оператора газотранспортної системи.

4. На газорозподільній станції комерційні ВОГ (ПВВГ) можуть бути встановлені на газопроводі високого тиску до вузла редукування, а на газопроводі низького тиску після вузла редукування.

5. Якщо комерційні ВОГ (ПВВГ), у тому числі прикордонні ГВС (ПВВГ) як у точці входу, так і точці виходу розташовані до (після) межі балансової належності, обсяг переданого газу зменшується (збільшується) на розрахункову величину виробничо-технологічних витрат на ділянці між цим комерційним ВОГ (ПВВГ) і межею балансового розподілу суміжних суб'єктів господарювання.

6. Якщо після комерційного ВОГ (ПВВГ) на газорозподільній станції здійснюється відбір газу на газоспоживаюче обладнання оператора газотранспортної системи (котли опалення чи підігрівачі газу), це обладнання має бути забезпечене окремим вузлом обліку газу відповідно до вимог чинного законодавства.

7. Обсяги інших виробничо-технологічних витрат природного газу після комерційного вузла обліку газу на газорозподільних станціях, у тому числі на газорегулюючому обладнанні, запобіжних пристроях, скидних клапанах, продувних свічках тощо, визначаються за результатами інструментального визначення обсягів виробничо-технологічних витрат, що провадиться за графіком або розрахунком погодженими сторонами.

8. Вимоги до складових частин вузла обліку природного газу, правил експлуатації приладів обліку, порядку вимірювання його обсягів та визначення якості визначаються технічними регламентами та нормами, правилами і стандартами, які встановлюються і затверджуються центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в нафтогазовому комплексі.

9. Особливості обліку природного газу у точках входу та точках виходу між оператором газотранспортної системи та операторами суміжних систем (окрім оператора газорозподільних систем) або іншими суб'єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи, регулюються Кодексом та технічною угодою, що укладається між вказаними суб'єктами (далі - Технічна угода). Особливості обліку природного газу у точках входу та точках виходу між оператором газотранспортної системи та оператором газорозподільної системи регулюються положеннями Кодексу та у випадку необхідності Технічною угодою, яка не може суперечити положенням Кодексу.

10. Для точок входу і точок виходу визначаються такі значення:

обсяг природного газу за годину;

обсяг природного газу за добу;

обсяг природного газу за місяць;

ФХП газу;

тиск газу.

11. Погодинний обсяг природного газу в енергетичних одиницях, який передається у точці входу і відбирається у точці виходу, визначається як добуток об'єму природного газу, виміряного у відповідній точці входу або виходу і теплоти згоряння, визначеної для такої точки входу або точки виходу.

12. Обсяг природного газу за добу визначається як сума погодинних обсягів природного газу.

13. Обсяг природного газу за місяць визначається як сума добових обсягів природного газу.

14. При використанні потокового хроматографа погодинна теплота згоряння є середнім арифметичним від проведених вимірювань за годину.

Теплота згоряння за добу є середнім значенням погодинних значень теплоти згоряння.

Теплота згоряння за місяць є середнім значенням теплоти згоряння за кожну добу.

15. Якщо визначення теплоти згоряння проводиться з використанням хіміко-аналітичної лабораторії, теплота згоряння за місяць є середнім арифметичним значень теплоти згоряння кожного результату вимірювань за місяць.

16. Вимоги до технічних рішень, які застосовуються при будівництві, реконструкції чи капітальному ремонті комерційних ВОГ (ПВВГ), визначаються:

для комерційних ВОГ (ПВВГ), що знаходяться у власності оператора газотранспортної системи, - оператором газотранспортної системи;

для комерційних ВОГ (ПВВГ), що знаходяться не у власності оператора газотранспортної системи, - технічними умовами, що видаються оператором газотранспортної системи.

17. Введення в експлуатацію власником нового або реконструйованого комерційного ВОГ (ПВВГ) проводиться не раніше ніж за 10 робочих днів з дати

повідомлення представників оператора суміжних систем або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи про проведення перевірки готовності вводу комерційного ВОГ (ПВВГ) до експлуатації з оформленням двостороннього акта. Повідомлення повинне містити дату, час та місце проведення перевірки готовності вводу комерційного ВОГ (ПВВГ). Введення в експлуатацію комерційного ВОГ (ПВВГ) проводиться у присутності інженерно-технічного персоналу власника комерційного ВОГ (ПВВГ) у дату, вказану в повідомленні.

