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 директора комерційного Xxxxxxxx Xxxxxx В’ячеславовича, що діє на підставі довіреності від 28.09.2023 р. №563, 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 Xxxxxxxx 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, у тому числі на аукціоні розподілу нової (збільшеної) потужності на аукціонних платформах, є його договірною потужністю і буде ним оплачена на умовах цього Договору. Замовник погоджується з тим, що доступ до потужності, яка розподіляється на аукціоні розподілу нової (збільшеної) потужності, надається відповідно до загальних правил та умов, що є невід'ємною частиною проєкту пропозиції зі створення нової (збільшеної) потужності, погодженого Регулятором та оприлюдненого Оператором відповідно до розділу XX Кодексу ГТС. 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; завчасно повідомляти Замовників, яким розподілено нову (збільшену) потужність, про будь-які затримки зі створення нової (збільшеної) потужності та/або будь-які інші зміни в реалізації проєкту нової (збільшеної) потужності; 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 Xxxxxxxxx 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 Xxxxxxxx; 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 строк до 20 числа місяця, наступного за звітним, 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 доступу до потужності, що була розподілена Замовнику відповідно до процедури розподілу нової (збільшеної) потужності, надається Замовнику на підставі цього Договору з врахуванням особливостей, визначених загальними правилами та умовами, на які замовники послуг транспортування повинні погодитись для того, щоб отримати доступ до потужності на обов'язковому етапі розподілу потужності процедури нової (збільшеної) потужності, погодженої Регулятором. Заява про приєднання до загальних правил та умов, на які замовники послуг транспортування повинні погодитись для того, щоб отримати доступ до потужності на обов'язковому етапі розподілу потужності процедури нової (збільшеної) потужності, після її підписання Замовником є невід'ємним додатком 3 до цього Договору. 6.4. Надання номінацій (реномінацій) для отримання транспортування здійснюється у порядку, встановленому Кодексом. Xxxxx 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, та замовника послуг транспортування, який виконує функції постачальника «останньої надії», у рамках виконання цих функцій, 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,
Сігр– обсяг відповідної замовленої гарантованої потужності на річний період; Сігк – обсяг відповідної замовленої гарантованої потужності на квартальний період; Сігм – обсяг відповідної замовленої гарантованої потужності на місячний період; Сігд – обсяг відповідної замовленої гарантованої потужності на добу наперед; Сігдд – обсяг відповідної замовленої гарантованої потужності протягом доби; Сіпр – обсяг відповідної замовленої переривчастої потужності на річний період; Сіпк – обсяг відповідної замовленої переривчастої потужності на квартальний період; Сіпм – обсяг відповідної замовленої переривчастої потужності на місячний період; Сіпд – обсяг відповідної замовленої переривчастої потужності на добу наперед; Сіпдд – обсяг відповідної замовленої переривчастої потужності протягом доби; Сіо – обсяг відповідної замовленої потужності з обмеженнями; 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; КДД - коефіцієнт, який застосовується при замовленні потужності протягом доби;
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 та замовника послуг транспортування, який виконує функції постачальника «останньої надії», у рамках виконання цих функцій) 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; Bd - вартість додаткової плати за перевищення договірних потужностей за день;
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 та замовника послуг транспортування, який виконує функції постачальника «останньої надії», у рамках виконання цих функцій) 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,
Сігдд – обсяг відповідної замовленої гарантованої потужності протягом доби;
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 або який виконує функції постачальника «останньої надії», у рамках виконання цих функцій, 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, або замовником послуг транспортування, який виконує функції постачальника «останньої надії», у рамках виконання цих функцій), 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 строк до 20 числа місяця, наступного за звітним. 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 строк до 20 числа місяця, наступного за звітним. 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. 9.7. Положення цього розділу не застосовуються при визначенні плати за несанкціонований відбір.
