Contract
ДОГОВІР № ________________ транспортування природного газу
Товариство з обмеженою відповідальністю “Оператор газотранспортної системи України”, що здійснює діяльність на підставі ліцензії з транспортування природного газу, виданої відповідно до постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг від 24.12.2019 №3011 (далі – Оператор), в особі заступника директора комерційного – начальника управління інформаційної підтримки Xxxxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxxx, що діє на підставі довіреності від 26.07.2021 № 419, та ____________________________________________________________ (далі - Замовник), (найменування, організаційно-правова форма Замовника - для юридичної особи або прізвище, ім'я, по батькові для фізичної особи – підприємця, країна реєстрації) в особі______________________________________________________________, (посада, прізвище, ім'я та по батькові), що діє на підставі___________________________, _____________________________________________________(далі – Сторони), (довіреність або установчі документи Замовника) керуючись Законом України «Про ринок природного газу» та Кодексом газотранспортної системи, затвердженим постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2015 року № 2493 (далі – Кодекс), уклали цей Договір транспортування природного газу (далі – Договір) про таке.
I. ТЕРМІНИ І ВИЗНАЧЕННЯ
Терміни і визначення, що не наведені в цьому Договорі, використовуються у значеннях, встановлених у Законі України «Про ринок природного газу» та Кодексі.
II. ПРЕДМЕТ ДОГОВОРУ
2.1. За цим Договором Оператор надає Замовнику послугу транспортування природного газу (далі - Послуга) на умовах, визначених у цьому Договорі, а Замовник сплачує Оператору встановлені в цьому Договорі вартість такої Послуги та плат (за їх наявності), які виникають при його виконанні. 2.2. Послуги надаються на умовах, визначених у Кодексі, з урахуванням особливостей, передбачених цим Договором. Замовник погоджується з тим, що обов'язковою умовою надання послуги є доступ Замовника до інформаційної платформи на підставі Правил надання доступу до інформаційної платформи, розміщених на веб-сайті Оператора. Підписанням цього Договору Замовник підтверджує, що він ознайомлений із Правилами надання доступу до інформаційної платформи, розміщеними на веб-сайті Оператора, та надає згоду на їх застосування та дотримання. Замовник усвідомлює, що порушення ним зазначених Правил позбавляє його права пред'являти претензії до Оператора з приводу якості послуги та покладає на нього зобов'язання із відшкодування Оператору шкоди або збитків, завданих такими діями або бездіяльністю Замовника. Замовник погоджується з тим, що обов’язковою умовою розподілу потужності у точках міждержавного з’єднання є доступ Замовника до аукціонної платформи згідно з інструкцією з порядку доступу та роботи аукціонної платформи, розміщеною на веб-сайті Оператора. Підписанням цього Договору Замовник підтверджує, що він ознайомлений з інструкцією з порядку доступу та роботи аукціонної платформи, розміщеною на веб-сайті Оператора, та надає згоду на її застосування та дотримання. Замовник визнає, що потужність у точках міждержавного з’єднання, розподілена йому за результатами проведених аукціонів на аукціонних платформах, є його договірною потужністю і буде ним оплачена на умовах цього Договору. 2.3. Обсяг Послуги, що надається за цим Договором, визначається підписанням додатка 1 до цього Договору (розподіл потужності) та/або додатка 2 (розподіл потужності з обмеженнями), крім надання доступу до потужності на період однієї газової доби (на добу наперед та/або потужності протягом доби). 2.4. Приймання-передача газу, документальне оформлення та подання звітності Оператору здійснюються відповідно до вимог Кодексу. 2.5. Замовник має виконувати вимоги, визначені в Кодексі, подавати газ в точках входу та/або приймати газ у точках виходу в обсягах, встановлених цим Договором, протягом погоджених термінів, а також оплачувати Послуги на умовах, зазначених у Договорі. 2.6. Оператор має виконувати вимоги, визначені в Кодексі, приймати газ в точках входу та/або передавати газ у точках виходу в обсягах, встановлених цим Договором, протягом погоджених термінів. 2.7. Додаток 1 є невід’ємною частиною цього Договору у випадку, коли Замовнику надається право використання гарантованої та/або переривчастої потужності, крім випадку замовлення потужності на добу наперед та/або протягом доби. Додаток 2 є невід’ємною частиною цього Договору у випадку, коли Замовнику надається право використання потужності з обмеженнями, крім випадку замовлення потужності на добу наперед та/або протягом доби. 2.8. Взаємовідносини між Замовником та Оператором при забезпеченні (замовленні, наданні, супроводженні) послуг транспортування за цим Договором здійснюються Сторонами через інформаційну платформу Оператора та аукціонні платформи (у частині розподілу потужності на міждержавних з’єднаннях) відповідно до вимог Кодексу. Замовник набуває права доступу до інформаційної платформи з моменту підписання цього Договору, а його уповноважені особи - з моменту їх авторизації, що оформлюється наданим Замовником повідомленням на створення облікового запису уповноважених осіб користувача платформи за формою, визначеною Кодексом. Після набуття права доступу до інформаційної платформи та/або до аукціонної платформи Замовник зобов’язується дотримуватися порядку взаємодії з інформаційною платформою та/або аукціонною платформою, визначеного Кодексом.
III. ПРАВА І ОБОВ’ЯЗКИ ОПЕРАТОРА
3.1. Оператор зобов'язаний: своєчасно надавати Послуги належної якості; розміщувати на своєму веб-сайті чинні тарифи, вартість послуг з врегулювання добового небалансу, Типовий договір транспортування природного газу і Кодекс; приймати номінації та реномінації, а також заявки на розподіл потужності від Замовника відповідно до умов, встановлених Кодексом; забезпечувати належну організацію та функціонування своєї диспетчерської служби; оприлюднювати інформацію, що стосується прав Замовника на розподіл потужності, впровадження системних обмежень у випадку аварій та перебоїв у функціонуванні газотранспортної системи, та іншу інформацію, що передбачена Кодексом; виконувати інші обов'язки, визначені Кодексом та чинним законодавством України; повідомляти Замовника про зміну умов, які стали підставою для укладення цього Договору; здійснити додаткову оплату Замовнику у разі недотримання параметрів якості природного газу, який передається ним в точках виходу з газотранспортної системи, в порядку, визначеному цим Договором; здійснити у строк до 20 числа місяця, наступного за звітним, виплату грошових коштів на рахунок Замовника, якщо загальна вартість щодобових позитивних небалансів протягом звітного газового місяця перевищує загальну вартість щодобових негативних небалансів Замовника протягом звітного газового місяця. 3.2. Оператор має право: своєчасно отримувати від Замовника плату за надані Послуги; на безперешкодний та безкоштовний доступ на територію та земельну ділянку Замовника, де розташоване його газове обладнання та/або комерційний вузол обліку газу, для виконання своїх обов'язків, передбачених Кодексом та чинним законодавством; обмежувати або припиняти транспортування природного газу у випадках, передбачених цим Договором та Кодексом; отримувати оперативну інформацію від Замовника на запит своєї диспетчерської служби; стягувати із Замовника додаткову плату у разі перевищення розміру договірної потужності та/або за недотримання вимог щодо якості газу, який передається ним в газотранспортну систему, та/або плату за зміну умов (обмежень) користування потужністю з обмеженнями в порядку, визначеному цим Договором; здійснювати заходи із врегулювання перевантажень, передбачені розділом XV Кодексу; користуватися іншими правами, передбаченими цим Договором та чинним законодавством України, для забезпечення належного надання Послуг, а також для виконання обов'язків оператора газотранспортної системи.
IV. ПРАВА І ОБОВ’ЯЗКИ ЗАМОВНИКА
4.1. Замовник зобов’язаний: своєчасно та в повному обсязі оплачувати вартість наданих йому Послуг; надати Оператору фінансове забезпечення в порядку, встановленому у Кодексі та цьому Договорі; дотримуватися обмежень, встановлених цим Договором та Кодексом; негайно виконувати розпорядження диспетчерської служби Оператора; вчасно збалансовувати своє портфоліо балансування; не перевищувати замовлені потужності, визначені в цьому Договорі; повідомляти Оператора про зміну умов, які стали підставою для укладення цього Договору; забезпечити можливість цілодобового зв'язку Оператора з представниками Замовника, зазначеними в цьому Договорі; здійснити своєчасну та повну оплату додаткової плати Оператору у разі перевищення розміру замовленої потужності та/або плати за зміну умов (обмежень) користування потужністю з обмеженнями, та/або недотримання параметрів якості природного газу, який передається ним у газотранспортну систему, у порядку, визначеному цим Договором та Кодексом; реєструвати в Реєстрі споживачів постачальника на інформаційній платформі Оператора споживачів, стосовно яких він є діючим постачальником; здійснити своєчасну та повну оплату за перевищення розміру договірної потужності, додаткову плату за зміну умов (обмежень) використання потужності з обмеженнями, плату за добовий небаланс, плату за нейтральність балансування, додаткову плату у разі недотримання параметрів ФХП газу та плату за несанкціонований відбір природний газу з газотранспортної системи в порядку, визначеному Кодексом та цим Договором; здійснити у термін до 5 робочих днів з дня виставлення рахунка оплату вартості добових небалансів, якщо загальна вартість щодобових негативних небалансів протягом звітного газового місяця перевищує загальну вартість щодобових позитивних небалансів Замовника протягом звітного газового місяця. 4.2. Замовник має право: отримувати від Оператора Послуги належної якості та в обумовлені цим Договором строки; замовляти транспортування та одержувати з газотранспортної системи обсяги природного газу, що відповідають його підтвердженим номінаціям/реномінаціям; отримувати від Оператора всю необхідну інформацію щодо роботи газотранспортної системи, від якої залежить належне виконання Замовником своїх зобов'язань за цим Договором; передати права щодо доступу до газотранспортної системи, які він набуває за цим Договором, іншим суб'єктам ринку природного газу за умови повідомлення про це Оператора у порядку і строки, передбачені Кодексом та цим Договором; отримувати плату за недотримання вимог щодо якості газу, який передається Оператором з газотранспортної системи, в порядку, визначеному цим Договором; користуватися іншими правами, передбаченими Договором та чинним законодавством України; у разі фізичного підключення до газотранспортної системи - на безперешкодний та безкоштовний доступ в порядку, визначеному Кодексом, на територію та земельну ділянку Оператора, де розміщені місця відбору проб газу та/або комерційні вузли обліку газу, за якими здійснюється замовлення Послуг.
V. ОБЛІК І ЯКІСТЬ ГАЗУ
5.1. Порядок комерційного обліку природного газу (у тому числі приладового) та перевірки комерційних вузлів обліку, а також порядок приймання-передачі природного газу в точках входу/виходу до/з газотранспортної системи та визначення і перевірки параметрів якості в цих точках здійснюються Сторонами відповідно до вимог Кодексу та з урахуванням цього Договору.
5.2. Якість газу має відповідати вимогам щодо норм якості газу, фізико-хімічних показників та інших характеристик (далі - ФХП), визначених у Кодексі та нормативно-правових актах і відповідних стандартах, на які Кодекс містить посилання. 5.3. За порушення вимог щодо якості газу, який подається в газотранспортну систему Оператора або передається з неї Оператором, стягується додаткова плата, визначена умовами цього Договору. 5.4. На кожну фізичну точку входу/виходу до/з газотранспортної системи складається акт розмежування балансової належності газопроводів та експлуатаційної відповідальності сторін, який має містити схему потоків газу через вузол обліку природного газу (далі - ВОГ), його місце розташування на схемі, межу балансової належності та за необхідності схематичне позначення іншого обладнання чи засобів вимірювальної техніки (далі - ЗВТ).