18. Якщо на дату, вказану у письмовому повідомленні, представник оператора суміжних систем або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи, не з'явився для введення комерційного ВОГ (ПВВГ) в експлуатацію, то власник комерційного ВОГ (ПВВГ) має право скласти акт введення в експлуатацію комерційного ВОГ (ПВВГ) в односторонньому порядку з позначкою в акті, що представник оператора суміжних систем або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи, для участі у введенні комерційного ВОГ (ПВВГ) в експлуатацію не з'явився. Копію одностороннього акта оператор газотранспортної системи надсилає Регулятору.

19. У разі відповідності комерційного ВОГ (ПВВГ) вимогам технічних регламентів та норм, правил і стандартів, що підтверджується уповноваженими на це організаціями, оператор суміжної системи або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи, не може відмовити власнику комерційного ВОГ (ПВВГ) у підписанні акта введення ВОГ (ПВВГ) у комерційну експлуатацію.

20. Власник комерційного ВОГ (ПВВГ) забезпечує його безперебійне та надійне функціонування і здійснює невідкладні заходи щодо відновлення працездатності ВОГ (ПВВГ) з наступним інформуванням оператора суміжної системи каналами диспетчерського зв'язку. Капітальний, поточний ремонт, технічне обслуговування ВОГ (ПВВГ), що потребує втручання у роботу вимірювальних систем, здійснюється його власником за письмовим повідомленням оператора суміжної системи без попереднього погодження з ним технічних рішень шляхом складання двостороннього протоколу (акта) про проведення таких робіт.

21. Суб'єкт ринку природного газу, на балансі якого перебувають комерційні або дублюючі ВОГ (ПВВГ), забезпечує їх належний технічний стан, своєчасне внесення інформації про ФХП природного газу в обчислювачі/коректорі.

22. На комерційному ВОГ (ПВВГ) вимірювання об'єму газу проводяться з використанням електронних обчислювачів/коректорів об'єму газу. Програмне забезпечення обчислювачів/коректорів та результати вимірювання об'єму газу повинні бути захищені від несанкціонованого втручання.

23. Порядок проведення спільних перевірок комерційних ВОГ (ПВВГ), порядок взаємодії сторін при виникненні позаштатних ситуацій, порядок вирішення спорів з питань визначення кількості транспортованого природного газу та його ФХП визначаються згідно з вимогами цього розділу та правил про безпеку постачання природного газу.

24. Для підвищення надійності вимірювань об'єму природного газу через комерційні ВОГ (ПВВГ) оператор суміжних систем або інші суб'єкти, безпосередньо підключені до газотранспортної системи, мають право встановлювати на комерційному ВОГ (ПВВГ) дублюючі автоматичні обчислювачі/коректори та/або побудувати дублюючий ВОГ (ПВВГ) за межами балансової належності власника комерційного ВОГ (ПВВГ).

25. Установлення дублюючих обчислювачів/коректорів або вузлів обліку газу здійснюється відповідно до погоджених власником комерційного ВОГ (ПВВГ) технічного завдання та робочого проекту. У проекті дублюючого ВОГ (ПВВГ) відображаються потоки газу, межі балансової належності, розташування засобів вимірювальної техніки, газоспоживаючого чи газорегулюючого обладнання, їх послідовність, комутаційні з'єднання тощо. Установлення дублюючих обчислювачів/коректорів або вузлів обліку газу не повинно впливати на роботу комерційного ВОГ.

26. Введення дублюючих обчислювачів/коректорів або дублюючих ВОГ (ПВВГ) в експлуатацію оформлюється двостороннім актом. У разі встановлення дублюючих обчислювачів/коректорів або ВОГ (ПВВГ) сторони мають

рівні права на отримання вихідної інформації та доступ до дублюючих вимірювальних комплексів.

3. Порядок перевірок, повірок, експертиз вузлів обліку газу

1. Суб'єкт, який приймає природний газ у точці виходу чи входу, має право контролювати правильність експлуатації комерційного ВОГ (ПВВГ), здійснювати його контрольний огляд та/або технічну перевірку (калібрування) згідно з річними графіками, погодженим суб'єктом, який передає природний газ.

2. У разі необхідності позачергового контрольного огляду та/або технічної перевірки, повірки (калібрування) комерційного ВОГ (ПВВГ) суб'єкт, який приймає/передає природний газ, письмово доводить це до відома власника комерційного ВОГ (ПВВГ). Перевірка проводиться у присутності інженерно-технічного персоналу власника ВОГ (ПВВГ) не пізніше ніж у 5-денний строк з дня надходження письмового повідомлення.

3. Оператор газотранспортної системи та суб'єкт, який приймає/передає природний газ, мають право здійснювати періодичні та позачергові перевірки комерційного ВОГ (ПВВГ) у присутності інженерно-технічного персоналу власника комерційного ВОГ (ПВВГ) у робочий час.