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, прямим споживачем, суміжним газовидобувним підприємством, оператором газосховищ. 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 Xxxxxxxx, 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 газової доби визначення ФХП газу, що не відповідав параметрам, визначеним Кодексом, до газової доби, що передує добі наступного визначення ФХП 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 Xxxxxxxx. 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 Xxxxxxx 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 Xxxxxxx 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. Прямий споживач або оператор газорозподільної системи, який здійснив несанкціонований відбір газу, зобов’язаний оплатити оператору газотранспортної системи плату за несанкціонований відбір. Розмір плати за несанкціонований відбір розраховується за формулою
де ПНВ – плата за несанкціонований відбір; n – кількість діб несанкціонованого відбору; ОНВ – добовий обсяг несанкціонованого відбору, тис. куб. м; МЦ – маржинальна ціна придбання природного газу для відповідної газової доби, грн за 1000 куб. м; Сівих факт – фактично використана потужність для i-тої точки виходу, тис. куб. м/добу; Тівих – відповідний тариф, встановлений Регулятором у відповідній точці виходу, грн за 1000 куб. м на добу. 15.4. Оператор складає та направляє відповідному оператору газорозподільної системи/прямому споживачу односторонній акт про несанкціонований відбір та рахунок на оплату у строк до 14 числа місяця, наступного за місяцем здійснення несанкціонованого відбору. Оператор газорозподільної системи/прямий споживач зобов’язані сплатити Оператору плату за несанкціонований відбір у строк до 20 числа місяця, наступного за місяцем, у якому було здійснено несанкціонований відбір. 15.5. 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 15.4 цього розділу, визначається за даними Оператора. 15.6. 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 2024 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 Xxxxxx. 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 Xxxxxxx від виконання своїх фінансових зобов'язань за цим Договором. 17.6. Жодна із Xxxxxx 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. Обмін документами в рамках виконання цього Договору здійснюється через інформаційну платформу Оператора, крім випадків використання іншого порядку, визначеного цим Договором та/або Кодексом. 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 Xxxxxxxxx, 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.
XXII. РЕКВІЗИТИ СТОРІН Адреса і реквізити Сторін:
Оператор Товариство з обмеженою відповідальністю “Оператор газотранспортної системи України”
Ідентифікаційний код юридичної особи: 42795490 Місцезнаходження юридичної особи: 03065, м. Київ, проспект Любомира Гузара, 44 Адреса для листування: 03065, м. Київ, проспект Любомира Гузара, 44
Банківські реквізити:
у гривнях (UAH): IBAN: UA853204780000026001924861025 поточний рахунок 26001924861025, Банк: АБ «УКРГАЗБАНК», код банку 320478 Адреса банку: 1, вул. Єреванська, м. Київ, Україна
у євро (EUR): Назва бенефіціара: LLC GAS TSO OF UKRAINE IBAN:UA853204780000026001924861025 Банк бенефіціара: АБ «УКРГАЗБАНК» Адреса банку: 1, вул. Єреванська, м. Київ, Україна SWIFT: UGASUAUK Банк кореспондент: Commerzbank AG Франкфурт-на-Майні, Німеччина SWIFT: COBADEFF номер рахунку банку бенефіціара 4008864332 01
у доларах США (USD): Назва бенефіціара: LLC GAS TSO OF UKRAINE номер рахунку UA853204780000026001924861025 Банк бенефіціара: АБ «УКРГАЗБАНК» Адреса банку: 1, вул. Єреванська, м. Київ, Україна SWIFT: UGASUAUK Банк кореспондент: J.P. Morgan Chase Bank, N.A. Нью-Йорк, США SWIFT: CHASUS33 номер рахунку банку бенефіціара 899579957 Індивідуальний податковий номер юридичної особи 427954926551 Тел. (044) 461-23-89 Оператор має статус платника податку на прибуток на загальних умовах
_______________________________________ (посада)
__________________ /___________________/ (підпис) (ініціали, прізвище)
Замовник
_____________________________________________________________
Ідентифікаційний код юридичної особи ____________________________________ Місцезнаходження юридичної особи: ______________________ Адреса для листування: ___________________ р/р ___________________________________ Код банку (МФО): _______________________ Індивідуальний податковий номер юридичної особи _____________________________ Телефон: _____________________________ Замовник має статус платника податку на прибуток ______________________________
(посада)
___________________ /__________________/ (підпис) (ініціали, прізвище)
|
NATURAL GAS TRANSPORTATION AGREEMENT No. _________________
Limited Liability Company Gas Transmission System Operator of Ukraine, acting on the basis of license for natural gas transmission issued in accordance with the National Energy and Utilities Regulatory Commission No. 3011 of 24 December 2015 (hereinafter referred to as the “Operator”), represented by Commercial Director Rybachuk Vadym Vyacheslavovych acting on the basis of power of attorney of 28.09.2023 р. №563 and