VI. ПОТУЖНОСТІ І НОМІНАЦІЇ
6.1. Оператор забезпечує наявність відповідних потужностей у точках входу до газотранспортної системи або в точках виходу з газотранспортної системи в обсязі, визначеному згідно з додатком 1 до цього Договору (розподіл потужності) та/або додатком 2 до цього Договору (розподіл потужності з обмеженнями), та/або в обсязі підтвердженої номінації у випадку замовлення потужності на період однієї газової доби. 6.2. Розподіл потужності здійснюється в порядку, передбаченому положеннями Кодексу. 6.3. Надання номінацій (реномінацій) для отримання транспортування здійснюється у порядку, встановленому Кодексом. Форми номінацій і реномінацій оприлюднюються Оператором на його офіційному веб-сайті.
VII. ТАРИФИ
7.1. Вартість Послуг розраховується: розподіл потужності - за тарифами, які встановлюються Регулятором; транспортування - за тарифами, які встановлюються Регулятором; послуги з врегулювання добового небалансу - за фактичною вартістю, яка визначається відповідно до порядку, встановленого Кодексом. 7.2. Оператор розміщує інформацію про чинні тарифи та базову ціну газу на своєму веб-сайті: xxx.xxxxx.xxx. 7.3. Тарифи, передбачені пунктом 7.1 цього розділу, є обов'язковими для Сторін з дати набрання чинності постановою Регулятора щодо їх встановлення. Визначена на їх основі вартість послуг застосовується Сторонами при розрахунках за послуги згідно з умовами цього Договору.
VIII. ВИЗНАЧЕННЯ ВАРТОСТІ ТА ПОРЯДОК РОЗРАХУНКІВ ЗА ДОГОВІРНУ ПОТУЖНІСТЬ
8.1. Вартість договірної потужності визначається виходячи з обсягу розподіленої потужності Замовнику згідно з додатком 1 до цього Договору (розподіл потужності) та/або додатком 2 до цього Договору (розподіл потужності з обмеженнями) та/або обсягу підтвердженої номінації у випадку розподілу потужності на період однієї газової доби. Замовник, який за результатами аукціону отримав доступ до розподілу потужності, зобов’язаний здійснити оплату аукціонної премії: для аукціонів розподілу річної або квартальної потужності - у строк до 10 робочих днів після оголошення результатів аукціону; для аукціонів розподілу місячної потужності або потужності на період однієї газової доби - у строк оплати вартості розподіленої потужності. Розмір аукціонної премії визначається як добуток обсягу потужності (до якої за результатами аукціону надано доступ) на кількість газових діб у періоді користування цією потужністю та аукціонної надбавки. 8.2. Вартість договірної потужності Замовника, крім замовника послуг транспортування, на якого в установленому порядку рішенням Кабінету Міністрів України відповідно до статті 11 Закону України «Про ринок природного газу» покладено спеціальні обов’язки з постачання природного газу, у межах виконання ним таких спеціальних обов’язків, на період газового місяця (P) визначається як сума вартості договірних потужностей за кожен день газового місяця
де n – кількість договірних потужностей;
Ріг = Сігр ×Ті + Сігк × Ті × Кк + Сігм × Ті × Км + Сігд × Ті × Кд + Сігдд × Ті × КДД ,
Ріп = Сіпр × Ті + Сіпк × Ті × Кк + Сіпм ×Ті × Км + Сіпд ×Ті × Кд + Сіпдд × Ті × КДД,
КК – коефіцієнт, який застосовується при замовленні потужності на квартальний період; КМ – коефіцієнт, який застосовується при замовленні потужності на місячний період; КД – коефіцієнт, який застосовується при замовленні потужності на добу наперед;
У разі переривання Оператором переривчастої потужності та/або потужності з обмеженнями Оператор здійснює перерахунок вартості відповідної потужності. Перерахунок вартості переривчастої потужності та/або потужності з обмеженнями здійснюється за формулою розрахунку вартості відповідної потужності, яка була перервана, із застосуванням знижувального коефіцієнта,
де Р1 – розмір замовленої Замовником переривчастої потужності або потужності з обмеженнями, що була перервана; Р2 – розмір замовленої Замовником переривчастої потужності або потужності з обмеженнями. Перерахунок вартості потужності з обмеженнями здійснюється щомісяця до 14 числа місяця, наступного за місяцем надання послуг. Оператор направляє рахунки-фактури на електронну адресу Замовника. Послуги доступу до потужності в точках входу та виходу до/з газотранспортної системи на період газового місяця, кварталу та/або року надаються на умовах 100 % попередньої оплати (крім замовника послуг транспортування, на якого в установленому порядку рішенням Кабінету Міністрів України відповідно до статті 11 Закону України «Про ринок природного газу» покладено спеціальні обов’язки з постачання природного газу, у межах виконання ним таких спеціальних обов’язків, або оператора газорозподільної системи) у розмірі вартості замовленої потужності на період газового місяця за п'ять банківських днів до початку газового місяця, у якому буде забезпечуватись доступ до потужностей, крім випадків, передбачених цим пунктом. У випадку якщо розподіл потужності на період газового місяця на переривчастій основі проводиться менше ніж за 5 банківських днів до початку газового місяця, у якому буде забезпечуватись транспортування природного газу, замовник послуг транспортування зобов'язаний здійснити 100 % попередню оплату в розмірі вартості розподіленої потужності. При цьому така оплата має бути отримана оператором газотранспортної системи на його рахунок не пізніше ніж за три години до кінцевого строку подання номінації на першу газову добу відповідного газового місяця надання послуг транспортування. Для послуг доступу до потужності на період однієї газової доби Замовник зобов’язаний здійснити 100 % попередню оплату (крім замовника послуг транспортування, на якого в установленому порядку рішенням Кабінету Міністрів України відповідно до статті 11 Закону України «Про ринок природного газу» покладено спеціальні обов’язки з постачання природного газу, у межах виконання ним таких спеціальних обов’язків, або оператора газорозподільної системи) у розмірі не менше від вартості послуги доступу до потужності на період газової доби, яка планується для використання згідно з номінацією. При цьому така оплата має бути отримана оператором газотранспортної системи на його рахунок не пізніше ніж за три години до кінцевого строку подання номінації. Замовник сплачує Оператору вартість замовленої потужності, як зазначено в цьому розділі, незалежно від того, чи була повністю використана замовлена потужність. У платіжних дорученнях Замовник повинен обов’язково вказувати номер Договору, дату його підписання та звітний період (місяць, рік), за який здійснюється оплата. У разі якщо у платіжних дорученнях Замовника не зазначено номер Договору, дату його підписання, звітний період (місяць, рік), за який здійснюється оплата, Оператор зараховує кошти, що надійшли від Замовника, у першу чергу як погашення заборгованості за надані послуги з транспортування газу, що виникла в попередніх періодах. 8.3. Вартість перевищення Замовником (крім Замовника, на якого в установленому порядку рішенням Кабінету Міністрів України відповідно до статті 11 Закону України «Про ринок природного газу» покладено спеціальні обов’язки з постачання природного газу, у межах виконання ним таких спеціальних обов’язків, або оператора газорозподільних систем) замовленої потужності за кожний день газового місяця розраховується для кожного дня перевищення за формулою
де z = 1 - до 01 січня 2018 року; z = 2 - з 01 січня 2018 року; p - кількість замовлених точок входу і точок виходу, зазначенних в додатку 1 до цього Договору; B d - вартість додаткової плати за перевищення договірних потужностей за день; C i вх факт - фактично використана потужність для i-тої точки входу, тис. куб. м/добу; C i вих факт - фактично використана потужність для i-тої точки виходу, тис. куб. м/добу;
За результатами остаточної алокації відборів та подач Замовника Оператор здійснює розрахунок вартості плати за перевищення потужності у відповідному розрахунковому місяці. Підставою для плати за перевищення замовленої потужності є рахунок на оплату за перевищення замовленої потужності та звіт Оператора про використання замовленої потужності Замовником, що містить розрахунок перевищення розміру договірних потужностей, які надаються Замовнику до чотирнадцятого числа місяця, наступного за газовим місяцем, на його електронну адресу. Замовник зобов’язаний здійснити оплату вартості перевищення договірної потужності у строк до двадцятого числа місяця, наступного за газовим місяцем. Розбіжності щодо вартості додаткової плати підлягають урегулюванню відповідно до умов цього Договору або в суді. До прийняття рішення суду вартість додаткової плати за перевищення договірних потужностей, яку Замовник зобов'язаний сплатити в строк, визначений у цьому пункті, визначається за даними Оператора. 8.4. Вартість замовленої потужності Замовника (суб’єкта, на якого в установленому порядку рішенням Кабінету Міністрів України відповідно до статті 11 Закону України «Про ринок природного газу» покладено спеціальні обов’язки з постачання природного газу, у межах виконання ним таких спеціальних обов’язків, або оператора газорозподільної системи) на період газового місяця (P) визначається як сума вартості замовлених потужностей за кожен день газового місяця
де n – кількість договірних потужностей;
Ріг = Сігр ×Ті + Сігк ×Ті + Сігм × Ті + Сігд × Ті + Сігдд × Ті,
Замовник, на якого в установленому порядку рішенням Кабінету Міністрів України відповідно до статті 11 Закону України «Про ринок природного газу» покладено спеціальні обов’язки з постачання природного газу, у межах виконання ним таких спеціальних обов’язків, здійснює оплату за послуги транспортування (у тому числі послуги доступу до потужності) з поточного рахунку зі спеціальним режимом використання замовника на поточний рахунок оператора газотранспортної системи кожного банківського дня, що зараховується як плата за замовлену потужність у тому місяці, в якому надійшли кошти. Остаточний розрахунок за надані у звітному місяці послуги проводиться Замовником до двадцятого числа місяця, наступного за звітним, відповідно до акта наданих послуг та з урахуванням раніше перерахованих коштів. Замовник, який є оператором газорозподільної системи, здійснює остаточний розрахунок за надані у звітному місяці послуги до двадцятого числа місяця, наступного за звітним, відповідно до акта наданих послуг. У випадку якщо розрахунковий обсяг використання потужності Замовником (суб’єктом, на якого в установленому порядку рішенням Кабінету Міністрів України відповідно до статті 11 Закону України «Про ринок природного газу» покладено спеціальні обов’язки з постачання природного газу, у межах виконання ним таких спеціальних обов’язків, або оператором газорозподільної системи), визначений оператором газотранспортної системи на підставі остаточної алокації, перевищує обсяг договірної потужності, замовник послуг транспортування зобов’язаний здійснити оплату вартості перевищення договірної потужності за кожен день такого перевищення до двадцятого числа місяця, наступного за звітним, відповідно до звіту використання договірної потужності та з урахуванням раніше перерахованих коштів. Вартість перевищення замовленої потужності за кожний день газового місяця розраховується для кожного дня перевищення за формулою
де p – кількість замовлених точок входу і точок виходу, зазначених у додатку 1 до цього Договору;
Cівх – сума замовлених потужностей на річний, квартальний, місячний та на добу наперед та протягом доби періоди для i-тої точки входу, тис. куб. м/добу; Тівх – відповідний тариф, встановлений Регулятором у відповідній точці входу; Cівих – сума договірних потужностей на річний, квартальний, місячний та на добу наперед та протягом доби періоди для i-тої точки виходу, тис. куб. м/добу; Тівих – відповідний тариф, встановлений Регулятором у відповідній точці виходу. Звіт Оператора про використання замовленої потужності Замовником, який надається до чотирнадцятого числа місяця, наступного за газовим місяцем, на його електронну адресу, містить розрахунок перевищення розміру договірних потужностей та рахунок на оплату або повідомлення про зарахування надмірно сплачених коштів у рахунок плати за використання договірної потужності на наступні періоди. Розбіжності щодо вартості перевищення замовленої потужності підлягають урегулюванню відповідно до умов цього Договору або в суді. До прийняття рішення суду вартість додаткової плати за перевищення договірних потужностей, яку Замовник зобов'язаний сплатити у строк, визначений у цьому пункті цього Договору, визначається за даними Оператора. 8.5. Замовник зобов’язаний відповідно до вимог Кодексу повідомити Оператора про намір змінити умови (обмеження) потужності з обмеженнями та сплатити на рахунок Оператора плату за зміну умов (обмежень) потужності з обмеженнями не пізніше завершення банківського дня, що передує зміні умов (обмежень) потужності з обмеженнями. Розмір плати за зміну умов (обмежень) користування потужністю з обмеженнями визначається за формулою
Взу = Цзу× W×КД, де Взу – плата за зміну умов (обмежень); Цзу – ціна зміни умов (обмежень) потужності з обмеженнями для 1000 куб. м природного газу, яка дорівнює розміру тарифу на послуги транспортування природного газу для транскордонних точок входу в газотранспортну систему України, встановленому Регулятором, що застосовується у розмірі дол. США за 1000 куб. м без ПДВ, та чинному у період зміни умов (обмежень) потужності з обмеженнями; W – обсяг природного газу Замовника, до якого застосовується зміна умов (обмежень) потужності з обмеженнями, тис. куб. м; КД – коефіцієнт, який застосовується при замовленні потужності на добу наперед.