4. У випадку виявлення недоліків, що впливають на правильність визначення кількості та якості газу, оператор газотранспортної системи / суб'єкт, який приймає/передає природний газ, роблять записи в журналі та спільно з власником комерційного ВОГ (ПВВГ) складають двосторонній акт.

5. Якщо у погоджені терміни, визначені річними графіками контрольних оглядів та/або технічних перевірок, повірок (калібрування), представник(и) оператора суміжної системи або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи, не з'явився(лися) на комерційний ВОГ (ПВВГ) для участі у проведенні перевірки комерційного вузла обліку газу або повірки (калібрування) засобів вимірювальної техніки (далі - ЗВТ), то власник комерційного ВОГ (ПВВГ) може самостійно розпломбувати систему обліку, забезпечити проведення перевірки, повірки (калібрування) та скласти протокол перевірки, повірки (калібрування), в якому зазначити, що представник оператора суміжної системи для проведення перевірки, повірки (калібрування) не з'явився.

6. У випадку позаштатної ситуації (вихід з ладу вимірювального перетворювача, обчислювача, системи живлення та іскрозахисту) власник комерційного ВОГ (ПВВГ) має терміново вжити заходів щодо забезпечення нормальної роботи комерційного ВОГ (ПВВГ), про що повідомляє оператора суміжної системи або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи диспетчерськими каналами зв'язку, та може в односторонньому порядку проводити відновлювальні роботи (калібрування, налагодження, техобслуговування ЗВТ і приладів) з попереднім розпломбуванням системи обліку.

7. Між оператором газотранспортної системи та оператором суміжної системи або іншими суб'єктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи, погоджується графік періодичної перевірки стану приладів для визначення ФХП природного газу в місцях визначення ФХП.

8. У разі необхідності позачергової перевірки стану визначення ФХП газу оператора суміжної системи або інших суб'єктів, безпосередньо підключених до газотранспортної системи, письмово доводить це до відома власника комерційного ВОГ (ПВВГ) із зазначенням місця, в якому має бути здійснений контрольний відбір проби газу та часу здійснення цих заходів. Перевірка проводиться у присутності інженерно-технічного персоналу власника комерційного ВОГ (ПВВГ) не пізніше ніж у 5-денний строк з дня надходження письмового повідомлення.

4. Порядок ведення обліку газу в разі тимчасової несправності або виведення комерційного ВОГ (ПВВГ) з експлуатації

1. Комерційний ВОГ (ПВВГ) може тимчасово бути виведений з експлуатації на період проведення повірки, перевірки, капітального, поточного ремонту, ліквідації аварійних ситуацій або технічного обслуговування.

2. При виведенні з експлуатації комерційних ВОГ (ПВВГ) кількість поданого газу за звітний період визначається за показами дублюючих обчислювачів/коректорів або дублюючих ВОГ (у разі їх введення в експлуатацію), а за їх відсутності - відповідно до пунктів

4 - 6 цієї глави.

3. У разі пошкодження пломби на комерційному ВОГ (ПВВГ) інша сторона має право вимагати визначення кількості газу за поточний місяць на підставі показів дублюючого ВОГ (ПВВГ).

4. Якщо вимірювання не проводились за період не більше 3-х годин, кількість газу визначається на підставі середньогодинних значень за 3 години до виводу з експлуатації та 3 годин після відновлення нормального режиму за умови транспортування газу.

5. Якщо вимірювання не проводились терміном до трьох діб, кількість газу визначається за середньогодинними даними попередніх трьох діб.

6. Якщо вимірювання не проводились терміном більше трьох діб, обсяг газу визначається за даними попередніх трьох аналогічних періодів або технічною угодою.

5. Порядок вирішення спірних питань щодо обсягу та ФХП переданого/прийнятого газу

1. Усі спори (розбіжності), які виникають при здійсненні обліку природного газу, у тому числі визначення добового чи місячного обсягу та ФХП поданого газу, повинні вирішуватись шляхом переговорів.

2. Якщо сторона, що приймає/передає природний газ, не погоджується з визначенням добового чи місячного обсягу та ФХП поданого газу, то вона повинна заявити про це іншій стороні, що приймає/передає природний газ, протягом п'яти днів з дати оформлення акта або іншого документа, що підтверджує значення обсягу та ФХП поданого (прийнятого) газу.

3. У разі виникнення між сторонами спірних питань щодо результатів вимірювань обсягу природного газу або технічних, у тому числі метрологічних характеристик засобів вимірювальної техніки, сторони, що приймає/передає природний газ, мають право вимагати проведення експертної повірки засобів вимірювальної техніки. Якщо результати повірки негативні, оплата за проведення експертної повірки проводиться власником цих приладів, при позитивних результатах повірки - суб'єктом, який вимагав проведення експертної повірки.

