ГОСПОДАРСЬКИЙ СУД РІВНЕНСЬКОЇ ОБЛАСТІ
РІШЕННЯ

ІМЕНЕМ УКРАЇНИ

13 червня 2016 р. Справа № 918/349/16

Господарський суд Рівненської області у складі судді Войтюка В.Р., розглянувши матеріали позовної заяви

за позовом Публічного акціонерного товариства "Укртрансгаз" від імені якого діє філія "ОСОБА_1 магістральних газопроводів "Львівтрансгаз"

до Товариства з обмеженою відповідальністю "Ареті-Хмельницький"

про врегулювання розбіжностей при укладанні договору.

В засіданні приймали участь:

від позивача: ОСОБА_2 (дов. № 1096 від 28.12.2015 р.);

від відповідача: не з'явився.

ОБСТАВИНИ СПРАВИ:

Публічне акціонерне товариство "Укртрансгаз" від імені якого діє філія "ОСОБА_1 магістральних газопроводів "Львівтрансгаз" (далі - позивач) звернулося до господарського суду Рівненської області з позовом до Товариства з обмеженою відповідальністю "АРЕТІ-Хмельницький" (далі - відповідач) про визнання укладеною технічну угоду про умови приймання-передачі природного газу № 2016-ЛТГ/пт3 між Публічним акціонерним товариством "Укртрансгаз" та Товариством з обмеженою відповідальністю "АРЕТІ-Хмельницький" в редакції, яка підписана ПАТ "Укртрансгаз" та відповідає Типовому договору транспортування природного газу, затвердженого Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг від 30.09.2015 р. № 2497.

В обґрунтування заявлених вимог позивач зазначив, що між сторонами виникли розбіжності стосовно запропонованих умов в технічній угоді про приймання-передачу природного газу, а тому просить суд визнати укладеним договір на транспортування природного газу в редакції, надісланій відповідачу. За твердженням позивача, запропонована ним редакція угоди відповідає типовому договору транспортування природного газу, затвердженого Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг від 30.09.2015 року № 2497, однак відповідач відмовляється її підписувати.

Ухвалою господарського суду Рівненської області від 13.05.2016 року порушено провадження у справі № 918/349/16 та призначено до розгляду.

Ухвалою господарського суду від 30.052016 року розгляд справи відкладено в судому засіданні на 13 червня 2016 року.

До канцелярії суду 13.06.2016 року від відповідача надійшов відзив на позовну заяву, в якому останній позовні вимоги заперечує

13.06.2016 року до суду від ТзОВ "АРЕТІ-Хмельницький" надійшло клопотання про зупинення провадження у справі до розгляду справи за позовом ТзОВ "АРЕТІ-Хмельницький" до Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг про визнання не чинним пункту 8.2. типового договору транспортування природного газу, затвердженого постановою НКРЕКП від 30.09.2015 року № 2497, яка перебуває у провадженні Окружного адміністративного суду м. Києва.

За змістом частини 1 статті 79 ГПК України господарський суд зупиняє провадження у справі в разі неможливості розгляду даної справи до вирішення пов'язаної з нею іншої справи, що розглядається іншим судом, а також у разі звернення господарського суду із судовим дорученням про надання правової допомоги до іноземного суду або іншого компетентного органу іноземної держави.

Наведені відповідачем обґрунтування не є достатніми для зупинення провадження у справі, згідно ст. 79 ГПК України, оскільки відповідач не надав суду жодних належних та допустимих доказів порушення провадження по вище згаданій справі, яка перебуває у Окружному адміністративному суді м. Києва. За таких обставин, суд дійшов висновку про відсутність правових підстав для зупинення провадження у справі, а відтак заявлене клопотання відповідача Товариства з обмеженою відповідальністю "АРЕТІ-Хмельницький" не підлягає задоволенню.

В судовому засіданні 13.06.2016 року представник позивача підтримав заявлені позовні вимоги, з підстав зазначених в позовній заяві.

В судове засідання представник відповідача не з'явився.

На виконання вимог ст. 81-1 ГПК України складено протоколи судових засідань, які долучено до матеріалів справи.

Відповідно до ст. 82 ГПК України рішення у даній справі прийнято у нарадчій кімнаті за результатами оцінки доказів, поданих позивачем та витребуваних судом.

У судовому засіданні 13.06.2016 року відповідно до ст. 85 ГПК України судом оголошено вступну та резолютивну частини рішення.

Дослідивши матеріали справи, заслухавши пояснення представника Позивача, всебічно і повно зясувавши всі фактичні обставини, на яких ґрунтується позов, обєктивно оцінивши докази, за своїм внутрішнім переконанням, що ґрунтується на всебічному, повному і об'єктивному розгляді у судовому процесі всіх обставин справи в їх сукупності, які мають юридичне значення для розгляду справи і вирішення спору по суті, суд -

ВСТАНОВИВ:

Відповідно до наказу Міністерства енергетики та вугільної промисловості України № 882 від 02.12.2013 року, функції оператора Єдиної газотранспортної системи України покладено на Публічне акціонерне товариство "Укртрансгаз".

Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг "Про затвердження Типового договору транспортування природного газу" № 2497 від 30.09.2015 року затверджено Типовий договір транспортування природного газу. Суб'єкту господарювання, що здійснює діяльність на підставі ліцензії на право провадження господарської діяльності з транспортування природного, нафтового газу і газу (метану) вугільних родовищ, привести свої договірні відносини у відповідність до вимог Типового договору транспортування природного газу у тримісячний строк з дати набрання чинності цією постановою (п. 3 вищезазначеної постанови).

25.03.2016 року філією ОСОБА_1 магістральних газопроводів "Львівтрансгаз", що діє від імені Публічного акціонерного товариства "Укртрансгаз", на адресу Товариства з обмеженою відповідальністю "АРЕТІ-Хмельницький" направлено два примірники технічної угоди про умови приймання-передачі природного газу № 2016-ЛТГ/пт3 з супровідним листом вих. № 1329/34-02 від 25.03.2016 року для подальшого підписання. Відправлення отримано відповідачем 29.03.2016 року, про що свідчить рекомендоване повідомлення про вручення яке наявне в матеріалах справи.

Вказана технічна угода визначає порядок приймання-передачі природного газу оператором газотранспортних систем до газопроводів споживача у точках з якими оператор передає газ споживачу (п. 1.1. Технічної угоди).

15.04.2016 року відповідач дав відповідь на лист від 25.03.2016 року № 1529/34-02, в якій останній повідомляє позивача що проект технічної угоди розглянуто та підписано, також, до листа відповідач додав протокол розбіжностей який стосується додатку № 3 до технічної угоди. Відповідач не згоден із відображенням в рядку 3 ("1") стовпця 4 цього додатку ( "Граничнодопустиме значення потужності, м3/год") значення "21 297 м3/год", яке пропонується позивачем і передбачено Кодексом газотранспортної системи, а пропонує натомість зазначати граничнодопустиме значення потужності точки виходу вузла обліку газу (далі ВОГ) АГНКС "Ареті-Хмельницький" на рівні 802,0 м3/год .

Внесення таких змін відповідач аргументує тим, що граничнодопустиме значення потужності точки виходу не може перевищувати граничнодопустиме значення потужності АГНКС, яка, згідно з "Робочим проектом 003-08-17-ПЗ", складає 802,0 м3/год (19250,00 м3 природного газу на добу, тобто 350 умовних заправок на добу, при тому, що одна умовна заправка становить 55 м3). Про це йдеться у листі вих. № 1/66/16 від 15.04.2016 року до якого додається копія витягу з робочого проекту АГНКС.

Останній посилається, що АГНКС збудована відповідно до "Робочого проекту 003-08-17" розробленого ТзОВ "Інжинірингове підприємство "ЕКОГАЗЦЕНТР". Згідно проекту потужність (пропускна спроможність) АГНКС становить 350 умовних заправок на добу, що складає 19250 м куб. природного газу на добу, або 802 м куб. на годину (за одну умовну заправку береться обсяг 55 м куб. природного газу). Даний проект затверджено комплексною державною експертизою (Висновок №313/08 від 07.09.2008 року), проведеною Філією державного підприємства "Спеціалізована державна експертна організація - Центральна служба української державної будівельної експертизи" у Рівненській області.

Проект розроблено з урахуванням "Технічних умов № 59/08 на газопостачання АГНКС ТзОВ "Ареті-Хмельницький" на території Малолюбашанської с/p Костопільського p-ну Рівненської обл.", виданих Відповідачу ОСОБА_1 магістральних газопроводів "Львівтрансгаз" ДК "Укртрансгаз" НАК "Нафтогаз України" 19.03.201008 року вих. № 29-59. Згідно цих технічних умов розрахунковим обємом споживання природного газу АГНКС є 1100 м куб. на годину.

Акт державної приймальної комісії про прийняття в експлуатацію закінченого будівництвом обєкту від 02.12.2008 року, затверджений розпорядженням Костопільської РДА від 15.12.2008 року № 664, підтверджує, що АГНКС збудовано відповідно до проектної документації.

Оскільки проектна потужність АГНКС складає 350 умовних заправок на добу, то безпечна експлуатація технічного обладнання станції полягає у отриманні з труби підвідного газопроводу і заправленні у автомобілі не більше 802 м куб. природного газу на годину (19250 м куб. природного газу на добу). Перевищення даних норм порушуватиме правила безпечної експлуатації обладнання та вимоги законодавства у галузі охорони праці та промислової безпеки. Перевищення вищевказаних обсягів споживання природного газу може призвести до аварії обладнання, тобто, до вчинення злочину, передбаченого ст. 272 КК України "Порушення правил безпеки під час виконання робіт з підвищеною небезпекою".