8.6. У разі переривання Оператором гарантованої потужності Оператор здійснює Замовнику оплату вартості переривання. Величина вартості переривання гарантованої потужності визначається на рівні двократної вартості перерваної гарантованої потужності, крім випадків настання форс-мажорних обставин, проведення планових ремонтних робіт відповідно до розділу VII Кодексу та/або випадків запровадження обмежень згідно з Національним планом дій/Правилами про безпеку постачання природного газу. Засвідчення форс-мажорних обставин здійснюється у встановленому чинним законодавством порядку. При цьому у випадку нездійснення оплати гарантованої потужності, доступ до якої не було надано, величина вартості переривання зменшується на величину вартості гарантованої потужності, яку не було оплачено Замовником. У випадку настання форс-мажорних обставин, проведення планових ремонтних робіт відповідно до розділу VII Кодексу та/або випадків запровадження обмежень згідно з Національним планом дій/Правилами про безпеку постачання природного газу Оператор здійснює оплату вартості переривання на суму фактично оплаченої Замовником вартості гарантованої потужності, доступ до якої не було надано. У випадку якщо Замовнику розподілено гарантовану потужність на різні періоди, переривання гарантованої потужності відбувається в такому порядку періодів розподілу потужностей: 1) протягом доби; 2) на період на добу наперед; 3) місячна; 4) квартальна; 5) річна. Нарахування вартості переривання гарантованої потужності здійснюється Оператором до 14 числа місця, наступного за місяцем, в якому відбулося переривання гарантованої потужності. Вартість переривання гарантованої потужності зараховується в рахунок оплати послуг транспортування на наступний розрахунковий період або у п’ятиденний строк з дня отримання письмової вимоги Замовника повертається на його поточний рахунок.
IX. ВИЗНАЧЕННЯ ВАРТОСТІ ЩОДОБОВИХ НЕБАЛАНСІВ ТА ПОРЯДОК РОЗРАХУНКІВ ЗА НИХ
9.1. Сторони дійшли згоди, що у разі виникнення у Замовника добового небалансу Оператор здійснює купівлю/продаж природного газу Замовника в обсягах добового небалансу. 9.2. У разі виникнення у Замовника негативного добового небалансу Оператор здійснює продаж Замовнику, а Замовник купівлю в Оператора природного газу в обсягах негативного добового небалансу за ціною, яка встановлюється розділом XIV Кодексу. У разі виникнення у Замовника позитивного добового небалансу Оператор здійснює купівлю у Замовника, а Замовник продаж природного газу Оператору в обсягах позитивного добового небалансу за ціною, яка встановлюється розділом XIV Кодексу. 9.3. У випадку якщо загальна вартість щодобових негативних небалансів протягом звітного газового місяця перевищує загальну вартість щодобових позитивних небалансів протягом звітного газового місяця, Оператор до 14 числа газового місяця, наступного за звітним, надсилає Замовнику рахунок на оплату за добовий небаланс (розмір визначається як різниця між загальною вартістю щодобових негативних небалансів протягом звітного газового місяця та загальною вартістю щодобових позитивних небалансів протягом звітного газового місяця). Замовник має оплатити рахунок на оплату за добовий небаланс у термін до 5 робочих днів, крім вартості послуг, визначених абзацом другим цього пункту. Оплата вартості щодобових небалансів оператором газорозподільної системи за рахунок виділених субвенцій з державного бюджету на покриття пільг, субсидій та компенсацій побутовим споживачам проводиться у строки та за процедурою, передбаченою чинним законодавством, у сумі, що не перевищує вартості послуг розподілу фактично спожитого природного газу зазначеними споживачами за розрахунковий період. 9.4. У випадку якщо загальна вартість щодобових позитивних небалансів протягом звітного газового місяця перевищує загальну вартість щодобових негативних небалансів протягом звітного газового місяця, Оператор до 14 числа газового місяця, наступного за звітним, повідомляє Замовника про розмір грошових коштів, які підлягають виплаті Замовнику (розмір визначається як різниця між загальною вартістю щодобових позитивних небалансів протягом звітного газового місяця та загальною вартістю щодобових негативних небалансів протягом звітного газового місяця). Виплата грошових коштів здійснюється на рахунок Замовника у термін до 5 робочих днів з дня повідомлення. За заявою Замовника Оператор може здійснити зарахування плати за добовий небаланс на користь Замовника в якості попередньої оплати за добовий небаланс наступних періодів. 9.5. У разі якщо Замовник є учасником балансуючої групи, зареєстрованої Оператором на інформаційній платформі, плата за добовий небаланс Замовника здійснюється стороною, відповідальною за добовий небаланс балансуючої групи, від свого імені та в інтересах Замовника. 9.6. Розбіжності щодо вартості добових небалансів підлягають урегулюванню відповідно до умов цього Договору або в суді. До прийняття рішення суду вартість добових небалансів, яку Замовник зобов'язаний сплатити у строк, визначений пунктом 9.3 цього Договору, визначається за даними Оператора.
X. ВИЗНАЧЕННЯ ДОДАТКОВОЇ ПЛАТИ ЗА НЕДОТРИМАННЯ ПАРАМЕТРІВ ЯКОСТІ ПРИРОДНОГО ГАЗУ
10.1. Сторона, яка порушила вимоги щодо параметрів якості природного газу, який передається/відбирається до/з газотранспортної системи, визначені Кодексом, зобов'язана сплатити на користь іншої Сторони додаткову плату за недотримання параметрів якості природного газу. Відповідальною Стороною за якість газу є: 1) у точках входу (крім точок входу на міждержавному з'єднанні) - Замовник (оператори суміжних систем, газовидобувні підприємства, виробники біогазу та інших видів газу з альтернативних джерел, які подають природний газ до газотранспортної системи в точці входу) - перед Оператором. У точках входу на міждержавному з'єднанні - Замовник - перед Оператором; 2) у точках виходу відповідальним є Оператор - перед Замовником, який є оператором газорозподільної системи або прямим споживачем. У точках виходу на міждержавному з'єднанні - Оператор - перед Замовником. 10.2. У разі подачі у фізичній точці входу/виходу природного газу з параметром якості теплоти згорання нижчим від значень, визначених Кодексом, сплачується додаткова плата, яка розраховується таким чином: B GCV = Qi х 2 х БЦГ х (1 - GCV / GCV min), Де B GCV - плата за недотримання теплоти згорання у фізичній точці входу, грн; Qi - обсяг природного газу з недотриманим значенням теплоти згорання, який було подано у фізичній точці входу, тис. м 3; БЦГ - базова ціна природного газу, грн за 1 тис. м 3; GCV - значення вищої теплоти згорання природного газу, поданого у фізичній точці входу, кВт·год/м 3; GCV min - мінімальне значення вищої теплоти згорання, визначене Кодексом, кВт·год/м 3. Значення теплоти згорання для розрахункових цілей (GCV) визначається відповідно до вимог Кодексу. 10.3. У разі подачі у фізичній точці входу/виходу природного газу, який не відповідає параметрам якості щодо вмісту механічних домішок, визначеним Кодексом, сплачується додаткова плата, яка розраховується таким чином: Bм.д. = Qi х 0,1 х БЦГ х (1 - 1 / X), де Bм.д. - плата за недотримання параметру якості, грн; Qi - обсяг природного газу з недотриманим значенням цього параметра якості, поданого у фізичній точці входу, тис. м 3; БЦГ - базова ціна природного газу, грн за 1 тис. м 3; X - дійсне значення вмісту домішок природного газу, поданого у фізичній точці входу, мг/м 3. Якщо вміст домішок складає до 2 мг на м 3 (X < 2 мг/м 3), тоді Bм.д. дорівнює 0. 10.4. У разі подачі у фізичній точці входу/виходу природного газу, який не відповідає параметрам температури точки роси за вологою, визначеним Кодексом, сплачується додаткова плата, яка розраховується таким чином: B T.роси.в = Qi х К х БЦГ х (T роси.в - T роси.в.max) / (T роси.в.max) К = 0,01 - до 31 грудня 2016 року; К = 0,03 - з 01 січня 2017 року до 31 грудня 2017 року; К = 0,05 - з 01 січня 2018 року до 31 грудня 2018 року; К = 0,1 - з 01 січня 2019 року; де B T.роси.в - плата за недотримання параметра температури точки роси за вологою, грн; Qi - обсяг природного газу з недотриманим значенням параметра температури точки роси за вологою, тис. м 3; БЦГ - базова ціна природного газу, грн за 1 тис. м 3; T роси.в.max - максимально допустиме значення параметра температури точки роси за вологою, К; T роси.в - дійсне значення температури точки роси за вологою природного газу, введеного у фізичній точці входу, К. 10.5. У разі подачі у фізичній точці входу/виходу природного газу, який не відповідає параметрам температури точки роси за вуглеводнями, визначеним Кодексом, сплачується додаткова плата, яка розраховується таким чином:
B T.роси.вв = Qi х К х БЦГ х (T роси.вв - T роси.вв.max) / (T роси.вв.max)
К = 0,01 - до 31 грудня 2016 року; К = 0,03 - з 01 січня 2017 року до 31 грудня 2017 року; К = 0,05 - з 01 січня 2018 року до 31 грудня 2018 року; К = 0,1 - з 01 січня 2019 року; де B T.роси.вв - плата за недотримання параметра температури точки роси за вуглеводнями, грн; Qi - обсяг природного газу з недотриманим значенням параметра температури точки роси за вуглеводнями, тис. м 3; БЦГ - базова ціна природного газу, грн за 1 тис. м 3; T роси.вв.max - максимально допустиме значення параметра температури точки роси за вуглеводнями, К; T роси.вв - дійсне значення температури точки роси за вуглеводнями природного газу, введеного у фізичній точці входу, К. 10.6. Розрахунок розміру додаткової плати за недотримання параметрів якості природного газу проводиться щомісяця окремо по кожному параметру якості щодо природного газу на підставі даних, визначених Оператором у звіті про недотримання параметрів якості природного газу, який він надає Замовнику на його електронну адресу до десятого числа місяця, наступного за газовим місяцем. Сторони мають право звернутися до уповноваженого органу на проведення робіт з визначення параметрів природного газу. У разі підтвердження відповідності природного газу параметрам, визначеним Кодексом, витрати на це дослідження покриває Сторона, яка вимагала його проведення, в іншому разі витрати на дослідження покриває інша сторона. Обсяг природного газу з недотриманим значенням параметра якості Qi визначається з моменту останнього визначення ФХП газу, що відповідав параметрам, визначеним Кодексом, до моменту усунення невідповідності параметрам якості природного газу. 10.7. Сторона, яка допустила порушення щодо якості газу, зобов'язана сплатити додаткову плату у строк до п'ятнадцятого числа місяця, наступного за газовим місяцем, на підставі рахунка-фактури, який надсилається на її електронну адресу іншою Стороною до дванадцятого числа місяця, наступного за газовим місяцем. 10.8. Розбіжності щодо якості природного газу та розміру додаткової плати за недотримання параметрів якості природного газу підлягають урегулюванню відповідно до умов Кодексу або в суді. До прийняття рішення суду якість природного газу та/або розмір додаткової плати, яку відповідальна за порушення параметрів якості газу Сторона зобов'язана сплатити в строк, визначений пунктом 10.7 цього Договору, визначається за даними Оператора.