4. У разі неможливості досягнення згоди (у тому числі на підставі результатів проведеної експертної повірки) шляхом переговорів пред'явлені спірні питання передаються на розгляд до суду.

5. До врегулювання розбіжностей та прийняття рішення суду обсяг переданого (прийнятого) газу встановлюється відповідно до результатів вимірювань комерційного ВОГ (ПВВГ).

6. Порядок обміну даними про виміряні обсяги газу та організація системи збору передачі даних

1. Власник комерційного ВОГ (ПВВГ) щодоби надає операторам суміжних систем та іншим суб'єктам, безпосередньо підключеним до газотранспортної системи, інформацію про кількість та обсяг газу, переданого через комерційний ВОГ (ПВВГ). Один раз на місяць власник комерційного ВОГ (ПВВГ) надає іншій стороні, яка приймає/передає природний газ, в електронному вигляді інформацію, яка міститься в погодинних роздруківках, у повному обсязі (об'єм та ФХП газу, характер і тривалість аварійних ситуацій та втручань).

2. За домовленістю сторін, які здійснюють приймання-передачу природного газу, оператор газотранспортної системи може надавати інформацію про кількість та обсяг газу у точках входу та точках виходу шляхом її оприлюднення на своєму веб-сайті. В іншому разі сторона, яка приймає газ у точці входу або точці виходу, має право на безперервне отримання інформації в електронному вигляді відповідно до розробленого проекту системи передачі даних (обладнання, лінії зв'язку), погодженого з власником комерційного вузла обліку. На підставі погодженого проекту сторона, яка приймає газ, забезпечує придбання, установлення та налагодження системи передачі даних. Інформація надається з персональної електронної обчислювальної машини підрозділу оператора газотранспортної системи, до якої надходить інформація з обчислювачів та коректорів.

3. Оператор газотранспортної системи, оператори суміжних систем та інші суб'єкти, що безпосередньо підключені до газотранспортної системи, погоджують періодичність та умови надання доступу до телеметричних даних із систем телеметрії у технічних угодах.

4. Якщо певна точка входу або виходу не обладнана системою телеметрії або виникла аварія системи телеметрії, необхідні дані будуть передаватися у спосіб, установлений в

цій главі або в технічних угодах.

5. При новому приєднанні оператор газотранспортної системи визначає вимоги до встановлення систем телеметрії та доступу до телеметричних даних операторам суміжних систем та іншим суб'єктам, безпосередньо підключеним до газотранспортної системи, при приєднанні до газотранспортної системи у відповідних технічних умовах на нових приєднаннях.

6. У разі якщо оператор газотранспортної системи не є власником або користувачем на комерційного ВОГ (ПВВГ), він має право:

встановити в цьому пункті телеметричні пристрої, які служать для передачі даних вимірювань, при цьому право власності на встановлені телеметричні пристрої буде мати сторона, яка їх встановила;

отримувати дані вимірювань з установленої інформаційної телеметричної системи.

7. У разі виникнення аварії системи телеметрії повідомлення про цю аварію іншим сторонам, що користуються телеметричними даними, є обов'язком суб'єкта, який експлуатує телеметричні пристрої. Власник або користувач пункту зобов'язаний передати іншій стороні, що користується телеметричними даними, інформацію про виникнення аварії не пізніше наступного робочого дня, якщо інший термін не встановлено в технічній угоді.

7. Документальне оформлення приймання-передачі природного газу

1. Порядок приймання-передачі природного газу в точках входу та точках виходу на міждержавному з'єднанні визначається відповідною угодою про взаємодію між оператором газотранспортної системи та оператором суміжної газотранспортної системи.

Замовник послуг транспортування разом з оператором суміжної газотранспортної системи та оператором газотранспортної системи укладають до 5-го числа наступного місяця акти приймання-передачі газу на обсяги, які замовник послуг транспортування отримав або направив у точках входу та точках виходу на міждержавному з'єднанні за цей газовий місяць.