При вирішенні спору суд виходить з наступного.

Правовідносини щодо надання послуг з транспортування природного газу регулюються Цивільним та Господарським Кодексами України, Кодексом газотранспортної системи, Законами України "Про ринок природного газу", постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, та іншими нормами законодавства України.

Посилання на обовязковість укладення договору містять норми положень Закону України "Про ринок природного газу" та Кодексу газотранспортної системи, затвердженого постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг від 30.09.2015 року № 2493, зокрема, ч. 2 ст. 19 Закону України "Про ринок природного газу" від 09.04.2015 року N 329-VIII зобовязує оператора газотранспортної системи, за зверненням суб'єкта ринку природного газу (замовника), забезпечити доступ до газотранспортної системи.

Доступ суб'єктів ринку природного газу до газотранспортної системи здійснюється на принципах надання оператором газотранспортної системи послуг доступу та приєднання виключно на договірних засадах. (п.4 гл.1 розділ 1 Кодексу газотранспортної системи).

У розумінні Закону України "Про природні монополії" та відповідно до Постанови Кабінету Міністрів України № 1173 від 24.07.1998 року "Про розмежування функцій з видобування, транспортування, зберігання і реалізації природного газу" ДК «Укртрансгаз» є монополістом на ринку нафти та газу, на якого покладено функції з транспортування магістральними газопроводами та зберігання природного газу по всій території України. Відповідно до наказу Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 02.12.2013 року № 882, функції оператора Єдиної газотранспортної системи України покладено на Публічне акціонерне товариство "Укртрансгаз".

Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг від 30.09.2015 року № 2497 затверджено типову форму договору транспортування природного газу.

Окрім договору на транспортування природного газу, пунктом 9 розділу 2 глави ІІІ Кодексу газотранспортної системи передбачено, що особливості обліку природного газу у точках входу та точках виходу між оператором газотранспортної системи та операторами суміжних систем (окрім оператора газорозподільних систем) або іншими субєктами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи, регулюються Кодексом та технічною угодою, що укладається між вказаними субєктами (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.

Пункт 3 розділу 7 цієї ж глави зазначає, що розбіжності в частині обсягу прийнятого-переданого природного газу врегульовуються відповідно до умов цього кодексу, технічної угоди (за її наявності), а у разі недосягнення згоди в суді.

Таким чином, технічна угода укладається між оператором ГТС та субєктами, безпосередньо підключеними до ГТС (далі прямими споживачами), з метою врегулювання принципів, технічних деталей та особливостей транспортування природного газу, з метою недопущення розбіжностей в обліку природного газу в майбутньому. Хоча на законодавчому рівні не встановлено типової форми для даного виду договорів, на відміну від договору на транспортування природного газу, проте, за змістом договір не може суперечити Кодексу ГТС та містити дані, що суперечать положенням типового договору на транспортування природного газу.

Так, п. 1 розділу 1 Кодексу ГТС потужність визначається як максимально допустиме перетікання обсягу природного газу, виражене в одиницях енергії до одиниці часу, що надається замовнику послуг транспортування відповідно до договору транспортування.

Відповідно до п. 5 глави 1 розділу 9 «Розподіл потужності» Кодексу ГТС, розмір потужності, що надається прямому споживачу, визначається в договорі на транспортування природного газу.

Розділом 8 Типового договору транспортування природного газу (п. 8.2) зазначено, що, у разі якщо Замовник є прямим споживачем, потужність (Wmax) у фізичних точках виходу з газотранспортної системи до прямого споживача визначається за величиною максимальної витрати (обєму) газу за годину за стандартних умов, розрахованою за значеннями максимального абсолютного робочого тиску газу (Рmaxабс), та величиною максимальної витрати (qmax) за робочих умов комерційних вузлів обліку газу (далі ВОГ), що визначені у додатку 3 до цього Договору…Потужність (Wmax) вказаних у цьому пункті точок при використанні лічильників газу визначається за формулою:

Wmax= qmax Ч Pmaxабс/0,101325, м3/год,

де

Pmaxабс = Pmax + 0,101325 максимальний абсолютний тиск газу, МПа;

Pmax максимальний надлишковий тиск газу, МПа;

qmax максимальна витрата за робочих умов лічильника газу, мі/год;

Pmax та qmax визначаються на підставі метрологічної документації на вузол обліку газу, а у разі її відсутності за паспортом на лічильник газу.

Таким чином, оскільки Відповідач є прямим споживачем, розрахунок максимальної потужності здійснюється відповідно до п. 8.2. Типового договору на транспортування природного газу. Вузол обліку газу (ВОГ), що поступає Відповідачу, виконаний на базі лічильника газу. Значення максимального тиску р мах та q max взяті на підставі метрологічної документації.

Крім цього, внесення вказаних змін до додатку №1 до технічної угоди матиме наслідком зміни технічних характеристик комерційного вузла обліку газу, що не передбачено Кодексом газотранспортної системи та суперечить умовам типового договору транспортування природного газу, затвердженого постановою НКРЕКП від 30.09.2015 року № 2497.

Статтею 626 ЦК України передбачено, що Договором є домовленість двох або більше сторін, спрямована на встановлення, зміну або припинення цивільних прав та обов'язків.

Договір є укладеним, якщо сторони в належній формі досягли згоди з усіх істотних умов договору. Істотними умовами договору є умови про предмет договору, умови, що визначені законом як істотні або є необхідними для договорів даного виду, а також усі ті умови, щодо яких за заявою хоча б однієї із сторін має бути досягнуто згоди. Договір укладається шляхом пропозиції однієї сторони укласти договір (оферти) і прийняття пропозиції (акцепту) другою стороною (ст. 638 ЦК України).

Відповідно до ст. 641 ЦК України пропозицію укласти договір (оферту) може зробити кожна із сторін майбутнього договору. Пропозиція укласти договір має містити істотні умови договору і виражати намір особи, яка її зробила, вважати себе зобов'язаною у разі її прийняття.

За змістом ст. 179 Господарського кодексу України (далі ГК України) майново-господарські зобов'язання, які виникають між суб'єктами господарювання або між суб'єктами господарювання і негосподарюючими суб'єктами - юридичними особами на підставі господарських договорів, є господарсько-договірними зобов'язаннями. Кабінет Міністрів України, уповноважені ним або законом органи виконавчої влади можуть рекомендувати суб'єктам господарювання орієнтовні умови господарських договорів (примірні договори), а у визначених законом випадках - затверджувати типові договори. Укладення господарського договору є обов'язковим для сторін, якщо він заснований на державному замовленні, виконання якого є обов'язком для суб'єкта господарювання у випадках, передбачених законом, або існує пряма вказівка закону щодо обов'язковості укладення договору для певних категорій суб'єктів господарювання чи органів державної влади або органів місцевого самоврядування. При укладенні господарських договорів сторони можуть визначати зміст договору на основі типового договору, затвердженого Кабінетом Міністрів України, чи у випадках, передбачених законом, іншим органом державної влади, коли сторони не можуть відступати від змісту типового договору, але мають право конкретизувати його умови.

Господарський договір вважається укладеним, якщо між сторонами у передбачених законом порядку та формі досягнуто згоди щодо усіх його істотних умов. Істотними є умови, визнані такими за законом чи необхідні для договорів даного виду, а також умови, щодо яких на вимогу однієї із сторін повинна бути досягнута згода. Строком дії господарського договору є час, впродовж якого існують господарські зобов'язання сторін, що виникли на основі цього договору. На зобов'язання, що виникли у сторін до укладення ними господарського договору, не поширюються умови укладеного договору, якщо договором не передбачено інше (ст. 180 ГК України).

Статтею 181 ГК України визначено загальний порядок укладання господарських договорів, відповідно до якого господарський договір за загальним правилом викладається у формі єдиного документа, підписаного сторонами. Проект договору може бути запропонований будь-якою з сторін. У разі якщо проект договору викладено як єдиний документ, він надається другій стороні у двох примірниках.

Частиною 3 ст. 181 ГК України встановлено, що сторона, яка одержала проект договору, у разі згоди з його умовами оформляє договір відповідно до вимог частини першої цієї статті і повертає один примірник договору другій стороні або надсилає відповідь на лист, факсограму тощо у двадцятиденний строк після одержання договору.

Згідно з ч.ч. 4-7 ст. 181 ГК України за наявності заперечень щодо окремих умов договору сторона, яка одержала проект договору, складає протокол розбіжностей, про що робиться застереження у договорі, та у двадцятиденний строк надсилає другій стороні два примірники протоколу розбіжностей разом з підписаним договором. Сторона, яка одержала протокол розбіжностей до договору, зобов'язана протягом двадцяти днів розглянути його, в цей же строк вжити заходів для врегулювання розбіжностей з другою стороною та включити до договору всі прийняті пропозиції, а ті розбіжності, що залишились неврегульованими, передати в цей же строк до суду, якщо на це є згода другої сторони. У разі досягнення сторонами згоди щодо всіх або окремих умов, зазначених у протоколі розбіжностей, така згода повинна бути підтверджена у письмовій формі (протоколом узгодження розбіжностей, листами, телеграмами, телетайпограмами тощо). Якщо сторона, яка одержала протокол розбіжностей щодо умов договору, заснованого на державному замовленні або такого, укладення якого є обов'язковим для сторін на підставі закону, або сторона - виконавець за договором, що в установленому порядку визнаний монополістом на певному ринку товарів (робіт, послуг), яка одержала протокол розбіжностей, не передасть у зазначений двадцятиденний строк до суду розбіжності, що залишилися неврегульованими, то пропозиції другої сторони вважаються прийнятими.