XI. ПОРЯДОК ОФОРМЛЕННЯ АКТІВ НАДАНИХ ПОСЛУГ ТА АКТІВ ЗВІРЯННЯ РОЗРАХУНКІВ
11.1. Послуги, які надаються за цим Договором, за винятком послуг з врегулюванням добового небалансу, оформлюються Оператором і Замовником актами наданих послуг. 11.2. Оператор до п'ятнадцятого числа місяця, наступного за звітним, направляє Замовнику два примірники акта наданих послуг за газовий місяць, підписані уповноваженим представником та скріплені печаткою Оператора. 11.3. Замовник протягом двох днів з дати одержання акта наданих послуг зобов'язується повернути Оператору один примірник оригіналу акта наданих послуг, підписаного уповноваженим представником та скріпленого печаткою Замовника, або надати в письмовій формі мотивовану відмову від підписання акта наданих послуг. У випадку відмови від підписання акта наданих послуг розбіжності підлягають урегулюванню відповідно до умов цього Договору або в судовому порядку. До прийняття рішення судом вартість послуг визначається за даними Оператора. 11.4. Врегулювання щодобових небалансів оформлюються одностороннім актом за підписом Оператора на весь обсяг щодобових небалансів. В акті зазначаються щодобові обсяги небалансів, а також ціни, за якими Оператор врегулював щодобові небаланси (у розрізі кожної доби). 11.5. Оператор і Замовник зобов'язуються здійснювати звірку розрахунків щокварталу до двадцять п'ятого числа місяця, наступного за кварталом. Звірка розрахунків оформлюється Сторонами актом звірки.
XII. ФІНАНСОВЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ
12.1. Протягом всього строку отримання Послуг Замовник надає Оператору та підтримує на належному рівні фінансове забезпечення відповідно до вимог Кодексу. 12.2. Фінансове забезпечення щодо замовленої потужності надається у формах, визначених Кодексом, в сумі місячних зобов'язань на користь Оператора. Грошові кошти обліковуються на окремому рахунку Оператора як фінансове забезпечення та не є попередньою оплатою послуг за цим Договором та будь-яких інших платежів до моменту порушення Замовником своїх зобов'язань за цим Договором та/або Кодексом. Оператор здійснює повернення грошових коштів, наданих Замовником у якості фінансового забезпечення, на вимогу Замовника не пізніше 5 (п'яти) банківських днів з моменту закінчення строку дії фінансового забезпечення та за умови відсутності заборгованості за цим Договором. 12.3. Фінансове забезпечення виконання Замовником зобов'язань щодо оплати добового небалансу надається у формах, визначених Кодексом, на користь Оператора згідно з чинним законодавством України. 12.4. Оператор зупиняє надання Послуг в разі порушення Замовником умов надання фінансового забезпечення.
XIII. ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ СТОРІН
13.1. У випадку невиконання або неналежного виконання своїх зобов'язань за цим Договором Сторони несуть відповідальність, передбачену чинним законодавством та цим Договором. 13.2. Сторона, що не виконує умови цього Договору та (або) умови Кодексу, зобов'язана в повному обсязі відшкодувати збитки, завдані іншій Стороні. 13.3. Оператор відповідає за втрату газу Замовника в газотранспортній системі під час його транспортування від точки входу до точки виходу у розмірі фактичних втрат, якщо не доведе, що втрата сталася не з його вини. 13.4. Оператор несе відповідальність за неналежне надання послуг транспортування природного газу лише з моменту його отримання в точці входу та до моменту передачі природного газу в точці виходу. 13.5. У разі порушення Замовником строків оплати, передбачених цим Договором, Замовник сплачує пеню в розмірі подвійної облікової ставки Національного банку України, що діяла в період, за який сплачується пеня, від суми простроченого платежу за кожен день прострочення платежу. 13.6. Сторони добросовісно співпрацюють з метою забезпечення ефективної та безпечної експлуатації і використання газотранспортної системи. Сторони зобов'язуються вживати всіх можливих заходів задля уникнення або зменшення збитків. Сторона не має права на відшкодування збитків у тій частині, в якій вона могла б їх уникнути в разі вжиття всіх залежних від неї заходів.
XIV. ФОРС-МАЖОР
14.1. Сторони звільняються від відповідальності за часткове або повне невиконання своїх зобов'язань за цим Договором, якщо таке невиконання є наслідком обставин непереборної сили (форс-мажорних обставин) та якщо в момент взяття на себе зобов'язань за цим Договором така Сторона не могла ані передбачити, ані попередити їх настання. 14.2. Під форс-мажорними обставинами розуміють надзвичайні та невідворотні обставини, що об'єктивно унеможливлюють виконання зобов'язань, передбачених умовами цього Договору. Строк виконання зобов'язань відкладається на строк дії форс-мажорних обставин. 14.3. Сторони зобов'язані негайно повідомити про форс-мажорні обставини та протягом чотирнадцяти днів з дня їх виникнення надати підтвердні документи щодо їх настання відповідно до чинного законодавства. Засвідчення форс-мажорних обставин здійснюється у встановленому чинним законодавством порядку. Неповідомлення про настання форс-мажорних обставин позбавляє Сторону права посилатися на них як на причину звільнення від відповідальності за невиконання вимог Кодексу та цього Договору. 14.4. Після припинення дії форс-мажорних обставин Сторона, що потрапила під їх дію, має невідкладно повідомити про це іншу Сторону та негайно виконати зобов'язання, які не були нею виконані внаслідок настання форс-мажорних обставин.
XV. ПРИПИНЕННЯ ТА ОБМЕЖЕННЯ ТРАНСПОРТУВАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ
15.1. Транспортування природного газу обмежується або припиняється у порядку, передбаченому Кодексом. 15.2. Замовник, який є прямим споживачем, зобов'язаний здійснити самостійне припинення споживання природного газу в точці виходу в дату і час, зазначені у відповідному повідомленні-вимозі. 15.3. Вартість обсягу природного газу, що був використаний Замовником, який є прямим споживачем, з часу, вказаного в повідомленні-вимозі про самостійне припинення споживання природного газу, до часу фактичного припинення споживання природного газу сплачується суб'єктом, що приєднаний до точки виходу, на рахунок Оператора. Вартість такого природного газу визначається таким чином: B = V х Ц х 2, де V - обсяг природного газу; Ц - базова ціна природного газу. 15.4. Базова ціна газу формується Оператором. Оператор формує базову ціну газу щомісяця в строк до десятого числа місяця, наступного за газовим місяцем, та розміщує її на своєму веб-сайті. 15.5. Оператор до десятого числа місяця, наступного за газовим місяцем, надає Замовнику на його електронну адресу розрахунок вартості природного газу та рахунок-фактуру. Замовник зобов'язаний здійснити оплату у строк до п'ятнадцятого числа місяця, наступного за газовим місяцем. 15.6. Розбіжності щодо вартості природного газу підлягають урегулюванню відповідно до умов Договору або в судовому порядку. До прийняття рішення судом вартість природного газу, яку Замовник зобов'язаний сплатити в строк, визначений пунктом 15.5 цього розділу, визначається за даними Оператора. 15.7. Оператор не несе відповідальності за наслідки, пов'язані з припиненням транспортування природного газу, у разі невиконання Замовником вимог щодо самостійного припинення споживання природного газу відповідно до умов Кодексу.
XVI. ВИРІШЕННЯ СПОРІВ
16.1. Спірні питання та розбіжності щодо виконання умов цього Договору вирішуються у порядку, встановленому чинним законодавством. 16.2. Усі спори, розбіжності або вимоги, що виникають за Договором або в зв'язку з ним, у тому числі що стосуються його тлумачення, виконання, порушення, припинення або недійсності, підлягають вирішенню в Міжнародному комерційному арбітражному суді при Торгово-промисловій палаті України (далі – Арбітражний суд), у відповідності до його Регламенту. Правом, яке регулює Договір, є матеріальне право України. Арбітражний суд складається із одноосібного арбітра. Місце проведення засідання Арбітражного суду - місто Київ, Україна. Мова арбітражного провадження - українська. Рішення Арбітражного суду є остаточним з дати його винесення та є обов’язковим до виконання Сторонами.
XVII. ВНЕСЕННЯ ЗМІН, СТРОК ДІЇ ДОГОВОРУ
17.1. Цей Договір набирає чинності з дня його укладення на строк до 31 грудня 2022 року. Цей Договір вважається продовженим на кожний наступний календарний рік, якщо не менше ніж за місяць до закінчення строку дії цього Договору жодною із Сторін не буде заявлено про припинення його дії або перегляд його умов. 17.2. Усі зміни та доповнення до цього Договору оформлюються письмово та підписуються уповноваженими особами Сторін. Сторони зобов'язуються письмово повідомляти про зміну реквізитів (місцезнаходження, найменування, організаційно-правової форми, банківських реквізитів тощо) не пізніше ніж через десять днів після настання таких змін. 17.3. У разі внесення та затвердження Регулятором змін до Типового договору транспортування природного газу Сторони зобов'язані протягом місяця внести відповідні зміни до цього Договору. 17.4. Цей Договір може бути розірваний: за згодою Сторін цього Договору; будь-якою Стороною в односторонньому порядку шляхом надання письмового повідомлення іншій Стороні за тридцять календарних днів, якщо інша Сторона не виконує свої зобов’язання за цим Договором; в інших випадках, передбачених чинним законодавством України та Кодексом. 17.5. Розірвання цього Договору не звільняє Сторони від виконання своїх фінансових зобов'язань за цим Договором. 17.6. Жодна із Сторін не може передавати свої права та обов'язки за цим Договором третім особам без письмової згоди іншої Сторони цього Договору.