2. Оформлення актів приймання-передачі природного газу між оператором газотранспортної системи та оператором суміжної системи або прямим споживачем здійснюється відповідно до вимог цього розділу, технічної угоди (за наявності) та з урахуванням такого:

1) приймання-передача природного газу між оператором газотранспортної системи та газовидобувним підприємством оформлюється актами приймання-передачі, що підписуються представниками цих сторін не пізніше 5-го числа місяця, наступного за звітним;

2) приймання-передача природного газу між оператором газотранспортної системи та оператором LNG оформлюється актами приймання-передачі, що підписуються представниками цих сторін не пізніше 5-го числа місяця, наступного за звітним;

3) приймання-передача природного газу між оператором газотранспортної системи та оператором газосховища оформлюється актами приймання-передачі, що підписуються представниками цих сторін не пізніше 5-го числа місяця, наступного за звітним;

4) приймання-передача природного газу між оператором газотранспортної системи та оператором газорозподільної системи відбувається в точках комерційного обліку газу на газорозподільних станціях і оформлюється актами приймання-передачі, що підписуються представниками цих сторін не пізніше 5-го числа місяця, наступного за звітним;

5) приймання-передача природного газу між оператором газотранспортної системи та прямим споживачем відбувається в точках комерційного обліку газу і оформлюється актами приймання-передачі, що підписуються представниками цих сторін не пізніше 5-го числа місяця, наступного за звітним.

3. Розбіжності у частині обсягу прийнятого/переданого природного газу врегульовуються відповідно до умов цього Кодексу, технічної угоди (за її наявності), а у разі недосягнення згоди - в суді.

4. До винесення остаточного судового рішення обсяг переданого (прийнятого) газу встановлюється відповідно до показань комерційного вузла обліку газу.

5. При укладенні актів приймання-передачі газу власник комерційного вузла обліку газу повинен скласти та надати іншій стороні місячний паспорт-сертифікат фізико-хімічних характеристик газу, в якому вказуються всі ФХП, що підлягають контролю відповідно до пункту 13 глави 1 цього розділу.

При використанні

автоматичних потокових приладів у місячному паспорті-сертифікаті вказуються середньодобові значення ФХП за кожну добу звітного місяця.

При проведенні визначення ФХП вимірювальними хіміко-аналітичними лабораторіями в місячному паспорті-сертифікаті фізико-хімічних характеристик газу вказуються всі результати вимірювань за звітний місяць.

6. Оформлення актів приймання-передачі природного газу із замовниками здійснюється відповідно до вимог цього розділу та з урахуванням такого:

1) замовник послуг транспортування в особі постачальника разом з оператором газотранспортної системи та прямим споживачем укладають до 5-го числа наступного місяця акти приймання-передачі природного газу на обсяги, які замовник послуг транспортування направив у точку виходу до такого споживача за цей газовий місяць;

2) замовник послуг транспортування разом з газовидобувним підприємством та споживачем до 5-го числа наступного місяця укладають акти приймання-передачі природного газу на обсяги, які замовник послуг транспортування направив споживачу (крім побутового споживача) за цей газовий місяць;

3) замовник послуг транспортування та суб'єкти, що здійснюють між собою операції з купівлі-продажу природного газу, оформлюють акти приймання-передачі природного газу та надають один оригінальний примірник підписаного ними акта приймання-передачі природного газу щодо кожного газового місяця оператору газотранспортної системи.

7. Оформлення актів приймання-передачі газу замовника послуг транспортування від/до операторів суміжних систем до/від оператора газотранспортної системи здійснюється з урахуванням такого:

1) замовник послуг транспортування разом з газовидобувним підприємством укладають акти прийому-передачі природного газу на обсяги, які замовник послуг транспортування подав у точки входу до оператора газотранспортної системи за цей газовий місяць від газовидобувного підприємства;

2) замовник послуг транспортування разом з оператором установки LNG укладають акти приймання-передачі природного газу на обсяги, які замовник послуг транспортування подав на точки входу до оператора газотранспортної системи від установки LNG;

3) замовник послуг транспортування разом з оператором газосховищ укладають акти приймання-передачі природного газу на обсяги, які замовник послуг транспортування подав у точки входу/виходу оператора газотранспортної системи від/до газосховища за цей газовий місяць.

8. До 7-го числа наступного місяця:

1) на підставі актів приймання-передачі природного газу, укладених згідно з підпунктом 1 пункту 6 цієї глави, оператор газотранспортної системи разом з замовником послуг транспортування оформлюють та підписують зведений реєстр реалізації газу споживачам на обсяги газу, які такий замовник послуг транспортування подав у точках виходу до прямих споживачів за цей газовий місяць;

2) на підставі актів приймання-передачі природного газу, укладених між оператором газорозподільної системи та споживачами (крім побутових споживачів), згідно з положеннями Кодексу газорозподільних систем, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2015 року N 2494 (далі - Кодекс газорозподільної системи), оператор газорозподільних систем оформлює та підписує зведений реєстр про фактичний обсяг розподілу природного газу по споживачах за цей газовий місяць у розрізі структурних підрозділів оператора газотранспортної системи та/або структурних підрозділів газовидобувного підприємства, регіонів та категорій споживачів за цей газовий місяць та надає оператору газотранспортної системи примірник підписаного оригіналу такого реєстру;

3) на підставі актів приймання-передачі природного газу, укладених згідно з підпунктом 3 пункту 6 цієї глави, газовидобувне підприємство разом з замовником послуг транспортування оформлюють та підписують зведені реєстри реалізації газу споживачам на обсяги газу, які такий замовник послуг транспортування подав у точках виходу від газовидобувного підприємства до споживачів за цей газовий місяць, та надають оператору газотранспортної системи

примірник підписаного оригіналу таких реєстрів;

4) інформація, зазначена в підпунктах 1 - 3 цього пункту, надається згідно з формами оператора газотранспортної системи та розміщується на його веб-сайті.