Укладення господарських договорів на основі примірних і типових договорів повинно здійснюватися з додержанням умов, передбачених статтею 179 цього Кодексу, не інакше як шляхом викладення договору у вигляді єдиного документа, оформленого згідно з вимогами статті 181 цього Кодексу та відповідно до правил, встановлених нормативно-правовими актами щодо застосування примірного або типового договору (ч. 3 ст. 184 ГК України).

Відповідно до ст. 187 ГК України встановлено, що спори, що виникають при укладанні господарських договорів за державним замовленням, або договорів, укладення яких є обов'язковим на підставі закону та в інших випадках, встановлених законом, розглядаються судом. День набрання чинності рішенням суду, яким вирішено питання щодо переддоговірного спору, вважається днем укладення відповідного господарського договору, якщо рішенням суду не визначено інше.

Наданий відповідачу в березні 2016 року проект договору транспортування природного газу відповідає Типовому договору, який затверджений постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2497 від 30.09.2015 року "Про затвердження Типового договору транспортування природного газу".

Відповідно до абз. 25 та абз. 29 п. 5 розділу 1 Кодексу 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). 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).

Згідно абз. 50 п. 5 розділу 1 Кодексу газотранспортної системи, потужність - максимально допустиме перетікання обсягу природного газу, виражене в одиницях енергії до одиниці часу, що надається замовнику послуг транспортування відповідно до договору транспортування.

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 (абз. 58 п. 5 розділу 1 Кодексу газотранспортної системи).

Гарантована потужність - потужність газотранспортної системи, яка надається замовнику з гарантією реалізації права її користування протягом періоду надання послуг транспортування природного газу (абз. 22 п. 5 розділу 1 Кодексу газотранспортної системи).

Розподілена (договірна) потужність - частина технічної потужності газотранспортної системи, яка розподілена замовнику послуг транспортування згідно з договорами транспортування (абз. 59 п. 5 розділу 1 Кодексу газотранспортної системи).

У відповідності до п. 1 та п. 2 ст. 32 Закону України "Про ринок природного газу", транспортування природного газу здійснюється на підставі та умовах договору транспортування природного газу в порядку, передбаченому кодексом газотранспортної системи та іншими нормативно-правовими актами. За договором транспортування природного газу оператор газотранспортної системи зобов'язується забезпечити замовнику послуги транспортування природного газу на період та умовах, визначених у договорі транспортування природного газу, а замовник зобов'язується сплатити оператору газотранспортної системи встановлену в договорі вартість послуг транспортування природного газу. Типовий договір транспортування природного газу затверджується Регулятором.

Пунктом 1 розділу 8 Кодексу газотранспортної системи передбачено, що одержання доступу до потужності, надання послуг із транспортування, у тому числі послуг балансування системи, є складовими послуги транспортування природного газу та здійснюються виключно на підставі договору транспортування. Договір транспортування є документом, який регулює правовідносини між оператором газотранспортної системи і окремим замовником послуг транспортування.

Як вбачається з протоколу розбіжностей до Технічної угоди про умови приймання-передачі природного газу № 2016-ЛТГ/пт3, підписаного відповідачем та надісланого на розгляд позивачу, замовник (відповідач у справі) не приймає умови Технічної угоди лише в частині Додатку № 3 до Технічної угоди (таблиця: рядок 3 ("1") графа (стовпець) 4 "Граничнодопустиме значення потужності, м3/год. Всі інші умови не змінені протоколом, діють в редакції Технічної угоди і сторони підтверджують свої зобов'язання. Тобто, за виключенням зазначених розбіжностей, всі інші умови Технічної угоди, визнаються судом погодженими між сторонами в добровільному порядку, оскільки відповідних заперечень сторони не відобразили в протоколі розбіжностей та про їх наявність не заявлено представниками останніх в судовому засіданні.

За таких обставин, коли запропонована позивачем редакція технічної угоди за своїми умовами (зокрема в частині показників викладених в Додатку № 3 таблиця: рядок 3 ("1") графа (стовпець) 4 "Граничнодопустиме значення потужності, м3/год) відповідає Типовому договору, затвердженому постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг "Про затвердження Типового договору транспортування природного газу" № 2497 від 30.09.2015 року, то враховуючи, що останнім дотримано порядок визначений ст. ст 179, 181, 184 ГК України, позовні вимоги про визнання укладеною Технічну угоди про умови приймання-передачі природного газу № 2016-ЛТГ/пт3 в редакції яка запропонована та підписана ПАТ "Укртрансгаз" з дня набрання рішенням законної сили, судом визнаються обґрунтованими та такими, що підлягають задоволенню.

З огляду на зазначене, суд дійшов висновку про задоволення позову, з покладенням судових витрат на відповідача у справі в порядку ст. 49 ГПК України.

Виходячи з викладеного та керуючись статтями 49, 82-85 Господарського процесуального Кодексу України, суд -

В И Р І Ш И В:

1. Позов задовольнити.

2. Визнати Технічну угоду про приймання-передачу природного газу № 2016-ЛТГ/пт3 між Публічним акціонерним товариством "Укртрансгаз" та Товариством з обмеженою відповідальністю "АРЕТІ-Хмельницький" укладеною з дня набрання рішенням законної сили у наступній редакції:

ТЕХНІЧНА УГОДА

про умови приймання-передачі природного газу

№ 2016-ЛТГ/пт3

м. Львів "15" квітня 2016 р.

Публічне акціонерне товариство "УКРТРАНСГАЗ" (далі - Сторона 1),
(оператор газотранспортної системи)
в особі головного інженера філії УМГ "ЛЬВІВТРАНСГАЗ" ОСОБА_3, який діє на підставі довіреності № 1022 від 02.12.2015 року, з однієї сторони,
і товариство з обмеженою відповідальністю "АРЕТІ-ХМЕЛЬНИЦЬКИЙ" (далі - Сторона 2),
(споживач)
в особі
директора ОСОБА_4 який діє на підставі Статуту товариства
,
з другої сторони, уклали цю Технічну угоду про таке:

1. Предмет Технічної угоди

1.1. Ця Технічна угода (далі також Угода, Технічна угода) визначає порядок приймання-передачі природного газу (далі - газ) оператором газотранспортних систем (Сторона 1) до газопроводів споживача (Сторона 2) у точках виходу газотранспортної системи. Перелік комерційних вузлів обліку газу (далі - ВОГ), згідно з якими Сторона 1 передає газ Стороні 2, наведено в Додатку №1, який є невід'ємною частиною цієї Технічної угоди..

1.2. Дана технічна угода регулюється положеннями Кодексу газотранспортних систем та, зокрема, визначає:

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

- порядок надання доступу до телеметричних та вимірювально-розрахункових даних, у тому числі порядок отримання вихідної інформації від комерційного (дублюючого) вузла обліку;

- встановлення граничнодопустимих значень мінімального та максимального тиску газу;

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

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

- порядок обмеження (припинення) транспортування природного газу у випадку не відповідності фізико-хімічним показникам, зазначеним в Кодексі газотранспортних систем;

- 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 в разі їх виникнення;

- порядок взаємодії та контактні дані диспетчерських служб оператора газотранспортної системи та споживача;

- порядок обміну інформації стосовно запланованих інвестицій, які мають вплив на умови роботи суміжних систем;

- порядок врегулювання спорів, інші питання.

1.3. Основним нормативно-правовим документом який визначає предмет даної технічної угоди, порядок приймання-передачі природного газу і взаємовідносини між сторонами є Кодекс газотранспортної системи.

1.4. На кожну точку виходу повинен бути складено та підписано Акт розмежування балансової належності газопроводів та експлуатаційної відповідальності Сторін.

2. Засади обміну даними

2.1. Порядок обміну даними визначається відповідно до Кодексу газотранспортної системи.

2.2. Електронний обмін інформацією, повязаною з виконанням угод про взаємодію, технічних угод та договорів транспортування, здійснюється на стандарті електронного обміну документів (EDI) у версії, розробленій для газової промисловості під назвою «EDIG@S» (описаній в документі Edig@s Message Implementation Guidelines, доступ до якого надається на сторінці http://www.edigas.org. У якості проміжного рішення для обміну даними може бути використаний формат xls, xlsx. Також, сторони можуть узгодити наступні протоколи комунікацій: e-mail або FTP або AS2. Протокол AS2 може бути застосованим для комунікації у випадку наявності технічних можливостей у обох сторін для обміну інформацією у загальноєвропейському стандарті Edig@s.

2.3. Обмін файлами і даними відбувається з використанням електронної пошти Сторін або Інтернету в електронній формі у вигляді файлів у форматі, за формою та інформаційним змістом документів, визначеним оператором газотранспортної системи (Додаток 4).

2.4. Сторона 1 направляє Стороні 2 на електронну адресу в строк до 08:00 години UTC (10:00 за Київським часом) для зимового періоду та 07:00 години UTC (10:00 за Київським часом) для літнього періоду наступної газової доби, інформацію про щоденні обсяги природного газу, виміряні для точок виходу необхідні для проведення процедури алокації, відповідно до положень Кодексу газотранспортної системи.