_______________________________________________________________________ (official name of the Client, under which it is registered with indication of country, legal form for legal entities or surname, name, patronymic name for an individual entrepreneur, country of registration) (hereinafter referred to as the “Client”) represented by______________________________________ ______________________________________________(position, surname, name, patronymic name) 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 Transmission System Code, approved by the National Energy and Utilities Regulatory Commission of 30 September 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, which are not provided for in 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 transmission 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 such Service established by the Agreement and the charges (if any) arising during the execution of the Agreement. 2.2. The Services shall be provided under the terms defined in the Code taking into account the features provided by this Agreement. The Client shall agree that a compulsory obligatory condition of the service provision is access of the Client to the Information Platform on the basis of the Rules for the granting access to the Information Platform posted on Operator’s website. By signing this Agreement, the Client shall confirm that it is aware of the Rules for the granting access to the Information Platform posted on Operator’s website and gives its consent to apply and adhere. The Client is aware of 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 shall agree that the obligatory condition for capacity allocation at the interconnection points is the Client's access to the auction platform in accordance with the instructions on the procedure for access and operation of the auction platform published on the Operator's website. By signing this Agreement, the Client confirms that it has got acquainted with the instructions on the procedure for access and operation of the auction platform published on the Operator's website, and gives a consent to its application and compliance. The Client acknowledges that a contractual capacity is the capacity at the interconnection points which was allocated to it based on the results of the auctions, including at the incremental capacity allocation auction, held on the auction platforms, and which shall be paid for under the terms of this Agreement.
The Client shall agree that access to the capacity, that is allocated at the auction for incremental capacity allocation, is provided in accordance with the general terms and conditions, which are an integral part of the draft proposal for the incremental capacity creation, agreed by the Regulator and published by the Operator in accordance with Section XX of the Code. 2.3. The scope of the Service 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, formalizing and submission of reports to the Operator shall be carried out in accordance with the requirements of the Code. 2.5. The Client shall fulfil the requirements of the Code, input gas at the entry points and/or off-take gas at the exit points in amounts established by this Agreement within the agreed period, as well as pay for the Services under the terms of the Agreement.
2.6. The Operator shall fulfil the requirements of the Code, off-take gas at the entry points and/or transfer gas at the exit points in amounts 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 except for ordering day-ahead and/or within-day capacity.
Annex 2 is an integral part of this Agreement in case when the Client is entitled to use capacity with restrictions except for ordering day-ahead and/or within-day capacity.
2.8. The interaction between the Client and the Operator is carried out by the Parties via the Information Platform of the Operator and auction platforms (in terms of capacity allocation at the interconnection points) in accordance with the Code when providing (ordering, provision, supporting) transmission services under this Agreement. The Client acquires the right to access the Information 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 Information Platform and/or the auction platform, the Client undertakes to comply with the procedure for interaction with the Information Platform and/or the auction platform, as defined by the Code.
III. RIGHTS AND OBLIGATIONS OF THE OPERATOR
3.1. The Operator shall be obliged to: timely provide the Services of proper quality; post on its website applicable 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 proper 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 transmission system functioning and other information provided by the Code;
perform other obligations defined by the Code and applicable law of Ukraine;
inform the Client about any changes in terms which have become the grounds for conclusion of this Agreement; notify the Clients to whom the incremental capacity have been allocated in advance of any delays in the incremental capacity creation and/or any other changes in the implementation of the incremental capacity project; carry out an 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 transmission system in accordance with the procedure established by this Agreement carry out a payment of monetary funds to Client’s account not later than the 20th day of the month following the reporting gas month if the total cost of positive daily imbalances exceed the total cost of Client’s negative daily imbalances in reporting gas month.
3.2. The operator shall be entitled to: 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 applicable law;
restrict or terminate natural gas transmission in the cases provided for in this Agreement and the Code; receive operational information from the Client upon the request of its dispatcher service; charge the Client extra payment for excess of the contracted capacity and/or for non-compliance with the quality requirements of natural gas transferred by it to the gas transmission system and/or for any changes in the terms and conditions (restrictions) to use capacity with restrictions according to the procedure established by this Agreement; carry out measures for the settlements of congestion provided by Section XV of the Code; exercise other rights stipulated in the Agreement and applicable law of Ukraine to ensure proper provision of the Service, as well as performance of the obligations by the gas transmission system operator.