9. До 8-го числа наступного місяця газовидобувне підприємство надає оператору газотранспортної системи:

1) звіт про фактичний видобуток природного газу за цей газовий місяць;

2) на підставі зведених реєстрів, оформлених згідно з підпунктом 3 пункту 8 цієї глави, - звіти про обсяги природного газу, наданого замовниками послуг транспортування в точках виходу до споживачів за цей газовий місяць у розрізі структурних підрозділів газовидобувного підприємства, регіонів та категорій споживачів.

Інформація, зазначена в підпунктах 1 - 2 цього пункту, надається згідно з формами оператора газотранспортної системи та розміщується на його веб-сайті.

10. До 8-го числа наступного місяця надають оператору газотранспортної системи:

1) газовидобувне підприємство на підставі актів приймання-передачі природного газу, оформлених згідно з підпунктом 1 пункту 7 цієї глави, - зведені реєстри природного газу щодо обсягів газу, які було подано в точках входу до оператора газотранспортної системи за цей газовий місяць у розрізі замовників послуг транспортування;

2) оператор установки LNG на підставі актів приймання-передачі газу, оформлених згідно з підпунктом 2 пункту 7 цієї глави, - зведені реєстри природного газу щодо обсягів газу, які було подано в точках входу до оператора газотранспортної системи за цей газовий місяць у розрізі замовників послуг транспортування;

3) оператор газосховищ на підставі актів приймання-передачі газу, оформлених згідно з підпунктом 3 пункту 7 цієї глави, - зведені реєстри природного газу щодо обсягів газу, які було подано в точки входу та/або отримано в точках виходу за цей газовий місяць у розрізі замовників послуг транспортування.

Інформація, зазначена в цьому пункті, надається згідно з формами оператора газотранспортної системи та розміщується на його веб-сайті.

11. До 8-го числа наступного місяця замовники послуг транспортування та суб'єкти, які уклали договори купівлі-продажу природного газу у віртуальній точці, в якій відбувається передача природного газу, надають оператору газотранспортної системи:

1) звіт про обсяги газу, які були отримані у віртуальній точці, в якій відбувається передача природного газу (від інших замовників послуг транспортування, суб'єктів двосторонніх договорів, оператора газосховища, газовидобувного підприємства, оператора установки LNG), та передані у віртуальній точці, в якій відбувається передача природного газу іншим замовникам послуг транспортування газу, суб'єктам ринку природного газу, споживачам за цей газовий місяць у розрізі замовників послуг транспортування, регіонів, структурних підрозділів оператора газотранспортної системи, операторів газорозподільних систем, структурних підрозділів газовидобувних підприємств;

2) примірник оригіналу акта приймання-передачі природного газу з іншим замовником послуг транспортування та/або суб'єктом ринку природного газу учасником договору купівлі-продажу природного газу у віртуальній точці, в якій відбувається передача природного газу, оформлений згідно з пунктом 6 цієї глави.

Документи, зазначені в цьому пункті, надаються згідно з формами оператора газотранспортної системи та оприлюднюються на його веб-сайті.

12. Перехід права власності на природний газ, який поданий до газотранспортної системи, здійснюється у віртуальній точці, в якій відбувається передача природного газу. Оператор газотранспортної системи здійснює адміністрування передачі прав власності на природний газ на підставі поданих номінацій на віртуальну точку, в якій відбувається передача природного газу.

13. У разі ненадання замовником послуг транспортування в установлені строки документів, передбачених пунктом 11 цієї глави, оператор газотранспортної системи відмовляє в прийнятті номінацій від такого замовника послуг транспортування на поточний та наступний газові місяці, до дати отримання таких документів і повідомляє про це замовника послуг транспортування,

Регулятора та операторів суміжних систем. При цьому, якщо замовником послуг транспортування є постачальник, то оператор газотранспортної системи додатково повідомляє про це постачальника "останньої надії", а постачальник - власного споживача (споживачів) у порядку, визначеному Правилами постачання природного газу, затвердженими постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2015 року N 2496 (далі - Правила постачання природного газу).