3. Порядок надання доступу до телеметричних та вимірювально-розрахункових даних

3.1. Власник комерційного ВОГ (ПВВГ) щодоби через канали диспетчерського зв'язку надає іншій Стороні інформацію про кількість та обсяг газу, переданого через комерційний ВОГ(ПВВГ).

3.2. Один раз на місяць власник комерційного ВОГ (ПВВГ) надає іншій Стороні в електронному вигляді інформацію, яка міститься в погодинних роздруківках автоматичних обчислювачів/коректорів та потокових засобів визначення ФХП газу, у повному обсязі (об'єм та ФХП газу, характер і тривалість аварійних ситуацій та втручань).

3.3. Інформація про кількість газу з автоматичних обчислювачів/коректорів надається у форматі Hostlib-файлів (повний архів обчислювачів/коректорів - обєм та параметри газу, характер і тривалість аварійних ситуацій та втручань).

3.4. За домовленістю Сторін та наявності технічної можливості власник комерційного ВОГ (ПВВГ) може надавати іншій Стороні інформацію у форматі Hostlib-файлів щодобово.

3.5. За домовленістю, по запиту за наявності технічної можливості дистанційного зчитування власник комерційного ВОГ (ПВВГ) додатково надає іншій Стороні діагностичну інформацію з ультразвукового лічильника, в т.ч. архів втручань та аварійних повідомлень.

3.6. За домовленістю Сторін, Сторона 1 може надавати інформацію про кількість та обсяг газу у точках виходу шляхом її оприлюднення на своєму веб-сайті.

3.7. У іншому разі Сторона, яка приймає газ у точці виходу, має право на безперервне отримання інформації в електронному вигляді відповідно до розробленого проекту системи передачі даних (обладнання, лінії звязку), погодженого з власником комерційного вузла обліку. На підставі погодженого проекту сторона, яка приймає газ, за власні кошти забезпечує придбання, установлення та налагодження системи передачі даних. Інформація надається з ПЕОМ підрозділу оператора газотранспортної системи, до якої надходить інформація з обчислювачів та коректорів.

3.8. У випадку, якщо власником ВОГ (ПВВГ) є Сторона 2, то вона повинна забезпечити безперервне опитування та передачу даних Стороні 1 за власний рахунок.

4. Граничнодопустимі значення мінімального та максимального тиску газу та обсягів газу

4.1. Сторони встановлюють у Додатках 2,3 по кожній точці виходу з газотранспортної системи граничнодопустимі значення:

- мінімального та максимального тиску газу, при цьому прийняті значення мінімального та максимального тиску газу не можуть перевищувати граничні значення, які здатні забезпечити регулятори тиску згідно з паспортними даними заводу-виробника, враховуючи значення пневматичних налаштувань захисту щодо включення резервної нитки;

- максимального значень обсягів споживання газу, які повинен забезпечувати комерційний ВОГ (ПВВГ).

5. Умови визначення обсягу та фізико-хімічних показників природного газу, одиниці вимірювань

5.1. Визначення обсягу газу проводиться за стандартних умов:

Тиск Рс: 101,325 кПa (760 мм. рт. ст)

Температура Тс: 293,15 K (=20?C)

5.2. Визначення нижчої теплоти згоряння проводиться за стандартних умов:

Тиск Рс: 101,325 кПa

Температура згоряння Тзг: 298,15 K (= 25?C)

Температура вимірювання Тс: 293,15 K (= 20?C)

5.3. Визначення обсягу в енергетичних одиницях проводиться шляхом множення обєму на теплоту згоряння за відповідних умов.

Перерахунки значень обєму та теплоти згоряння на різні стандартні умови проводяться згідно з ДСТУ ISO 13443:2015 «Природний газ. Стандартні умови».

6. Норми якості, фізико-хімічні показники та інші характеристики природного газу

6.1.1. Загальна частина

Фізико-хімічні показники природного газу, що транспортується, у точках виходу повинні відповідати вимогам пункту 13 (Розділ ІІІ Глава І) Кодексу газотранспортної системи за виключенням вимог вмісту меркаптанової сірки.

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

Визначаються наступні фізико-хімічні показники:

6.1.2. Компонентний склад природного газу (у мольних відсотках):

метан (C1)

етан (C2)

пропан (C3)

н-бутан (н4)

i бутан (i4)

н-пентан (н-C5)

і-пентан (i-C5)

нео-пентан (нео-C5)

гексани+вищі (C6+)

азот (N2)

діоксид вуглецю (CO2)

кисень (О2)

Примітка: Потоковий газовий хроматограф може визначати вміст азоту разом з киснем (якщо він є в газі). При цьому вміст кисню визначається окремо лабораторним хроматографом раз на місяць.

5.1.

5.2.

6.2.

6.2.1. Вміст сірки і сірчистих сполук (в г / м3 ), що відноситься до таких компонентів:

сірководень (H2S)

меркаптанова сірка (RSH)

6.2.2. Теплота згоряння

Вища та нижча теплота згоряння за стандартних умов (в МДж / м3, кВтг / м3 або кКал/м3)

6.2.3. Температура точки роси за вологою

Температура точки роси за вологою (у °C)

6.2.4. Густина газу

Відносна та абсолютна густина за стандартних умов

6.3. Відбір проб

6.3.1. Проби газу для визначення фізико-хімічних показників газу повинні відбиратись відповідно до вимог ДСТУ ISO 10715 "Природний газ Настанови щодо відбору проб " чи ГОСТ 18917-82 «Газ горючий природный. Методы отбора проб».

6.4. Порядок та періодичність визначення фізико-хімичних показників природного газу

6.4

6.4.1. Порядок визначення

Точки визначення ФХП природного газу та періодичність проведення вимірювань узгоджуються Сторонами, безпосередньо підключеними до газотранспортної системи, окремим протоколом/графіком.

Будь-яка попередня і/або остаточна модифікація вищезгаданого протоколу/графіку повинні бути узгоджені представниками Сторін.

Форму протоколу наведено у Додатку 7 (точки визначення та періодичність проведення вимірювань, можуть в майбутньому змінюватися за погодження сторін шляхом пере підписання даного Додатку).

Протокол визначає:

- перелік місць відбору проб газу;

- вимірювальні хіміко-аналітичні лабораторії, що проводять вимірювання,

- точки виходу з газотранспортної системи, на які розповсюджуються результати визначення ФХП газу;

- місця встановлення потокових хроматографів;

- періодичність відбору проб, проведення аналізу та внесення ФХП до автоматичних обчислювачів, коректорів, тощо

Представники Сторони 2 мають право бути присутніми при проведенні відбору проб природного газу та вимірювань ФХП газу.

6.4.2. Компонентний склад

Визначення компонентного складу газу методом газової хроматографії здійснюється відповідно до вимог нормативних документів згідно Додатку 8.

Визначаються всі компоненти природного газу, мольна частка яких перевищує 0,005% (метан може бути обчислений як різниця між 100% і сумою всіх інших компонентів. «Гексани+ вищі» можуть бути визначені як єдиний компонент з властивостями н-гексану. Азот і кисень можуть бути визначені в сукупності як єдиний компонент з властивостями азоту.

6.4.2.1. Визначення компонентного складу газу у разі використання лабораторного хроматографа.

Визначення ФХП газу проводиться вимірювальною хіміко-аналітичною лабораторією, що пройшла оцінку технічної компетенції з періодичністю згідно погодженого протоколу/графіку.

6.5.1.

6.4.3. Теплота згоряння, густина газу

Визначення нижчої та вищої теплоти згоряння, густини газу методом газової хроматографії здійснюється відповідно до вимог нормативних документів згідно Додатку 8.

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

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

Теплота згоряння за місяць є середнім арифметичним значень теплоти згоряння за кожну добу.

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.

6.4.4. Сірководень та меркаптанова сірка

Сірчасті компоненти газу повинні визначатись засобами вимірювальної техніки відповідно до вимог нормативних документів згідно Додатку 8 щонайменше один раз на місяць.

6.4.5. Визначення температури точки роси за вологою.

Визначення температури точки роси за вологою повинно проводитись конденсаційним або абсорбційним методом згідно нормативних документів, визначених Додатком 8.

При використанні потокових вологомірів температура точки роси за вологою (в °С) газу повинна вимірюватись і фіксуватись з періодичністю не менше, ніж 1 раз на годину.

Якщо потоковий засіб вимірювальної техніки є несправним, використовуються дані, виміряні лабораторним (переносним) ЗВТ.

При використанні лабораторних (переносних) вологомірів здійснюється періодичне визначення температури точки роси за вологою не менше, ніж один раз на тиждень.

6.5. Терміни дії результатів вимірювань

Значення ФХП, визначенні дискретно (с заданою періодичністю), вважаються дійсними від моменту їх визначення до моменту часу, поки нове визначення не зроблено.

У разі використання потокових ЗВТ, визначається середнє арифметичне із чинних значень ФХП газу, визначених у кожному розглянутому періоді.

6.6. Визначення за запитом

Сторона 2 може надати письмовий запит для проведення позачергового контрольного визначення ФХП газу.

У разі необхідності позачергової перевірки порядку визначення ФХП газу, Сторона 2 письмово доводить це до відома власника комерційного ВОГ (ПВВГ) із зазначенням місця, в якому має бути здійснений контрольний відбір проби газу та час 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.