XVIII. КОНФІДЕНЦІЙНІСТЬ
18.1. Вся інформація, що стосується цього Договору, виконання зобов'язань, прийнятих Сторонами, їх діяльності, та інша інформація і дані щодо відносин між Сторонами є конфіденційними і не можуть у будь-який спосіб передаватися чи розголошуватися будь-якій третій стороні, за винятком випадків, передбачених законодавством, або за письмової згоди іншої Сторони. 18.2. Сторона не вважається такою, що порушує зобов'язання конфіденційності відповідно до пункту 18.1 цього розділу, якщо конфіденційна інформація розголошується відповідно до умов та в порядку, визначених в Кодексі та (або) цьому Договорі, а також надається компетентним органам влади відповідно до порядку та в частині, встановлених законодавчими актами, акціонерам однієї зі Сторін, членам регулюючих органів, співробітникам, для яких така інформація є необхідною для виконання завдань відповідно до їх функцій, юридичним і фінансовим радникам та аудиторам Сторони, а також учасникам ринку природного газу відповідно до порядку та в частині, передбачених нормативно-правовими актами. 18.3. Сторона, яка передає конфіденційну інформацію третім сторонам у випадках, зазначених у цьому Договорі, повинна забезпечити дотримання конфіденційності такими сторонами стосовно інформації, що їм передається. 18.4. Зобов'язання Сторін щодо збереження конфіденційності є дійсними протягом трьох років після припинення дії цього Договору.
XIX. ОБМІН ІНФОРМАЦІЄЮ
19.1. Сторони обмінюються інформацією, що стосується надання Послуг, відповідно до порядку і в строки, передбачені Кодексом. 19.2. Будь-яке повідомлення, вимога, звіт або інша інформація, що мають бути надані за цим Договором, повинні бути письмово оформлені і вважаються наданими, якщо їх надіслано на адреси, вказані в цьому Договорі, рекомендованим листом зі сплаченим поштовим збором, вручено кур’єром особисто уповноваженій особі Сторони або у погоджених Сторонами випадках направлено електронною поштою. 19.3. Повідомлення, вимоги, звіти або інша інформація, надіслані або передані за допомогою засобів, зазначених у пункті 19.2 цього розділу, вважаються отриманими адресатом на дату їх отримання. 19.4. Уповноваженими представниками Оператора та Замовника, що призначені забезпечувати виконання положень цього Договору, є:
19.5. Контактна інформація диспетчерського центру Оператора:
19.6. Сторони зобов'язані письмово інформувати одна одну про будь-які зміни в інформації протягом п'яти робочих днів. У випадку неповідомлення про зміни інформації вся інформація, вимоги, рахунки та інша інформація, що надаються відповідно до цього Договору, вважаються наданими, якщо повідомляються з використанням останньої відомої Стороні контактної інформації.
XX. ЗАЯВИ І ГАРАНТІЇ
20.1. Кожна Сторона має відповідні повноваження для підписання і виконання цього Договору. 20.2. Кожна Сторона заявляє і гарантує, що вона відповідає вимогам, визначеним у Кодексі, щодо підписання цього Договору.
XXI. ПРИКІНЦЕВІ ПОЛОЖЕННЯ
Цей Договір укладений українською та англійською мовами у двох примірниках, які мають однакову юридичну силу, по одному примірнику для кожної зі Сторін. У разі виникнення розбіжностей щодо тлумачення положень цього Договору переважну силу має текст Договору українською мовою.
|
NATURAL GAS TRANSPORTATION AGREEMENT No. _________________
Kyiv, Ukraine ____________20__ (place of conclusion) (date)
Limited Liability Company Gas Transmission System Operator of Ukraine, (hereinafter referred to as the “Operator”), acting on the basis of license for natural gas transportation issued in accordance with the National Energy and Utilities Regulary Commission (NERC) No. 3011 of December 24, 2015 (hereinafter referred to as the “Operator”), represented by the deputy commercial director – Head of Division of Informational Support Grishcenko Xxxxxxx Xxxxxxxxx acting on the basis of power of attorney of July 26, 2021 № 419, and _______________________________________________________________________ (official name of the Party, under which it is registered with indication of country, legal structure for legal entities or surname, name, patronymic for sole proprietors, country of registration) (hereinafter referred to as the “Client”) represented by_____________________________________________ ______________________________________________(title, surname, name, patronymic) acting on the basis of________________________________________ (power of attorney or constituent documents of the Client) (hereinafter referred to as the “Parties”), being guided by the Law of Ukraine “On the Natural Gas Market” and the Gas Transportation Code approved by the National Energy and Utilities Regulatory Commission of September 30, 2015 No. 2493 (hereinafter referred to as the “Code”), have made this Natural Gas Transportation Agreement (hereinafter referred to as “Agreement”) as follows.
I. TERMS AND DEFINITIONS
Terms and definitions not provided by this Agreement shall be used within the meaning of the Law of Ukraine “On the Natural Gas Market” and the Code.
II. SUBJECT MATTER OF THE AGREEMENT
2.1. Under this Agreement the Operator shall provide to the Client the natural gas transportation service (hereinafter referred to as the Service) under the terms as determined in this Agreement, and the Client shall pay to the Operator the costs of the Service established by the Agreement and the fees to be arisen in connection with execution of the Agreement. 2.2. The Services shall be provided under the terms defined in the Code taking into account the specificities laid down in this Agreement. The Client agrees that a compulsory condition of the service provision is access of the Client to the IT platform hosted on Operator’s web site. By signing this Agreement, the Client agrees to be aware of the Guidance for IT platform hosted on Operator’s web site and gives its consent to apply and adhere to the Access rules. The Client is aware that violation of the mentioned rules prevents the Client from raising any claims against the Operator relating the service quality and binds the Client to compensate the Operator for the damages and losses incurred as a result of either action or inaction by the Client. The Client agrees that the obligatory condition for capacity allocation at the interconnection points is the Client's access to the auction platform in accordance with the guidelines on access and operation of the auction platform published on the Operator's website. By signing this Agreement, the Client confirms that he/she got acquainted with the guidelines on access and operation of the auction platform published on the Operator's website, and agrees to its use and compliance. The Client acknowledges that a contractual capacity is the capacity at the interconnection points which is allocated based on the results of the auctions held on the auction platforms, and the payment shall be paid under the terms of this Agreement. 2.3. The scope of Services provided under this Agreement is determined by signing Annex 1 to this Agreement (capacity allocation) and / or Annex 2 (capacity allocation with restrictions), except for providing access to capacity for a period of one gas day (day ahead and / or within-day capacity). 2.4. Gas acceptance and transfer, documentation, submission of reports to the Operator shall be performed in line with the Code. 2.5. The Client shall comply with the requirements of the Code, inject gas at the entry points and/or accept gas at the exit points in volumes established by this Agreement within the agreed period, as well as pay for the Service under the terms of the Agreement. 2.6. The Operator shall comply with the requirements of the Code, accept gas at the entry points and/or transfer gas at the exit points in volumes established by this Agreement within the agreed periods. 2.7. Annex 1 is an integral part of this Agreement in case when the Client is entitled to use firm and/or interruptible capacity with the exception of capacity order day ahead and/or within-day. Annex 2 is an integral part of this Agreement in case when the Client is entitled to use capacity with restrictions except capacity for day ahead and/or within-day. 2.8. The interaction between the Client and the Operator is carried out by the Parties through the IT Platform of the Operator and auction platforms (in terms of capacity allocation at the interconnection points) in accordance with the Code when providing (booking, provision, supporting) transportation services under this Agreement. The Client acquires the right to access the IT Platform from the moment of signing this Agreement, and authorized persons - from the moment of their authorization, which is formalized by the provided Client's notice to create an account of authorized persons of the platform’s user in the form specified by the Code. After acquiring the right to access the IT platform and / or the auction platform, the Client undertakes to comply with the procedure for interaction with the IT platform and / or the auction platform, as defined by the Code.
III. RIGHTS AND OBLIGATIONS OF THE OPERATOR
3.1. The Operator shall: provide Service of due quality and in a time; post on its website current tariffs, the cost of daily imbalance settlement services, standard natural gas transportation agreement and the Code; accept nominations and re-nominations, as well as applications for capacity allocation from the Client according to the terms established by the Code; ensure due organization and functioning of its dispatcher service; publish information related to the Client’s rights to the capacity allocation, implementation of the system restrictions in cases of emergencies and interruptions in the gas transportation system operation and other information stipulated in the Code; perform other obligations established by the Code and current legislation of Ukraine; inform the Client about any changes in terms which are subject to conclusion of this Agreement; make additional payment to the Client in case of non-compliance with quality parameters of the natural gas transferred by it at the exit points from the gas transportation system in accordance with the procedure established by this Agreement pay money into Client’s account not later than the 20th day of the month following the gas reporting month if the total cost of positive daily imbalances exceed the total cost of Client’s negative daily imbalances in gas reporting month.
receive timely payment from the Client for the provided Services; unrestricted and free access to the territory and land plot of the Client where its gas equipment and/or commercial gas metering unit installed to perform its obligations specified in the Code and current Ukrainian legislation;
limit or terminate natural gas transmission service in the cases specified in this Agreement and the Code; receive operational information from the Client upon the request of its dispatcher service; charge the Client extra for excess of the contracted capacity and/or for non-compliance with the quality requirements of natural gas transferred by it to the gas transportation system and /or for any changes in the conditions (restrictions) to use capacity with restrictions according to the procedure established by this Agreement; perform measures for the settlements of congestion indicated by XV Section of the Code; exercise other rights stipulated in the Agreement and current legislation of Ukraine to ensure due provision of the Service, as well as performance of the obligations by the gas transportation system operator.
IV. RIGHTS AND OBLIGATIONS OF THE CLIENT
4.1. The Client shall: timely and fully pay the cost of the provided Services; provide the Operator with financial security according to the procedure established by the Code and this Agreement; comply with the restrictions established by this Agreement and the Code; immediately perform instructions of the Operator’s dispatcher service; balance its balancing portfolio in time; not exceed booked capacities established by this Agreement; notify the Operator of any changes in conditions under which this Agreement was concluded; ensure Operator’s possibility of twenty-four-hour communication with the representatives of the Client specified in this Agreement; make additional payment to the Operator in case of excess of the contracted capacity and/or any changes in the conditions (restrictions) to use capacity with restrictions and/or of non-compliance with quality parameters of natural gas injected into the gas transportation system according to the procedure established by this Agreement and the Code; record consumers with regard to which Operator is the existing supplier, in supplier’s register of consumers on Operator’s IT platform; timely and fully pay: for excess of the contracted capacity, any changes in conditions (restrictions) of capacity use with restrictions, daily imbalance and neutrality charges, as well as make extra payment for non-compliance with the quality requirements of natural gas and unauthorized natural gas withdrawal according to the procedure established by this Agreement and the Code; pay for daily imbalances no later than five working days after invoicing in case if in gas reporting month the total cost of daily negative imbalances exceed the total cost of Client’s positive daily imbalances in gas reporting month
receive the Services of due quality from the Operator within the period established by this Agreement; order natural gas transportation as well as receive it from the gas transportation system in volumes that correspond to its approved nominations/ re-nominations; receive from the Operator all necessary information concerning the gas transportation system operation, which has an effect on due performance of Client’s obligations under this Agreement; transfer the rights of the access to the gas transportation system obtained under this Agreement to other subjects of the natural gas market provided, however, that the Operator is being duly informed in accordance with the procedure and within the terms specified in the Code and this Agreement; receive the payment for non-compliance with the quality requirements for natural gas transferred by the Operator from the gas transportation system in accordance with the procedure established by this Agreement; exercise other rights laid down in the Agreement and current legislation of Ukraine; receive unrestricted and free access to the territory and land plot of the Operator, where gas sampling and/or commercial gas metering units installed in the case of physical connection to the gas transportation system, as outlined in the Code, being subject to make the Service order.