IV. УМОВИ ВЗАЄМОДІЇ З ОПЕРАТОРОМ ГАЗОТРАНСПОРТНОЇ СИСТЕМИ ТА ПОРЯДОК ПРИСВОЄННЯ EIC-КОДІВ СУБ'ЄКТАМ РИНКУ ПРИРОДНОГО ГАЗУ

1. Умови взаємодії з оператором газотранспортної системи

1. Взаємовідносини між суміжними операторами газотранспортних систем регулюються угодою, про взаємодію положення якої не можуть суперечити положенням цього Кодексу.

2. Правовідносини між оператором газотранспортної системи та оператором установки LNG / оператором газосховища / газовидобувним підприємством / оператором газорозподільної системи / прямим споживачем щодо одержання доступу до потужності, надання послуг із транспортування, у тому числі послуг балансування газотранспортної системи, регулюються договором транспортування природного газу, укладеним відповідно до Типового договору транспортування природного газу, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2015 року N 2497.

Взаємовідносини стосовно визначення ФХП, правил обліку, приймання-передачі природного газу тощо регулюються положеннями цього Кодексу та технічною угодою, укладеною між оператором газотранспортної системи та оператором установки LNG / оператором газосховища / газовидобувним підприємством / оператором газорозподільної системи (у випадку необхідності) / прямим споживачем, яка передбачає:

засади обміну інформацією, у тому числі специфікаціями у форматі даних і протоколів, які дають можливість співпраці із системою обміну інформацією оператора газотранспортної системи;

установлення граничнодопустимих значень мінімального та максимального тиску газу;

порядок визначення кількості природного газу та порядок визначення фізико-хімічних показників природного газу;

порядок обмеження (припинення) транспортування природного газу у випадку невідповідності фізико-хімічним показникам, зазначеним у цьому Кодексі;

порядок перевірки, повірки (у тому числі спільної) комерційних вузлів обліку газу;

порядок надання доступу до телеметричних та вимірювально-розрахункових даних;

порядок отримання вихідної інформації від комерційного (дублюючого) вузла обліку;

зобов'язання стосовно передачі прогнозних обсягів закачування та відбору природного газу у терміни і на засадах, визначених у Кодексі (для оператора газосховища);

порядок надання відомостей, необхідних для проведення розподілу планових обсягів транспортування замовникам послуг транспортування в точках входу/виходу;

порядок узгодження графіків та порядок проведення ремонтних робіт і робіт з модернізації, які мають вплив на умови роботи суміжних систем;

порядок дій на випадок виникнення перебоїв у роботі суміжних систем;

порядок повідомлення про аварії та порядок взаємодії сторін у разі їх виникнення;

порядок взаємодії та контактні дані диспетчерських служб оператора газотранспортної системи та оператора газосховищ;

порядок обміну інформацією стосовно запланованих інвестицій, які мають вплив на умови роботи суміжних систем (для операторів суміжних систем);

порядок врегулювання спорів.

2. Порядок присвоєння EIC-кодів суб'єктам ринку природного газу

1. З метою уніфікації та однозначної ідентифікації суб'єктів ринку природного газу та точок комерційного обліку, розміщених на об'єктах газової інфраструктури, та для забезпечення спрощення процедур зміни постачальників природного газу та електронного обміну даними між суб'єктами ринку природного газу, на національному рівні використовується система кодування, рекомендована Європейською мережею операторів газотранспортних систем (ENTSOG).

Для кодування використовується

EIC-код.

На ринку природного газу використовуються EIC-коди, що присвоєні відповідно до регламенту EIC-схема для кодування та ідентифікації в енергетиці.

Кожному суб'єкту ринку природного газу та/або точці комерційного обліку може бути присвоєно лише один EIC-код.

Схема ідентифікації вимагає, щоб присвоєні EIC-коди були унікальними та незмінними протягом довгого періоду часу.

2. EIC-коди, видані уповноваженим органом їх видачі за межами України, місцевим видавничим бюро, є дійсними на території України та приймаються оператором газотранспортної системи.

3. EIC-код являє собою фіксовану за довжиною послідовність алфавітно-цифрових символів (16 позицій), яка складається з таких атрибутів:

Код видавничого бюро - атрибут унікального коду, що ідентифікує:

центральне видавниче бюро - адміністративна структура, яка входить до складу ENTSOG та відповідає за видачу EIC-кодів компаніям, що здійснюють транскордонне транспортування (продаж) природного газу;

місцеве видавниче бюро - оператор газотранспортної системи, що видає EIC-коди суб'єктам ринку природного газу в Україні (видає національні EIC-коди).