Визначення будуть проведені відповідно до методів, викладеними в 6.4.

Витрати за проведення аналізів, що перевищують періодичність, передбачену в пункті 6.3, у разі, якщо результати визначень не перевищують допустимі межі, наведені у Розділі ІІІ Кодексу газотранспортної системи, несе Сторона 2.

У разі, якщо результати визначень перевищують допустимі межі, наведені у Розділі ІІІ Кодексу газотранспортної системи, витрати несе Оператор ГТС.

6.7. Втручання у обладнання контролю ФХП

Про всі заходи з втручання у роботу ЗВТ визначення ФХП (технічне обслуговування, заміна градуювальної суміші, тощо) власник комерційного ВОГ повинен повідомити оператора іншої Сторони за 2 робочих дні до початку втручання. Сторона 2 повинен своєчасно відповісти, чи будуть присутніми його представники при вищезгаданих роботах. За результатами робіт повинен бути складений звіт.

6.8. Звітність

Всі фізико-хімічні показники, визначені у порядку, передбаченому Розділом 6 цієї Технічної Угоди, повинні бути наведені у Місячному паспорті ФХП газу (Додаток 6).

Підставою для складання місячного паспорту ФХП газу є звіти потокових засобів визначення ФХП газу та протоколи визначення ФХП газу, що проводились хіміко-аналітичною лабораторією.

При використанні потокових засобів визначення ФХП до паспорту заносяться середньодобові значення відповідних ФХП за кожну добу.

При використанні вимірювальних хіміко-аналітичних лабораторій до паспорту-сертифікату заносяться результати вимірювань за добу, під час якої проводились вимірювання.

7. Визначення обсягу природного газу

7.1. Загальна частина

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.

7.2. Вузли обліку газу

Вузли обліку газу повинні бути оснащені вимірювальним обладнанням, що здатне проводити визначення обсягів газу в автоматичному режимі.

Вимірювання кількості газу, що передається через комерційні ВОГ (ПВВГ), повинно здійснюватись або методом змінного перепаду тиску з використанням стандартних звужуючих пристроїв та автоматичних обчислювачів, або лічильниками газу з електронними коректорами відповідно до вимог чинної нормативної документації.

Обладнання, установка та експлуатація вузлів обліку газу повинно проводитись у відповідності до вимог чинних стандартів України.

Вузли обліку газу повинні бути оснащені засобами вимірювальної техніки, що внесені до Державного реєстру засобів вимірювальної техніки, та/або атестовані територіальними органами Міністерства економічного розвитку та торгівлі України у встановленому порядку.

Якщо ВОГ належить Стороні 2 і встановлений на її території, Сторона 2 повинна в найкоротші терміни звернутися до Сторони 1 з пропозицією підписання договору на обслуговування ВОГ Строною 1.

7.3. Методи вимірювань

7.3.1. Загальна частина

Коефіцієнт стисливості, з урахуванням відхилення газу від закону ідеального газу розраховується відповідно до ГОСТ 30319.2-96 урахуванням Зміни № 1 (GERG-91mod або NX-19mod). Коефіцієнт використовується для перетворення об'ємів газу до стандартних умов.

7.3.2. Вимірювання за методом змінного перепаду тиску

Розрахунок обсягу газу за методом змінного перепаду тиску повинен проводитись згідно вимог ДСТУ ГОСТ 8.586.1,2,5:2009.

Конструкція вимірювальних трубопроводів до реконструкції, капітального ремонту повинна відповідати вимогам РД 50-213-80, після реконструкції, капітального ремонту - ДСТУ ГОСТ 8.586.1,2,5:2009.

7.3.3. Вимірювання з використанням ультразвукових лічильників газу

Приведення обєму газу, визначеного УЗЛ, до стандартних умов, повинно здійснюватися відповідно до МВУ 034.

Ультразвукові лічильники газу повинні відповідати вимогам ДСТУ ISO 17089.

7.3.4. Вимірювання з використанням турбінних лічильників газу

Приведення обєму газу, визначеного турбінними лічильниками газу, до стандартних умов, повинно здійснюватися відповідно до МВУ 034.

Турбінні лічильники газу повинні відповідати вимогам ДСТУ EN 12261:2006.

7.3.5. Вимірювання з використанням роторних лічильників газу

Приведення обєму газу, визначеного роторними лічильниками газу, до стандартних умов, повинно здійснюватися відповідно до МВУ 034.

Роторні лічильники газу повинні відповідати вимогам ДСТУ EN 12480:2006.

7.4. Визначення одиниць вимірювань

Обсяги газу, що вимірюються комерційним ВОГ, повинні бути визначені у м3 та приведені до умов, що встановлені Розділом 5 Технічної угоди.

7.5. Порядок введення комерційних ВОГ(ПВВГ) в експлуатацію

7.5.1. Порядок введення в експлуатацію нового комерційного ВОГ (ПВВГ) або ВОГ (ПВВГ) після реконструкції або капітального ремонту повинен відповідати вимогам Глави 2 «Порядок обліку природного газу» Кодексу ГТС.

7.5.2. При плануванні повної реконструкції чи капітального ремонту діючої ГРС, будівництва нової ГРС взамін діючої, капітального ремонту комерційного вузла обліку газу оператор ГТС визначає максимальну вимірювану обємну витрату газу ВОГ після ремонту , реконструкції на підставі таких вихідних даних:

- максимальної потужності, мінімальних та максимальних тисків точки виходу газу відповідно до Додатків 2, 3 до Технічної угоди.

- величини фактичної потужності вузла обліку газу за останні 5 років.

7.5.3. Комерційний ВОГ після ремонту, реконструкції повинен забезпечувати визначення обсягів газу, що передаються на ГРС у зимовий та літній період у діапазонах роботи газовимірювального обладнання з похибкою, що відповідає вимогам «Правил обліку газу при видобуванні, транспортуванні та зберіганні».

7.5.4. У разі, якщо розрахована максимальна вимірювана обємна витрата газу ВОГ після ремонту, реконструкції не відповідає максимальній потужності ВОГ, що вказана у Додатку 3, Оператор ГТС повідомляє про це Споживача окремим інформаційним листом за 1 місяць до проведення робіт з реконструкції чи капітального ремонту діючої ГРС, будівництва нової ГРС взамін діючої, капітального ремонту комерційного вузла обліку газу.

7.5.5. Збільшення продуктивності ГРС понад значень, розрахованих Оператором ГТС, можливе при наявності обєктивних документальних обґрунтувань від Споживача газу, а саме - затвердженого Регулятором плану розвитку газорозподільної системи. Збільшення продуктивності пройматиметься до уваги виключно у розрізі газопостачання населення та комунальних підприємств теплопостачання.

7.5.6. Перед введенням в експлуатацію відповідність комерційних вузли обліку газу вимогам чинних нормативно-правових актів, стандартів повинна бути підтверджена відповідними територіальними органами Міністерства економічного розвитку та торгівлі України.

7.5.7. При введенні в експлуатацію нового комерційного ВОГ власник замірного вузла надає іншій стороні для перевірки такий комплект (копії) технічної документації:

- паспорти на всі ЗВТ та діафрагму;

- свідоцтва про повірку вимірювальних комплексів та інших ЗВТ;

- свідоцтво про державну метрологічну атестацію вузла обліку газу;

- акт експертизи монтажу вузла обліку газу;

- проект на вузол обліку газу ;

- акти виміру геометричних розмірів камер усереднення і вимірювальних трубопроводів, затвердженні та підписані представниками територіального органу Міністерства економічного розвитку та торгівлі України й контрагентом (для методу змінного перепаду тиску);

- паспорт витратомірного пристрою (для методу змінного перепаду тиску);

- протокол розрахунку витратоміру змінного перепаду тиску зі стандартним звужувальним пристроєм.

7.5.8. Всі документи повинні бути належним чином оформлені, підписані та завірені.

При прийнятті вузла обліку газу власник замірного вузла надає за зверненням іншій стороні для ідентифікації та ознайомлення оригінали цих документів

7.5.9. Під час введення в експлуатацію власник замірного вузла надає іншій стороні право перевіряти:

7.5.10. право перевіряти:

- відповідність вузла обліку проектній документації;

- відповідність ЗВТ та елементів конструкції вузла обліку паспортним даним;

- відповідність оригіналів заводських паспортів (сертифікатів тощо) та маркування елементів вузла обліку;

- правильність встановлення складових ВОГ (ЗВТ) у відповідності до вимог проекту та паспорту заводу-виробника, перевірка співвісності фланців газопроводу, контроль геометричних характеристик вимірювального трубопроводу з прямими ділянками та місцевими опорами;

- проводити контрольні вимірювання розмірів внутрішнього діаметра вимірювального трубопроводу та звужуючого пристрою (за його наявності), у тому числі перевірка порожнини прямих ділянок на предмет відсутності сторонніх приладів, накипу, тощо;

- здійснювати контроль параметрів імпульсних ліній та їх складових;

- зусилля затягування гвинтів та гайок, глибина занурення перетворювача температури і таке інше;

- герметичність запірної арматури, імпульсних ліній на вузлі обліку та обвідних лініях, наявність та стан заглушок (блінд);

- метрологічні характеристики вимірювальних перетворювачів за допомогою контрольних та/або еталонних ЗВТ;

- працездатність автоматизованих пристроїв і допоміжних засобів передачі результатів вимірювання вузла обліку, лінії звязку (за їх наявності);

- програмовані параметри та налаштування коректора або обчислювача обєму газу

7.5.11. У разі відповідності комерційного ВОГ (ПВВГ) вимогам діючих технічних регламентів та норм, правил і стандартів, що підтверджується відповідними підрозділами національної метрологічної служби або іншими уповноваженими організаціями (Свідоцтво про повірку, атестацію засобу вимірювальної техніки, вузла обліку газу), інша сторона, не має права відмовити власнику комерційного ВОГ (ПВВГ) у підписанні акту введення ВОГ (ПВВГ) у комерційну експлуатацію.