V. GAS METERING AND GAS QUALITY
5.1. The procedure of commercial natural gas metering (including instrumental metering) and inspection of commercial metering units, as well as the procedure of acceptance and transfer of natural gas to the entry/exit points of the gas transportation system and definition and inspection of quality parameters in these points shall be carried out by the Parties according to the requirements of the Code and with regard to this Agreement. 5.2. The gas quality shall comply with the requirements for the gas quality norms, physical and chemical parameters and other characteristics (hereinafter - PCP) established by the Code and regulatory acts and relevant standards referenced in the Code. 5.3. Violation of quality requirements for gas to be injected into Operator’s gas transportation system or to be transferred from it by the Operator is additionally charged. 5.4. For every physical entry/exit point to/from gas transportation system the Certificate of Delineation of Balance Sheet Attribution and Operational Responsibility of the Parties shall be drawn up including a plan of gas flows through the natural gas metering unit (hereinafter – GMU), its location on the plan, delineation of balance sheet attribution and schematic indication of other equipment or metering devices (hereinafter - MD).
VI. CAPACITIES AND NOMINATIONS
6.1. The Operator shall provide the availability of relevant capacities at the entry points to the gas transportation system or at the exit points from the gas transportation system according to Annex 1 to this Agreement (capacity allocation) and/or Annex 2 to the Agreement (capacity allocation with restriction) and/or in volume of confirmed day ahead nominations. 6.2. The capacity allocation shall be carried out according to the procedure specified in the Code. 6.3. Provision of nominations (re-nominations) to receive the transportation shall be carried out according to the procedure established by the Code. Forms of nominations and re-nominations shall be published by the Operator on its official web-site.
VII. TARIFFS
7.1. The Service cost shall be calculated as follows: capacity allocation – under the tariffs established by the Regulator; transportation – under the tariffs established by the Regulator; daily imbalance settlement services – actual cost calculated according to the procedure established by the Code. 7.2. The Operator shall post information about the current tariffs and gas reference price on its official web-site: xxx.xxxxx.xxx. 7.3. Tariffs indicated in paragraph 7.1 of this Agreement shall be binding on the Parties upon the date on which the resolution regarding their validity is approved by the Regulator. The Parties while making payments for the Services under the Agreement shall apply the cost of the Services based on them.
VIII. COST AND PAYMENT PROCEDURE FOR CONTRACTED CAPACITY 8.1. The cost of the contracted capacity is determined based on the amount of allocated capacity to the Client in accordance with Annex 1 to this Agreement (capacity allocation) and / or Annex 2 to this Agreement (capacity allocation with restrictions) and / or the amount of confirmed nomination in case of capacity allocation for one gas day. The Client, who gained access to the allocation of capacity according to the results of the auction, is obliged to pay the clearing price: for annual or quarterly capacity allocation auctions - within 10 working days after the announcement of the auction results; for auctions of monthly capacity allocation or capacity for the period of one gas day - within the term of payment of the cost of allocated capacity. The amount of the clearing price is defined as the product of amount of capacity (to which access was granted according to the results of the auction) for the number of gas days for the period of use of this capacity and the auction premium. 8.2 The contracted capacity cost of the Client, except the Client of the gas transportation services which is laid under special obligations to supply gas within its obligations performance in line with the procedure prescribed by the Resolution of the Cabinet of Ministers of Ukraine according to Article 11 of the Law of Ukraine “On natural gas market”, during gas month (P) shall be calculated as amount of contracted capacity volume for each gas day.
where n - number of contracted capacity;
Ріг = Сігр ×Ті + Сігк × Ті × Кк + Сігм × Ті × Км + Сігд × Ті × Кд + Сігдд × Ті × КДД ,
Ріп = Сіпр × Ті + Сіпк × Ті × Кк + Сіпм ×Ті × Км + Сіпд ×Ті × Кд + Сіпдд × Ті × КДД,
Сігдд – volume of relevant firm contracted capacity for within-day;
Сіпдд – volume of relevant interruptible booked capacity for within-day;
КК – coefficient used for quarterly capacity booking; КМ – coefficient used for monthly capacity booking; КД – coefficient used for day-ahead capacity booking; КДД – coefficient used for within-day capacity booking;
If the Operator suspends provision of interruptible capacity and/or capacity with restrictions, the Operator shall recalculate the cost of the relevant capacity. Interruptible capacity and/or capacity with restrictions cost shall be recalculated using reduction coefficient and calculation formula of the relevant capacity that has been suspended.
where Р1 – volume of the Client’s interruptible booked capacity or capacity with restrictions that has been suspended; Р2 – volume of the Client’s interruptible booked capacity or capacity with restrictions. The recalculation of capacity with restrictions shall be made before the 14th day of every month following the month when the services have been provided. The Operator shall send invoices by the electronic mail to the Client. The services for access to capacity during a month, a quarter and/or year at entry and exit points from the gas transportation system shall be provided (except the Client of the gas transportation services which is laid under special obligations to supply gas within its obligations performance in line with the procedure prescribed by the Resolution of the Cabinet of Ministers of Ukraine according to Article 11 of the Law of Ukraine “On natural gas market”) based on 100% prepayment of the contracted capacity cost for the gas month no later than five business days before the gas month when the access to capacity will be provided, except cases provided for in this paragraph. If the capacity allocation for the gas month on an interruptible basis is made less than 5 business days before the start of the gas month in which the natural gas will be transported, the client of transportation services is obliged to make 100% prepayment in the amount of the allocated capacity. In this case, such payment should be received by the gas transmission system operator at its bank account not later than three hours before the deadline for nomination for the first gas day of the relevant gas month in which the transportation services are performed. The Client (except the Client of the gas transportation services which is laid under special obligations to supply gas within its obligations performance in line with the procedure prescribed by the Resolution of the Cabinet of Ministers of Ukraine according to Article 11 of the Law of Ukraine “On natural gas market”) shall make 100% prepayment for the services of access to day ahead capacity in the amount no less than the cost of the service of access to day ahead capacity to be used in line with the nominations. The prepayment shall be transferred to the account of the Operator of the gas transportation system no later than three hours before deadline for nominations submission. The Client shall pay to the Operator the cost of the contracted capacity as specified in this section regardless of whether the contracted capacity has been use in full. In the invoices, the Client shall specify the Agreement date, reference number and the reporting period (month, year), for which the payment is made. If the Agreement date, reference number and the reporting period (month, year), for which the payment made, is not specified in the Client’s invoices, the Operator shall credit the funds received from the Client primarily as the repayment of debt for provided gas transportation services, which was the first during the previous periods. 8.3 The cost for contracted capacity excess for each day of the gas month by the Client (except the Client of the gas transportation services which is laid under special obligations to supply gas within its obligations performance in line with the procedure prescribed by the Resolution of the Cabinet of Ministers of Ukraine according to Article 11 of the Law of Ukraine “On natural gas market”) shall be calculated for each day according to the formula:
where z = 1 – before January 01, 2018; z = 2 – after January 01, 2018; p – number of nominated entry/exit points as specified in Annex 1 to the Agreement; B d – value of additional payment for contracted capacity excess for a day; C i вх факт – actual use of the capacity at i-entry point, tcm/day; C i вих факт - actual use of the capacity at i-exit point, tcm/day;
Following the final allocation of withdrawals and injections of the Client, the Operator shall calculate payment for capacity excess in the respective gas month. The reason for the payment of contracted capacity excess is an invoice for the excess of the contracted capacity and the Operator’s report on the Client’s contracted capacity use specifying calculation of the amount of contracted capacity volumes to be provided to the Client by electronic mail no later than the 14th day of every month following the gas month. The Client shall pay the cost for contracted capacity excess no later than the 20th day of every month following the gas month. Discrepancies in the cost of additional payment shall be settled according to the provisions of this Agreement or in court. Prior adjudication of disputes, the cost of additional payment for excess of the contracted capacity shall be paid by the Client pursuant to this paragraph and calculated based on Operator’s data.
8.4 The cost of the contracted capacity of the Client (subject which is laid under special obligations to supply gas within its obligations performance in line with the procedure prescribed by the Resolution of the Cabinet of Ministers of Ukraine according to Article 11 of the Law of Ukraine “On natural gas market”) during gas month (P) shall be calculated as sum of contracted capacity volume for each day of the gas month
where n – number of the contracted capacity;
The Client, which is laid under special obligations to supply gas within its obligations performance in line with the procedure prescribed by the Resolution of the Cabinet of Ministers of Ukraine according to Article 11 of the Law of Ukraine “On natural gas market”, shall pay for the gas transportation services (including the services of capacity access) using the Client’s current account with special treatment to the current account of the Operator of gas transmission system being credited as contracted capacity payment for the month it was credited in. The final settlement for the services provided in the reporting month shall be made by the Client taking into account previously credited money and based on the Act on Rendering Services no later than the 20th day of the month following the reporting month. The Client, an operator of gas distribution system, shall provide final settlement for the services provided in the reporting month based on the Act on Rendering Services no later than the 20th day of the month following the reporting month. If the estimated capacity volume used by the Client (subject which is laid under special obligations to supply gas within its obligations performance in line with the procedure prescribed by the Resolution of the Cabinet of Ministers of Ukraine according to Article 11 of the Law of Ukraine “On natural gas market” or operator of gas distribution system) and established by the Operator of gas transmission system based on the final allocation exceeds the contracted capacity, the Client of gas transportation services shall pay for the contracted capacity excess for each day of the excess based on the report on contracted capacity use and taking into account previously credited money no later than the 20th day of the month following the reporting month. The cost of the contracted capacity excess for each day of the gas month shall be calculated in line with the formula.
where p – number of contracted entry and exit points specified in Annex 1 to the Agreement;
Cівх – amount of contracted capacity for a year, a quarter, a month, day ahead and within-day for i-entry point, tcm/day; Тівх – relevant tariff at respective entry point approved by the Regulator; Cівих – amount of contracted capacity for a year, a quarter, a month, day ahead and within-day at i-exit point, tcm/day; Тівих – relevant tariff at respective exit point approved by the Regulator. No later than the 14th day of every month following the gas month the Operator shall send by electronic mail both the Report on contracted capacity use by the Client together with cost calculation of contracted capacity excess and an invoice or a notification of overpayment for contracted capacity use for further periods. Discrepancies in the cost of contracted capacity use shall be settled according to the provisions of this Agreement or in court. Prior adjudication of disputes, the cost of additional payment for excess of the contracted capacity shall be paid by the Client pursuant to this paragraph and calculated based on Operator’s data
8.5. In line with Code the Client shall inform the Operator about its intention of any changes in the conditions (restrictions) to use capacity with restrictions and make fund transfer for the changes in the conditions (restrictions) of capacity with restrictions in favour of the Operator no later than a banking day before a day when these the conditions (restrictions) will be changed. The fee for the conditions (restrictions) change in capacity with restrictions shall be calculated according to the formula Взу = Цзу× W×КД,
where Взу – payment for the conditions (restrictions) change; Цзу – fee for the conditions (restrictions) change for capacity with restrictions for 1000 tcm of natural gas which is equal to the tariff rate for natural gas transportation services for cross border entry points to the gas transportation system of Ukraine approved by the Regulator and to be paid in USA dollars for 1000 tcm excl. VAT and applicable during the change of the conditions (restrictions). W – natural gas volume of the Client being subject to the conditions (restrictions) change in capacity with restrictions for 1000 tcm; КД – coefficient used for day ahead capacity.