Код типу об'єкта - атрибут, що характеризує тип об'єкта газового ринку:

X - суб'єкт ринку природного газу, який діє як окремий суб'єкт господарювання (оператор газотранспортної системи, оператор газорозподільної системи, оператор газосховища, оператор установки LNG, оптовий продавець, оптовий покупець, постачальник, споживач, замовник послуг транспортування, замовник послуг транспортування, розподілу, зберігання (закачування, відбір) природного газу, замовник послуги установки LNG, суб'єкт ринку природного газу, що займається видобутком (виробництвом) природного газу);

Z - точка комерційного обліку, відносно якої визначаються та обліковуються значення об'ємів та обсягів транспортування, надходження, розподілу, передачі та споживання природного газу за певний період;

Y - географічна або економічна зона;

W - об'єкти з фізичним місцем розташування, що мають використовуватися для виробництва, споживання або зберігання енергії (генераторні установки, виробничі підрозділи, термінали СПГ, газові сховища тощо);

V - фізичне або логічне місцезнаходження, де розташовуються або могли б розташовуватися сторона або IT-система сторони (кінцеві точки, вузли тощо).

Код групи суб'єктів ринку природного газу - визначений оператором газотранспортної системи класифікатор типів суб'єктів ринку природного газу в Україні:

00-00 - споживачі, що приєднані до газотранспортної системи оператора та точки комерційного обліку оператора газотранспортної системи;

01-89 - оператори газорозподільних систем, споживачі, приєднані до газорозподільних систем, та точки комерційного обліку в газорозподільній системі;

90-90 - оператори газосховищ;

91-91 - оператори установки LNG;

92-92 - газовидобувні підприємства;

93-93 - суб'єкти ринку газу, що займаються оптовою купівлею, продажем або постачанням газу;

94-WW - інше або резерв.

Код ідентифікації суб'єкта ринку природного газу відповідної групи - визначений оператором газотранспортної системи або оператором газорозподільної системи алфавітно-цифровий код, що ідентифікує суб'єкта ринку природного газу, у тому числі споживача, що приєднаний до газорозподільної системи або код точки комерційного обліку, яка використовується для визначення об'ємів та обсягів природного газу для складання актів приймання-передачі між суб'єктами ринку природного газу та їх взаєморозрахунків.

Як символи послідовності EIC-коду у позиціях з 01 по 15 включно можуть використовуватися символ "-", цифри від "0" до "9", великі літери латинського алфавіту від "A" до "W".

Символ контрольної суми EIC-коду (позиція 16) призначений для забезпечення контролю цілісності коду та валідації даних. Символ контрольної суми формується згідно з регламентом, рекомендованим ENTSOG: "EIC-схема для кодування та ідентифікації в енергетиці". Як символ контрольної суми використовуються цифри від "0" до "9" та великі літери латинського алфавіту від "A" до "Z".

4. Оператор газотранспортної системи відповідає за організацію правильного та

коректного розподілу EIC-кодів суб'єктам ринку природного газу України.

За заявою оператора газорозподільної системи оператор газотранспортної системи протягом двох робочих днів з моменту надання заяви відповідно до вимог цієї глави присвоює кожному оператору газорозподільної системи унікальний EIC-код і код групи (позиції з 04 по 05 EIC-кодів).

Оператор газорозподільної системи присвоює EIC-коди всім споживачам, що приєднані до газорозподільної системи відповідного оператора та відповідних EIC-кодів їх точок комерційного обліку (за необхідності). Оператор газорозподільної системи після присвоєння EIC-кодів споживачам, що приєднані до газорозподільної системи відповідного оператора та відповідних EIC-кодів їх точок комерційного обліку (за необхідності), передає їх оператору газотранспортної системи протягом 5 робочих днів з моменту присвоєння за формою оператора газотранспортної системи.

Оператор газотранспортної системи присвоює EIC-код оператору газосховища, оператору установки LNG, а також кожному споживачу, що приєднаний безпосередньо до газотранспортної системи, та EIC-коди їх відповідним точкам комерційного обліку, про що інформує зазначених суб'єктів ринку природного газу.

Оператор газотранспортної системи:

за заявою суб'єкта ринку природного газу, що займається видобутком (виробництвом) газу, присвоює суб'єкту унікальний EIC-код та EIC-коди відповідних точок комерційного обліку;

за заявою суб'єкта ринку природного газу, що займається оптовою купівлею-продажем або постачанням газу, присвоює суб'єкту унікальний EIC-код.

Оператор газотранспортної системи протягом 2-х робочих днів з моменту отримання заяви від суб'єкта ринку природного газу за умови дотримання положень цього розділу присвоює суб'єкту EIC-код.