7.6. Точність вимірювань

Межі допустимої похибки вимірювального обладнання на комерційних вузлах обліку газу повинні відповідати чинним нормативно-правовим актам та Додатку 10.

Для підтримки необхідної точності вимірювання елементи вимірювальних систем повинні підлягати періодичній перевірці та калібруванню. Вимоги до перевірок встановлюються в пункті 7.8 .

7.7. Процедура тимчасового виведення з експлуатації/включення у роботу комерційного вузла обліку газу

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

7.7.2. У разі виявлення аварійних ситуацій або виходу з ладу засобів вимірювань власник ВОГ (ПВВГ) повідомляю іншу сторону негайно (наприклад, за допомогою телефону та/або факсом), далі, як тільки можливо, але не більше ніж за 24 години після виявлення нештатної ситуації, системи власник ВОГ (ПВВГ) починає пошук несправностей і усунення відмов, а також негайно повідомляє іншу сторону про час необхідний для усунення несправностей,.

7.7.3. На період виведення 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 при їх відсутності відповідно до пункту 4-6 глави 4 Кодексу ГТС.

7.7.4. Визначення обсягів газу на період виведення з експлуатації комерційних ВОГ (ПВВГ) проводяться з обовязковим використанням програмних комплексів, що пройшли перевірку відповідності вимогам чинних стандартів органами Міністерства економічного розвитку та торгівлі України.

7.7.5. За період тимчасового виведення з експлуатації комерційного ВОГ складається відповідний акт коригування обсягів газу.

7.7.6. В актах коригування обсягів природного газу повинна бути чітко зазначена причина перерахунку, період його здійснення та безпосередньо сам перерахунок.

Крім того, коригування обсягів газу проводиться у таких випадках:

- вихід за діапазони вимірювань будь-якого перетворювача, що входить до складу комерційного вузла обліку;

- виявлення стороннього предмету у вимірювальному трубопроводі;

- невідповідності конфігурації обчислювача/коректора документації на вузол обліку газу;

- введення некоректних значень фізико-хімічних показників.

7.7.7. Про факт тимчасового виведення з експлуатації/ введення до експлуатації комерційного ВОГ складається відповідний протокол (акт).

7.8. Порядок перевірки, повірки (у тому числі спільної) комерційних вузлів обліку газу

7.8.1. Перевірки, повірки та контроль комерційних ВОГ здійснюються у порядку, передбаченому Кодексом ГТС.

7.8.2. Контрольний огляд та/або технічна перевірка (калібрування) ВОГ здійснюється згідно графіку, погодженого Сторонами, з періодичністю, що відповідає Таблиці 1 Додатку 9 .

7.8.3. Метрологічні характеристики вимірювального обладнання повинні підтверджуватись шляхом порівняння їх результатів вимірювання з результатами вимірювання відповідними еталонними засобами.

7.8.4. Перевірка стану приладів для визначення ФХП природного газу в місцях визначення ФХП здійснюється згідно графіку, погодженого Сторонами, з періодичністю що відповідає Таблиці 2 Додатку 9.

7.8.5. У разі необхідності позачергової технічної перевірки (калібрування) комерційного ВОГ (ПВВГ) інша Сторона 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.

7.8.6. Сторона, на території якої розташований комерційний ВОГ(ПВВГ), зобовязується у будь-який час доби надати доступ до комерційного ВОГ(ПВВГ) представникам оператора газотранспортної системи для проведення контрольного огляду.

7.8.7. Після проведення будь-яких робіт, в обовязковому порядку складається акт, в якому повинно бути вказано час та вид робіт, що були проведені, які при ньому були зняті та/або встановленні охоронні пломби, з яких елементів вузла обліку та номерні реквізити цих пломб.

7.9. Порядок експлуатації основної, дублюючої та контрольної систем

7.9.1. Для підвищення надійності вимірювань обєму газу через комерційні ВОГ (ПВВГ) оператор суміжних систем або інші субєкти, безпосередньо підключені до газотранспортної системи, мають право на встановленні дублюючих (контрольних) систем вимірювання або вузлів обліку газу.

Дублююча або контрольна система вимірювань (вузол обліку газу) не повинні впливати на роботу основної комерційної системи вимірювань.

Сторони здійснюють контроль показів основної та дублюючої систем на відповідність вимогам Таблиці 3 Додатку 10.

У разі перевищення величини допустимої розбіжності основної та дублюючої систем проводиться їх позачергова перевірка.

7.9.2. Дублюючий ВОГ є незалежним від комерційного ВОГ. Дублююча система вимірювань реалізується шляхом встановлення дублюючого вимірювального комплексу на комерційний ВОГ.

7.9.3. Дублююча система або ВОГ

Оператор суміжних систем або інші субєкти, безпосередньо підключені до газотранспортної системи, мають право встановлювати на комерційному ВОГ (ПВВГ) дублюючі системи вимірювань та/або побудувати дублюючий ВОГ (ПВВГ) за межами балансової належності власника комерційного ВОГ (ПВВГ).

Установлення дублюючих систем вимірювань 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 зєднання тощо. Установлення дублюючих систем вимірювань або вузлів обліку газу не повинно впливати на роботу комерційного ВОГ.

Введення дублюючих систем вимірювань або дублюючих ВОГ (ПВВГ) в експлуатацію оформлюється двостороннім актом. У разі встановлення дублюючих вимірювальних систем або ВОГ (ПВВГ) Сторони мають рівні права на отримання вихідної інформації та доступ до дублюючих вимірювальних комплексів.

Сторони, на балансі яких перебувають комерційні та дублюючі системи вимірювань, ВОГ), забезпечують їх належний технічний стан, своєчасне згідно регламенту калібрування, повірку та внесення в обчислювач/коректор ФХП газу.

Дублююча система вимірювань або дублюючий вузол обліку газу використовуються для моніторингу метрологічних характеристик основного вузла обліку газу, та здійснення комерційного обліку газу у разі тимчасової непрацездатності основного вузла обліку газу.

Моніторинг збігу показів комерційної системи вимірювань (ВОГ) та дублюючої системи вимірювань (ВОГ) проводить Оператор ГТС.

Приймання в експлуатацію дублюючої системи вимірювань або вузла обліку газу здійснюється у порядку, ідентичного до основної системи вимірювань.

Основна та дублююча система вимірювань повинні бути технічно ідентичні та мати подібну точність.

Основний та дублюючий вузол обліку можуть бути побудовані на різних методах вимірювання, але мати подібну точність.

Дублююча система вимірювань або дублюючий вузол обліку газу повинні відповідати вимогам чинних нормативних документів, що повинно бути підтверджено територіальними органами Міністерства економічного розвитку та торгівлі у встановленому порядку.

7.9.4. Контрольна система вимірювань (ВОГ)

Сторони також мають право на встановлення контрольних систем вимірювань або контрольного вузла обліку газу, які використовуються для контролю працездатності основних систем вимірювання.

Контрольні системи вимірювань (ВОГ) не проходять двосторонню процедуру введення в експлуатацію та не підлягають підтвердженню відповідності територіальними органами Міністерства економічного розвитку та торгівлі у встановленому порядку.

Результати вимірювань контрольних систем вимірювань (ВОГ) можуть використовуватись при виході з ладу комерційних ВОГ тільки за погодженням Сторін.

7.10. Порядок пломбування комерційних ВОГ (ПВВГ)

7.10.1. Комерційний вузол обліку (комерційний ВОГ) та його складові мають бути опломбовані пломбами Оператора ГТС згідно з вимогами "Інструкції щодо порядку пломбування газовимірювального обладнання.»

7.10.2. Представник Сторони 2 після введення в експлуатацію комерційного ВОГ, закінчення технічної перевірки, контрольного огляду, повірки, калібрування має право додатково опломбувати вимірювальні комплекси та засоби вимірювальної техніки.

7.10.3. Пломбування комерційного ВОГ та його складових проводиться в місцях передбачених проектом, паспортами заводів-виробників ЗВТ, та в місцях де можливе несанкціоноване втручання в роботу складових комерційного ВОГ або несанкціонованого відбору природного газу.

7.10.4. Місця та порядок встановлення пломб Сторони 2 обумовлюється для кожного ВОГ відповідними окремими схемами пломбування. Перелік місць пломбування може бути розширений за обґрунтованою пропозицією однієї із сторін.

7.10.5. За результатами пломбування складається відповідний акт. В акті повинно бути вказано час та вид робіт, що були проведені, які при цьому були зняті та/або встановленні охороні пломби та з яких елементів вузла обліку та номери/ реквізити цих пломб. Відповідний акт про пломбування чи інший документ має бути підписаний уповноваженими особами сторін, які були присутніми при пломбуванні.

7.10.6. Крім того, результати пломбування відображаються у відповідних журналах пломбування окремо для Оператора ГТС та Сторони 2.