8.6. If the Operator interrupts provision of firm capacity, the Operator shall recalculate the cost of the interruption. The amount of the fee for interruption of firm capacity is calculated as double cost of interrupted firm capacity except for force majeure, planned works of repair in accordance with Section VII of the Code and / or instances of restrictions in accordance with the National Action Plan / the Natural Gas Supply Rules. The evidence of force majeure circumstances is carried out in accordance with the procedure established by the current legislation. In case of failure to pay for the firm capacity, for which access has not been granted, the amount of the fee for the interrupted capacity is reduced by the amount of the fee for the firm capacity for which Client has not paid. In case of force majeure, planned works of repair in accordance with Section VII of the Code and / or instances of restrictions in accordance with the National Action Plan / the Natural Gas Supply Rules the Operator shall pay for the interrupted capacity the whole amount of Client’s firm capacity, access to which was not granted. In case the Client’s firm capacity is allocated on the different periods, the interruption of firm capacity is conducted in the following order:
3)
monthly
IX. DAILY IMBALANCES COST AND PAYMENT PROCEDURE
9.1. The Parties agree that if the Client has daily imbalances, the Operator shall perform purchase/sale of Client’s natural gas in the volume of daily imbalance.
9.2. If the Client has negative daily imbalances, the Operator shall sell and the Client shall purchase natural gas from the Operator in the volume of negative daily imbalance at the price calculated in line with Section XIV of the Code. If the Client has positive daily imbalances, the Operator shall purchase and the Client shall sell natural gas to the Operator in the volume of positive daily imbalance at the price calculated in line with Section XIV of the Code.
9.3. If during gas reporting month the total cost of daily negative imbalances exceed the total cost of daily positive imbalances during gas reporting month, the Operator shall issue invoice for daily imbalance (the cost is calculated as difference between the total cost of daily negative imbalances during gas reporting month and the total cost of daily positive imbalances during gas reporting month ) to the Client not not later than the 14th day of the gas month following the reporting month. The Client shall make the payment for the imbalance charge during 5 business days, except payment for the services determined in item 2 of this paragraph. Reimbursement for the daily imbalances by the gas distribution operator under subsidies being paid from the state budget to compensate allowances, subsidies and indemnification to household consumers shall be performed both in line with the terms and conditions of the procedure established by the current legislation and shall be provided in amount that does not exceed the cost of distribution of natural gas actually consumed by households within the payment period.
9.4. If during gas reporting month the total cost of daily positive imbalances exceed the total cost of daily negative imbalances during gas reporting month, the Operator shall notify the Client of amount of money to be paid to the Client ( amount is calculated as difference between the total cost of daily positive imbalances during gas reporting month and the total cost of daily negative imbalances during gas reporting month). Payment of the amount shall be transferred to the account of the Client not later than the fifth day of the notification. Based on Client’s request the Operator has right to credit money for daily imbalance to Client’s account as an advance payment for daily imbalance of the following periods. 9.5. If the Client is a member of the balancing group registered by the Operator on the information platform, the fee for the Client daily imbalances shall be paid by the party responsible for daily imbalances of the balancing group on behalf of its name and in the interest of the Client. 9.6. Discrepancies in daily imbalances cost shall be settled according to the provisions of this Agreement or in court. Prior adjudication of disputes, the cost of daily imbalances to be paid by the Client shall be calculated based in line with Operator’s data and paid by the Client in time pursuant to paragraph 9.3 of this Agreement.
X. ADDITIONAL FEE FOR FAILURE TO COMPLY WITH NATURAL GAS QUALITY PARAMETERS
10.1. The Party, that has failed to fulfill the quality requirements for natural gas injected/withdrawn from the gas transportation system (as stipulated in the Code), shall pay other Party additional fee for failure to comply with natural gas quality parameters, The Party responsible for the gas quality is: 1) at entry points (except at cross-border connections) – the Client (operators of the adjacent system, gas producers, biogas producers and producers of other types of gas from alternative sources, which inject natural gas into the gas transportation system at entry point) to the Operator. At entry points at cross-border connections – the Client is responsible to the Operator; 2) at exit points the Operator shall be responsible to the Client, which is the gas distribution system operator or direct consumer. At exit points of cross-border connections – the Operator is responsible to the Client. 10.2. In case of gas injection at a physical entry/exit point of gas with the calorific value quality lower than the quality stipulated in the Code, additional fee shall be paid based on the following calculation:
BGCV = Qi × 2 × BPG × (1- GCV/GCVmin), where ВGCV – fee for failure to comply with calorific value at a physical entry point, expressed in UAH; Qi – natural gas volume with improper indicator of calorific value, injected at a physical entry point, expressed in thousand m3; BPG –gas reference price, expressed in UAH/tcm; GCV – gross calorific value of natural gas, injected at physical entry point, expressed in kW/h/m3;
GCVmin – minimal gross calorific value set by the Code, expressed in kW/h/m3;
Gross calorific value for calculation purposes (GCV) is set according to the requirements of the Code.
10.3. If at physical entry/exit point natural gas does not comply with quality parameters of impurities content set by the Code, additional fee shall be paid based on the following calculation: Im.p. = Qi × 0,1 ×BPG × (1-1/Х), where Im.p. – payment for noncompliance with quality parameter, expressed in UAH;
Qi – non-conformance of natural gas volume to quality parameter, injected at a physical entry point, expressed in tcm; BPG –gas reference price, expressed in UAH/tcm; X – actual value for solid particles content, injected at a physical entry point, expressed in mg/m3; If the impurities content is less than 2mg/m3 (Х < 2mg/m3), than Im.p. shall be equal to 0.
10.4. If at physical entry/exit point natural gas does not comply with the dew point temperature by water parameter as stipulated in the Code, additional fee shall be paid based on the following calculation: WDP = Qi × К ×BPG × (Tdew.w – Тdew.w.max)/ (Тdew.w.max) К = 0,01 – prior to December 31, 2016; К = 0,03 – from January 01, 2017 until December 31, 2017; К = 0,05 – from January01, 2017 until December 31, 2018; К= 0,1 –from January01, 2019, where WDP – payment for noncompliance of dew point temperature by water quality parameter, expressed in UAH; Qi – non-conformance of natural gas volume to water quality parameter of dew point temperature, expressed in tcm; BPG –gas reference price, expressed in UAH/tcm; Тdew.w.max – maximum allowable dew point temperature by water parameter, K; Тdew.w - actual dew point temperature by water parameter for the natural gas injected at a physical entry point, K.
10.5. If at physical entry/exit point natural gas does not comply with the dew point temperature by hydrocarbons parameters as stipulated in the Code, additional fee shall be paid based on the following calculation:
HDP = Qi×К×BPG×(Tdew.h – Тdew.h.max)/ (Тdew.h.max)
К = 0,01 – prior to December 31, 2016; К = 0,03 – from January 01, 2017 until December31, 2017; К = 0,05 – from January 01, 2018 until December 31, 2018; К= 0,1 –from 01 January 2019, where HDP – payment for noncompliance of dew point temperature by hydrocarbons quality parameter, expressed in UAH; Qi – non-conformance of natural gas volume to hydrocarbons quality parameter of dew point temperature, expressed in tcm; BPG – gas reference price, expressed in UAH/tcm; Тdew.h.max – maximum allowable dew point temperature by hydrocarbons parameter, K; Тdew.h - actual dew point temperature by hydrocarbons value of the natural gas injected at a physical entry point, K. 10.6. Calculation of the additional fee amount for failure to comply with the natural gas quality parameters is provided on a monthly basis separately for each quality parameter of natural gas according to the data indicated by the Operator in the natural gas quality discrepancy report which shall be submitted to the electronic mail address of the Client before the tenth day of the month, following the gas month. The Parties shall have the right to appeal to an authorized body to make assessment of natural gas quality parameters. Should natural gas matches the quality parameters, set by the Code, appraisal cost shall be covered by the Party or otherwise it shall be covered by the other Party. Volume Qi not complying with natural gas quality is determined starting from the last gas PCP specification meeting parameters requirements, set by the Code until the moment of elimination discrepancy in the natural gas quality parameters. 10.7. The Party that has failed to comply with the natural gas quality parameter, shall pay an additional fee before the fifteenth day of the month, following the gas month based on the invoice sent to Party’s electronic address by the other Party prior to the twelfth day of the month, following the gas month. 10.8. Discrepancies in the natural gas quality and the additional payment for failure to comply with natural gas quality parameters shall be settled according to the provisions of this Agreement or in court. Prior adjudication of disputes, the cost of natural gas quality and the additional payment for failure to comply with natural gas quality parameters shall be calculated in line with Operator’s data and paid by the Client in time pursuant to paragraph 10.7 of this Agreement.
XI. PROCEDURE FOR EXECUTION OF ACTS ON RENDERING SERVICES AND RECONCILIATION ACTS
11.1. The Services provided under this Agreement except the balancing services to settle the daily imbalance, shall be drawn up by the Operator and the Client as the Acts On Rendering Services. 11.2. Before the fifteenth day following the reporting month, the Operator shall send to the Client two copies of the Act On Rendering Services in the gas month signed and sealed by Operator’s authorized representative. 11.3. Within two days upon the date of receipt of the Act On Rendering Services the Client shall send back to the Operator one original copy signed and sealed by Client’s authorized representative or provide substantiated written refusal to sign Act On Rendering Services. In case of refusal to sign Act On Rendering Services, discrepancies shall be settled according to the Agreement in a judicial procedure. Prior adjudication of disputes the service cost shall be calculated based the Operator’s data. 11.4. Daily imbalances settlement shall be executed in the form of a unilateral act signed by the Operator per the whole volume of daily imbalances. This act shall contain volumes of daily imbalances and the price based on which daily imbalances have been settled (per each day). 11.5. The Operator and the Client shall carry out quarterly reconciliation of payments before the twenty-fifth day of the first month following the quarter. The reconciliation of payments shall be executed by the Parties in the form of a Reconciliation Act.
XII. FINANCIAL SECURITY
12.1. Within the whole period of the receipt of the Services, the Client shall submit to the Operator as well as maintain due financial security according to the Code.
12.2. Financial security for the contracted capacity shall be provided to the Operator in the form defined by the Code and in the amount of monthly liabilities. Funds shall be accounted on a separate account of the Operator as a financial security and shall not be used as an advanced payment in line with the Agreement as well as any other payments until the Client is in breach of any of its obligations stipulated by the Agreement and/or the Code. The Operator shall return funds provided by the Client as a financial security not later than five bank days prior to expire of the financial security and, provided that it is in good standing with the Agreement 12.3. Financial security for the balancing services shall be provided t in the form defined by the Code in the favour of the Operator according to the current legislation of Ukraine. 12.4. The Operator shall terminate the Service provision if the Client violates the terms of financial security provision.