7.10.7. Журнали пломбування Оператора ГТС та Сторони 2 зберігаються у Оператора ГТС.

7.10.8. Відповідальність за збереження і цілісність пломб (номерних, з відбитками тавр), пломбувального матеріалу, на якому встановлено пломби (дріт, кордова нитка, тощо), та гвинтів на яких закріплено пломбувальний матеріал, несе власник комерційного ВОГ.

8. Порядок визначення та компенсації фактичних втрат та виробничо-технологічних витрат природного газу

8.1. Якщо після комерційного ВОГ (ПВВГ) на газорозподільній станції здійснюється відбір газу на газоспоживаюче обладнання оператора газотранспортної системи (котли опалення чи підігрівачі газу) витрати визначають за лічильниками або розраховують за формулами (1), (20), (31) та пункту 6.21 СОУ 60.3-0:2012 "Визначення обсягів витрат природного газу на виробничо-технологічні потреби під час його транспортування газотранспортною системою та експлуатації підземних сховищ газу". Ці обсяги мають бути враховані під час складання місячних актів прийому-передачі газу.

8.2. 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 погодженим сторонами графіком або розрахунковим методом згідно розділу 6. «розрахунок обсягів витрат технологічного газу» СОУ 60.3-0:2012 "Визначення обсягів витрат природного газу на виробничо-технологічні потреби під час його транспортування газотранспортною системою та експлуатації підземних сховищ газу". Ці обсяги мають бути враховані під час складання місячних актів прийому-передачі.

9. Порядок проведення номінацій, ре-номінацій, алокацій

9.1. Умови, процедура надання номінацій та ре-номінацій а також перевірка їх відповідності здійснюється відповідно до Кодексу газотранспортної системи.

9.2. Процедура обміну даними та узгодження номінацій та ре-номінацій між Сторонами проводиться в термін визначений Кодексом газотранспортної системи, та у форматі, формою і інформаційним змістом визначеним Оператором газотранспортної системи і опублікованим на електронній сторінці Сторони 1.

9.3. Алокації здійснюється відповідно до Кодексу газотранспортної системи.

9.4. Процедура обміну даними та узгодження алокацій між Сторонами проводиться в термін визначений Кодексом газотранспортної системи, та у форматі, формою та інформаційним змістом визначеним Оператором газотранспортної системи і опублікованим на електронній сторінці Сторони 1.

9.5. Сторона 1 в додатку 4 відповідно до пункту 2 цієї технічної угоди, вказує електронні адреси інтернет-сторінок, правила та порядок доступу до інформації, відповідно до яких Сторона 2 може отримати необхідні файли та інформацію з метою забезпечення обміну даними (файлами), щодо процедури номінації та алокації.

9.6. В додатку 4 відповідно до пункту 2, Сторона 1 прописує процедуру та формат електронного обміну даними між Сторонами.

10. Документальне оформлення приймання-передачі природного газу

10.1. Документальне оформлення приймання-передачі природного газу здійснюється відповідно до Кодексу газотранспортних систем.

10.2. Кількість переданого та прийнятого газу за звітний місяць визначається оператором газотранспортної системи та Сторони 2 на підставі показань вимірювальних комплексів комерційних вузлів обліку газу.

10.3. Контрактна година для всіх типів приладів обліку газу встановлюється за UTC о 5:00 (за Київським часом 7:00) для зимового періоду та о 4:00 за UTC (за Київським часом 7:00) літнього періоду.

10.4. Приймання-передача природного газу за звітний місяць між оператором газотранспортної системи та оператором газорозподільної системи відбувається в точках комерційного обліку газу на газорозподільних станціях і оформлюється актами приймання-передачі ( з розшифруванням по кожному ВОГ (ПВВГ), що підписуються представниками цих сторін не пізніше 5-го числа місяця, наступного за звітним.

10.5. Акти приймання-передачі природного газу складаються згідно форм, які підписуються представниками сторін у чотирьох примірниках українською мовою по два примірника кожній стороні. Підставою для складання місячних актів приймання-передачі газу є погодинна інформація в електронному вигляді з автоматичних обчислювачів/коректорів для кожної точки виходу. У разі допущення помилки в одному з місячних актів її треба виправити і оформити окремим протоколом.

Форму акту приймання-передачі газу наведено у Додатку 5.

10.6. Розбіжності у частині обсягу переданого (прийнятого) газу врегульовуються відповідно до умов Кодексу Газотранспортної системи, Технічної угоди або в судовому порядку. До винесення остаточного судового рішення, обсяг переданого (прийнятого) газу встановлюється відповідно до показань комерційних приладів обліку газу оператора газотранспортної системи.

10.7. У разі не підписання оператором газорозподільної системи місячних актів приймання-передачі газу оператор газотранспортної системи оформляє акти в односторонньому порядку на підставі показників приладів обліку власника комерційного ВОГ(ПВВГ), про що сповіщає оператора газорозподільної системи . Указані односторонні акти вважаються чинними для обох сторін.

10.8. При оформленні актів прийому-передачі газу оператор ГТС повинен скласти та надати іншій стороні місячний паспорт-сертифікат фізико-хімічних характеристик газу, в якому вказуються всі ФХП, що підлягають контролю згідно Розділу 6 цієї технічної угоди.

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

Форму місячного паспорту-сертифікату наведено у Додатку 6.

10.9. Вимоги до формату, форми та інформаційного зміст документів які використовуються для документального оформлення приймання-передачі природного газу визначаються Стороною 1, та публікуються на електронній сторінці Сторони 1.

Електронну адресу за допомогою якої Сторона 2 може отримати доступ до необхідних файлів та інформації визначених даним розділом вказується в додатку 4 відповідно до пункту 2 цієї Технічної Угоди.

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

11.1. Роботи повязані з проведення ремонтних робіт і робіт з модернізації, які мають вплив на умови роботи суміжних систем виконуються згідно з погодженими Сторонами річними графіками. Річні графіки складаються та узгоджуються Сторонами до 01 березня кожного року за типовою формою (Додаток 11) із врахуванням обовязкової щорічної зупинки ГРС для проведення ремонту обладнання згідно п.1.12 розділу VII НПАОП 60.3-1.01-10 «Правила безпечної експлуатації магістральних газопроводів».

11.2. При проведенні планово-профілактичних робіт Сторона 1 за 21 календарних днів до початку робіт у письмовому вигляді попереджує Сторону 2 про терміни виконання робіт та умови відновлення газопостачання. При відсутності відповіді про готовність Сторони 2 до припинення газопостачання, Сторона 1 через 2 доби після визначеного термін) починає проводити роботи з повідомленням Сторони 2 через диспетчерські канали зв'язку. В такому випадку всю відповідальність за припинення газопостачання і наслідки, що виникли у результаті цих дій несе Сторона 2.

Не пізніше, ніж за одну добу до введення ГРС в роботу, Сторона 1 письмово попереджає Сторону 2 про закінчення робіт і готовність включення в роботу ГРС. Сторона 2 письмово узгоджує Стороні 1 про готовність прийняття газу від ГРС у свої мережі для відновлення газопостачання. Відповідальність за відновлення газопостачання газоспоживаючого обладнання після включення ГРС несе Сторона 2.

12. Порядок дій на випадок виникнення перебоїв у роботі суміжних систем

12.1. Дії Сторін у випадку виникнення перебоїв у роботі суміжних систем регулюються Кодексом Газотранспортної системи.

12.2. Сторона 1 повідомляє Сторону 2 про строки, а також обсяг обмежень у точках виходу, а також про вільні потужності в точках виходу, в яких запроваджені обмеження:

1) у тому разі, якщо ці роботи спричинять перебої в постачанні природного газу до споживачів Сторони 2 не менше ніж за двадцять один день перед датою початку запланованих робіт;

2) у тому разі, якщо ці роботи не спричинять перебої в постачанні природного газу до споживачів Сторони 2 не менше ніж за пять днів перед датою початку запланованих робіт.

12.3. Сторона 2 оповіщається про події, про які зазначено у пункті 12.2, шляхом індивідуального повідомлення в письмовому вигляді з повідомленням про вручення, телефоном або за допомогою іншого засобу звязку.

12.4. Сторона 2 враховує в номінаціях або газотранспортних прогнозах обмеження, про які зазначено у пункті 12.2. За період призупинення транспортування або обмеження кількості природного газу внаслідок робіт, що виконуються Стороною 1, постійна оплата за потужності підлягає відповідному зниженню на період впровадження обмежень.

12.5. Якщо Сторона 2 або його споживачі, незважаючи на повідомлення, зазначені в пункті 2.2., не змінять обсяги відбору або постачання природного газу відповідно до встановлених обмежень, то Сторона 1 має право на отримання оплати за перевищення потужності згідно з положеннями Кодексу.

13. Порядок повідомлення про аварії, та порядок взаємодії сторін в разі їх виникнення

13.1. Сторона, у якої виникла аварійна ситуація, зобовязані негайно повідомити іншу Сторону по каналах диспетчерського звязку:

- про виникнення аварії, надзвичайної ситуації або кризової ситуації, яка може викликати зміну потоків газу, впливати на роботу технологічного обладнання;

- про очікуваний час ліквідації наслідків аварійної ситуації.

13.2. У разі виникнення нештатної ситуації (аварія або відмова згідно класифікації по СОУ 60.3-9:2011 «Магістральні газопроводи. Відмови та аварії. Класифікація») на ГРС або лінійній частині Сторона 1 має право на негайну зупинку ГРС або ділянки лінійної частини з одночасним повідомленням Сторони 2 через диспетчерські канали звязку.

Не пізніше, ніж за одну добу до введення ГРС або лінійної частини в роботу, Сторона 1 письмово попереджає Сторону 2 про закінчення робіт і готовність включення в роботу ГРС або лінійної частини. Сторона 2 письмово узгоджує Стороні 1 про готовність прийняття газу від ГРС або лінійної частини у свої мережі для відновлення газопостачання. Відповідальність за відновлення газопостачання газоспоживаючого обладнання після включення ГРС або лінійної частини несе Сторона 2.

14. Відповідальність Сторін

14.1. Сторони у випадку невиконання або неналежного виконання своїх зобов'язань по цій Технічній угоді несуть відповідальність відповідно до чинного законодавства.

14.2. Відповідальність за наслідки передачі природного газу, що не відповідає встановленим вимогам, визначаються Кодексом Газотранспортної системи.

15. Порядок вирішення спорів

15.1. Сторони дійшли згоди, що всі спори (розбіжності), які можуть виникнути при виконанні умов цієї Технічної угоди, повинні вирішуватись шляхом переговорів.

15.2. У разі неможливості досягнення згоди шляхом переговорів спірні питання передаються на розгляд до НКРЕКП або до суду для вирішення в установленому порядку.

15.3. При виникненні розбіжностей між Сторонами у частині обсягу переданого (прийнятого) газу вони підлягають договірному врегулюванню або врегулюванню НКРЕКП. До врегулювання розбіжностей обсяг переданого (прийнятого) газу встановлюється у відповідності до показників приладів обліку власника комерційного ПППГ.

15.4. Сторона, яка не згідна з визначенням добової чи місячної кількості поданого газу, повинна заявити про це іншій стороні протягом п'яти днів з дати оформлення акта або іншого документа, що підтверджує кількість поданого (прийнятого) газу та вимагати проведення експертної повірки засобів вимірювальної техніки.

15.5. У разі неможливості досягнення згоди (у тому числі на підставі результатів проведеної експертної повірки) шляхом переговорів, спірні питання передаються на розгляд до суду для вирішення в установленому порядку. До врегулювання розбіжностей та прийняття рішення у судовому порядку обсяг переданого (прийнятого) газу встановлюється у відповідності до результатів вимірювань комерційного ВОГ(ПВВГ).

16. Порядок взаємодії та контактні дані диспетчерських служб оператора газотранспортної системи та оператора газорозподільної системи Сторін.

16.1. Сторони обмінюються інформацією, що стосується приймання-передачі природного газу відповідно до порядку і в строки, що передбачені Кодексом Газотранспортної системи.

16.2. Будь-яке повідомлення, вимога, звіт або інша інформація, що має бути надана за цією Угодою, має бути наданню шляхом індивідуального повідомлення в письмовому вигляді з повідомленням про вручення, телефоном або за допомогою іншого засобу звязку.

16.3. Уповноваженими представниками Сторони 1 та Сторони 2, що призначені забезпечувати виконання положень Угоди, є:

Сторона 1Сторона 2
Імя, прізвищеОСОБА_5ОСОБА_6
ПосадаГоловний диспетчерначальник АГНКС
Номер телефонутел. моб. +38-050-31-71-912Тел. (03657) 2-84-61 моб. тел. + 38-067-242-69-25
Номер факсу(03657) 2-84-61
Електронна пошта
16.4. Контактна інформація диспетчерського центру Сторони 1:

АдресаНомер телефонуЕлектронна поштаНомер факсу
м. Львів, вул. Рубчака,
16.5. Контактна інформація диспетчерського центру Сторони 2:

АдресаНомер телефонуЕлектронна поштаНомер факсу
Рівненська обл. Костопільський р.-н, с. Лісопіль, вул. Хотинська, 1 (03657) (03657) 2-84-61
16.6. Сторони зобовязані письмово інформувати одна одну про будь-які зміни у інформації, визначеній у п.п. 14.3 14.5 та розділі 15 цієї Технічної угоди, протягом 5 робочих днів. У випадку неповідомлення про зміни інформації, вся інформація, що надається відповідно до цієї Угоди, вважається наданою, якщо вона повідомляється, використовуючи останню відому Стороні контактну інформацію.

17. Інші умови

17.1. Ця Технічна угода складена у двох примірниках по одному для кожної із Сторін, які мають однакову юридичну силу.

17.2. Зміни та доповнення до цієї Технічної угоди вносяться за взаємним узгодженням Сторін та в порядку, передбаченому чинним законодавством та відповідними нормативно правовими актами.

17.3. Сторони зобов'язуються повідомити одна одній про зміни свого найменування, місцезнаходження (місця проживання), номерів телефонів, телефаксів та зміну форми власності, а також про всі інші зміни, які можуть вплинути на реалізацію цієї Технічної угоди та виконання зобов'язань за нею, у п'ятиденний строк з дня виникнення відповідних змін.

17.4. Дія Технічної угоди припиняється за згодою сторін або у випадках, передбачених чинним законодавством України.

17.5. У випадках, не передбачених цією Технічною угодою, сторони керуються чинним законодавством України.

17.6. Припинення, обмеження транспортування газу здійснюється у встановленому законодавством порядку.

17.7. Інші технічні умови:

18. Строк дії Технічної угоди

Ця Технічна угода набирає чинності з "01" квітня 2016 року та вважається щорічно продовженою, якщо за місяць до закінчення року однією із Сторін не буде заявлено про відмову від цієї Технічної угоди або її перегляд.

19. Реквізити Сторін

Сторона 1: Сторона 2:

ПАТ "УКРТРАНСГАЗ" ТОВ "АРЕТІ-Хмельницький"
філія УМГ "ЛЬВІВТРАНСГАЗ" 35065, Рівненська обл. Костопільський р-н
79000 м. Львів, вул. Рубчака, 3 с. Лісопіль, вул. Хотинська, 1
Код Код
Р/р 869 р/р 0100 в
ПАТ "Діамантбанк" ПАТ "Укрсиббанк" МФО 351005
МФО 320854 ІПН 96
Свідоцтво платника ПДВ № 200030442

М. П. М. П.
ОСОБА_3
(підпис, ініціали, прізвище) (підпис, ініціали, прізвище)

___________________ 2016 року ___________________ 2016 року

Додаток № 1

до Технічної угоди № 2016-ЛТГ/пт3

Перелік комерційних ВОГ

№Назва фізичної точки виходуНапрямок газопостачанняЕІС-кодТип ВОГСторона, на балансі якої знаходиться ВОГ
123456
1ВОГ АГНКС Ареті-ХмельницькийРівненське ЛВУМГ в ТОВ "АРЕТІ-Хмельницький"56ZOPRIV1002002MлічильникТОВ "АРЕТІ-Хмельницький"

ПАТ "УКРТРАНСГАЗ" філія УМГ "ЛЬВІВТРАНСГАЗ" ТОВ "АРЕТІ-Хмельницький"

ОСОБА_3

Додаток № 2

до Технічної угоди № 2016-ЛТГ/пт3

Таблиця граничнодопустимих значень мінімального та максимального тиску газу

№Назва фізичної точки виходуНапрямок газопостачанняГраничнодопустимі значення надлишкового тиску, МПа
мін.макс.
12341
1ВОГ АГНКС Ареті-ХмельницькийРівненське ЛВУМГ в ТОВ "АРЕТІ-Хмельницький"1,505,40

ПАТ "УКРТРАНСГАЗ" філія УМГ "ЛЬВІВТРАНСГАЗ" ТОВ "АРЕТІ-Хмельницький"

ОСОБА_3

Додаток № 3

до Технічної угоди № 2016-ЛТГ/пт3

Таблиця граничнодопустимих значень потужності фізичних точок виходу

№Назва фізичної точки виходуНапрямок газопостачанняГраничнодопустиме значення потужності, м3/год
макс.
1234
1ВОГ АГНКС Ареті-ХмельницькийРівненське ЛВУМГ в ТОВ "АРЕТІ-Хмельницький"21 297

ПАТ "УКРТРАНСГАЗ" філія УМГ "ЛЬВІВТРАНСГАЗ" ТОВ "АРЕТІ-Хмельницький"

ОСОБА_3

3. Стягнути з Товариства з обмеженою відповідальністю "АРЕТІ-Хмельницький" (35065, Рівненська область, Костопільський район, с. Лісопіль, вул. Хотинська, 1, ) на користь Публічного акціонерного товариства "Укртрансгаз" (01021, м. Київ, вул. Кловський узвіз, 9/1, ) від імені якого діє філія "ОСОБА_1 магістральних газопроводів "Львівтрансгаз" (79053, м. Львів, вул. І.Рубчака, 3, ) 1 378 (одну тисячу триста сімдесят вісім) грн. 00 коп. витрат по сплаті судового збору.

4. Наказ видати після набрання рішенням законної сили.

Повне рішення складено "17" червня 2016 року.

Суддя Войтюк В.Р.

Віддруковано 4 примірники:

1 - до справи;

2 - позивачу рекомендованим (01021, м. Київ, вул. Кловський узвіз, 9/1);

3 - позивачу рекомендованим (79053, м. Львів, вул. І. Рубчака, 3);

4 - відповідачу рекомендованим (35065, Рівненська обл., Костопільский р-н, с. Лісополь, вул. Хотинська, 1).