XII. LIABILITY OF THE PARTIES
13.1. In case of non-performance or improper performance of the obligations under this Agreement, the Parties shall be liable according to current legislation of Ukraine and this Agreement. 13.2. The Party to which it becomes impossible to fulfil its obligations under the Agreement and (or) the Code shall be liable for full compensation for damages caused to the other Party. 13.3. The Operator shall be responsible to the Client for the gas in the gas transportation system during its transportation from the entry point to the exit point in the volume of actual loss unless the Operator proves that the loss occurred not due to its fault.
13.4. The Operator shall be liable for improper provision of natural gas transportation services starting from the moment of gas acceptance at the entry point until the moment of natural gas transfer at the exit point. 13.5. If the Client violates the payment terms stipulated in this Agreement, the Client shall pay fine at the double discount bank rate on the day of fine payment established by the National Bank of Ukraine for each day of late payment. 13.6. The Parties shall faithfully cooperate to ensure both reliable and efficient operation and use of the gas transportation system. The Parties shall use reasonable efforts to avoid or mitigate damages. The Party shall have no right to receive reimbursement of damages to the extent that it could avoid them when taking all necessary measures.
XIV. FORCE MAJEURE
14.1. None of the Party shall be liable for default or improper performance of the obligations under this Agreement if such default or improper fulfilment is caused by force-majeure circumstances which were non-existent at the moment of the Agreement conclusion and which are extraordinary and unavoidable for the Parties.
14.2. Force majeure circumstances mean extraordinary events and make objective impossibility of performance of the obligations under the Agreement. The term of performance of the obligations shall be postponed for the period of force majeure.
14.3. The Parties shall immediately notify each other of force majeure and within fourteen days upon its occurrence provide documentary evidence of its occurrence pursuant to the current legislation of Ukraine. Force majeure circumstances shall be confirmed in line with the procedure established by the current legislation of Ukraine. Failure to notify of force majeure circumstances deprives the Party of the right to allege as a reason of Party’s inability to perform its obligations under the Agreement and the Code. 14.4. Upon completion of force majeure circumstances, the Party affected thereby shall immediately inform the other Party thereof and immediately proceed to perform its obligations delayed due to force majeure.
XV. TERMINATION AND RESTRICTION OF NATURAL GAS TRANSPORTATION
15.1. The natural gas transportation shall be restricted or terminated according to the procedure prescribed by the Code. 15.2. The Client which is the direct consumer shall be exclusively responsible for termination of natural gas consumption at the exit point on the date and time specified in relevant notice-request. 15.3. The cost for natural gas volume used by the Client, which is the direct consumer, starting from the time specified in the notice-request on individual termination of natural gas consumption until the moment of actual termination of natural gas consumption shall be paid into Operator’s account by the entity connected to the exit point. The cost of the natural gas shall be calculated as follows:
C = V x BPG х 2, where: V means the natural gas volume, expressed in tcm, BPG means the natural gas reference price, expressed in UAH for tcm; 15.4. The gas reference price shall be calculated by the Operator. Each month the Operator shall calculate the gas reference price before the tenth day of the month following the gas month and shall post it on its web-site. 15.5. Before the tenth day of the month following the month of transmission the Operator shall send to the Client calculation of the natural gas cost and the invoice by electronic mail. The Client shall make the payment by the fifteenth day of the month, following the gas month. 15.6. Discrepancies in the natural gas cost shall be settled according to the provisions of this Agreement or in court. Prior adjudication of disputes, the cost of natural gas shall be calculated based on Operator’s data and paid by the Client in time pursuant to paragraph 15.5 of this Agreement. 15.7. The Operator shall not be liable for the consequences of the termination of natural gas transportation if the Client fails to fulfill requirements in respect to individual termination of natural gas consumption according to this Code.
XVI. DISPUTE RESOLUTION
16.1. Discrepancies and disagreements concerning the performance of this Agreement shall be resolved according to the procedure established by the current legislation. 16.2. Any dispute, conflict or claim, arising from or in relation to this Contract, including those on interpretation, execution, violation, termination or invalidity of this Contract, shall be solved in International commercial arbitration court of Chamber of Commerce and Industry of Ukraine (hereinafter – the “Arbitration court”), in accordance with its Statute. The law of the Contract shall be material law of Ukraine. Arbitration court shall consist of one sole arbitrator. The place of Arbitration court sitting shall be Kyiv, Ukraine. Arbitration shall be conducted in Ukrainian language. Decision of Arbitration court shall be final, shall not be subject to any appeal and shall be legally binding for the Parties.
XVII. AMENDMENTS, VALIDITY AND TERMINATION OF THE AGREEMENT
17.1. This Agreement shall come into force when signed until December 31, 2022. This Agreement shall be deemed to be extended for every consecutive year unless none of the Party gives prior notice to terminate the Agreement or to review its terms and conditions. 17.2. All amendments to this Agreement shall be executed in writing and signed by Parties’ authorized persons. The Parties shall give a written notice of any changes in their details (location, name, legal structure, bank details, etc.) no later than within ten days upon the occurrence of the changes. 17.3. In case of amendments introduction to the Standard Natural Gas Transportation Agreement and their affirmation by the Regulator within one month, the Parties shall amend this Agreement accordingly. 17.4. This Agreement may be terminated: upon mutual consent of the Parties; unilaterally by any Party by giving 30 days’ written notice to the other Party if the other Party fails to perform its obligations under this Agreement; in other cases prescribed by the current legislation of Ukraine and the Code. 17.5. Termination of the Agreement shall not exempt the Parties from the performance of their financial obligations under this Agreement. 17.6. None of the Party hereby shall transfer their rights and obligations under this Agreement to the third parties without a written consent of the other Party.
XVIII. CONFIDENTIALITY
18.1. All information related to this Agreement, the performance of obligations assumed by the Parties their activities and other information and data concerning the relations between the Parties shall be confidential and shall not be transferred or disclosed to any third party in any way except where otherwise provided by the legislation of Ukraine or with prior written consent of other Party. 18.2. The Party shall not be deemed to violate the confidentiality obligation according to paragraph 18.1 of the Agreement if confidential information is disclosed according to the terms and procedure established by the Code and (or) this Agreement, as well as is transferred to relevant authorities according to the procedure established by the regulatory acts and also to the shareholders of one of the Parties, members of regulatory authorities, employees for whom this information is required for performance of their functions and to legal and financial advisers, Parties’ auditors and to members of the natural gas market in line with the procedure established by the regulatory acts. 18.3. The Party, that transfers confidential information to the third parties in cases specified in the Agreement, shall adhere to confidentiality by these Parties with respect to transfer the information. 18.4. The Party obligations to respect shall be valid within three years upon expiration of the Agreement.
XIX. INFORMATION EXCHANGE
19.1. The Parties shall exchange information related to the Service provision according to the procedure and terms provided for by the Code. 19.2. Any notice, request, report or other information, which shall be provided under this Agreement shall be in writing and shall be deemed to have been provided if it is send to the addresses specified in the Agreement by prepaid registered post with confirmation receipt, delivered by courier to the authorized person of the Party or by electronic mail in cases agreed by the Parties. 19.3. Notices, requests, reports and other information sent or transferred by means indicated in paragraph 19.2 of this Section shall be deemed to have been received by the addressee on the date of their receipt. 19.4. The authorized representatives of the Operator and the Client appointed to provide fulfilment of the Agreement shall be:
19.5. Contact details of the Operator’s dispatcher service:
XX. REPRESENTATIONS AND WARRANTIES
20.1. Each Party shall have relevant authorities to sign and execute the Agreement. 20.2. Each Party represents and warrants that it complies with the terms established by the Code to sign this Agreement.
XXI. FINAL PROVISIONS
The Agreement is executed in Ukrainian and English in two copies of equal legal force, one copy for each Party. In case of any discrepancies in interpretation of any provision of this Agreement the Ukrainian text shall prevail.
XXII. DETAILS OF THE PARTIES Addresses and details of the Parties:
The Operator Limited Liability Company Gas Transmission System Operator of Ukraine
Identification code of the legal body: 42795490 Address: 03065, Kyiv, Liubomyra Huzara xx. (Xxxxxxxx xx.), 00 Address for correspondence: 03065, Kyiv, Liubomyra Huzara xx. (Xxxxxxxx xx.), 00
Bank details:
Hrivna (UAH): IBAN: XX000000000000000000000000000 current account 26001924861025, Bank of beneficiary: JSB “UKRGASBANK”, bank code: 320478 Bank address: 0, Xxxxxxxxxxxx Xx., Xxxx, Xxxxxxx
Euro (EUR): Beneficiary Name: LLC GAS TSO OF UKRAINE IBAN:XX000000000000000000000000000 Bank of beneficiary: JSB “UKRGASBANK”, 0, Xxxxxxxxxxxx Xx., Xxxx, Xxxxxxx SWIFT: XXXXXXXX Bank correspondent: Commerzbank AG Frankfurt Am Main, Germany, SWIFT: XXXXXXXX Beneficiary’s account No. 4008864332 01
U.S. dollar (USD): Beneficiary Name: LLC GAS TSO OF UKRAINE Account number XX000000000000000000000000000 Bank of beneficiary: JSB “UKRGASBANK”, Bank address: 0, Xxxxxxxxxxxx Xx., Xxxx, Xxxxxxx SWIFT: XXXXXXXX Bank correspondent: J.P. Xxxxxx Xxxxx Bank, N.A. New York, USA SWIFT: XXXXXX00 Beneficiary’s account No. 000000000 Tax identification number of the legal body: 000000000000 tel. 000-000-00-00 Operator has the status of tax payer on general conditions
_________________________________ (position)
____________________ /__________ / (signature) (name)
The Client _________________________________
Registration number: __________________________________ Location: _________________________________________ Correspondence:______________________________________ Account:______________________ ________________________ Bank code:_________________ ________________________ Tel.:_____________________ Tax Identification number/VAT number: _______________________
Client has the status of tax payer ______________
_________________________ (position)
__________________ /____________________________ / (signature) (name) |
– вартість
замовленої гарантованої потужності,
яка розраховується за формулою
– вартість
замовленої переривчастої потужності,
яка розраховується за формулою
– вартість
окремої замовленої потужності з
обмеженнями в розмірі
,
яка розраховується за формулою
,
– обсяг
відповідної замовленої гарантованої
потужності на річний період;
– обсяг
відповідної замовленої гарантованої
потужності на квартальний період;
– обсяг
відповідної замовленої гарантованої
потужності на місячний період;
– обсяг
відповідної замовленої гарантованої
потужності на добу наперед;
– обсяг
відповідної замовленої переривчастої
потужності на річний період;
– обсяг
відповідної замовленої переривчастої
потужності на квартальний період;
– обсяг
відповідної замовленої переривчастої
потужності на місячний період;
– обсяг
відповідної замовленої переривчастої
потужності на добу наперед;
– відповідний
тариф, встановлений Регулятором у
відповідній точці входу чи точці
виходу;
– відповідний
коефіцієнт для потужності з обмеженнями,
затверджений Регулятором у відповідній
точці входу чи точці виходу.
– сума
договірних потужностей на річний,
квартальний, місячний та на добу
наперед
– відповідний
тариф, встановлений Регулятором у
відповідній точці входу;
– сума
договірних потужностей на річний,
квартальний, місячний та на добу
наперед
– відповідний
тариф, встановлений Регулятором у
відповідній точці виходу.
– вартість
додаткової плати за перевищення
договірних потужностей за день;
– фактично
використана потужність для i-тої точки
входу, тис. куб. м/добу;
– фактично
використана потужність для i-тої точки
виходу, тис. куб. м/добу;