IV. RIGHTS AND OBLIGATIONS OF THE CLIENT
4.1. The Client shall be obliged to: pay the cost of the Services provided to it in a timely manner and in full; provide the Operator with financial security in accordance with the procedure established in the Code and this Agreement; comply with the restrictions established by this Agreement and the Code; immediately fulfil the instructions of the Operator's dispatch service; balance its balancing portfolio in a timely manner; not to exceed the booked capacities specified in this Agreement; notify the Operator of a change in the conditions that became the basis for concluding this Agreement; ensure the possibility of round-the-clock communication of the Operator with the representatives of the Client specified in this Agreement; to make timely and full payment of the additional fee to the Operator in case of exceeding the amount of the booked capacity and/or fee for changing the conditions (restrictions) of capacity use with restrictions, and/or non-compliance with the quality parameters of the natural gas transmitted by it to the gas transportation system, in the manner specified by this Agreement and Code; to register customers in the Register of supplier’s customers on the Operator’s Information platform for whom he is an active supplier; to make timely and full payment for exceeding the contracted capacity, an additional fee for changing the conditions (restrictions) of capacity use with restrictions, a fee for a daily imbalance, a fee for balancing neutrality, an additional fee in case of non-compliance with parameters of the PCP of gas and a fee for unauthorized off-take of natural gas from of the gas transportation system in the manner specified by the Code and this Agreement; to carry out the payment of the cost of daily imbalances by the 20th day of the month following the reporting month, if the total cost of daily negative imbalances during the reporting gas month exceeds the total cost of the Client's daily positive imbalances during the reporting gas month. 4.2. The Client shall be entitled to: receive the Services of proper quality from the Operator within the terms established by this Agreement; order natural gas transmission as well as receive gas from the gas transmission system in amounts that correspond to its approved nominations/re-nominations;
receive from the Operator all necessary information concerning the gas transmission system operation, on which the proper performance by the Client of its obligations under this Agreement depends; transfer the rights concerning the access to the gas transmission system obtained under this Agreement to other the natural gas market entities provided, subject to notification of the Operator in accordance with the procedure and within the terms provided for by 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 transmission system in accordance with the procedure established by this Agreement; exercise other rights laid down in the Agreement and applicable law of Ukraine;
in case of physical connection to the gas transmission system - unhindered and free access in accordance with the procedure established by the Code to the territory and land plot of the Operator, where gas sampling points and/or commercial gas metering units are located, according to which the Services are ordered.
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 transmission 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 inputting into Operator’s gas transmission system or transferring from it by the Operator shall be additionally charged according to terms of the Agreement. 5.4. For every physical entry/exit point to/from gas transmission 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 ensure the availability of relevant capacity at the entry points to the gas transmission system or at the exit points from the gas transmission system determined in accordance with Annex 1 to this Agreement (capacity allocation) and/or Annex 2 to the Agreement (capacity allocation with restriction) and/or in the amount of the confirmed nomination in case of ordering capacity for the period of a gas day.
6.2. The capacity allocation shall be carried out according to the procedure prescribed by the provisions of the Code. 6.3. Provision of access to the capacity, which was allocated to the Client in accordance with the procedure for allocation of incremental capacity, is provided to the Client on the basis of this Agreement, taking into account the features determined by the general terms and conditions to which clients shall agree in order to gain access to the capacity at the binding phase capacity allocation of the incremental capacity procedure agreed by the Regulator.
The application for accession to the general terms and conditions to which network users shall agree in order to obtain access to capacity in the binding phase of capacity allocation of the incremental capacity procedure, after its signature by the Client, is an integral annex 3 to this Agreement.
6.4. Provision of nominations (re-nominations) to receive the transmission shall be carried out according to the procedure established by the Code. The forms of nominations and re-nominations shall be published by the Operator on its official website.
VII. TARIFFS
7.1. The cost of the Service shall be calculated: capacity allocation – under the tariffs set by the Regulator; transmission – under the tariffs set by the Regulator; daily imbalance settlement services – actual cost calculated according to the procedure established by the Code. 7.2. The Operator shall publish information on the current tariffs and the base price of gas on its website: www.tsoua.com. 7.3. The tariffs provided for in clause 7.1 of this section shall be binding for the Parties from the date of entry into force of the Regulator's resolution on their establishment. The cost of services determined on their basis shall be applied by the Parties when making payments for services in accordance with the terms of this Agreement.
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 yearly 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 cost of the Client’s contractual capacity, except the Client of the gas transmission services, which in accordance with the procedure, established by the Resolution of the Cabinet of Ministers of Ukraine on the basis of point 11 of the Law of Ukraine “On Natural Gas Market”, is imposed with public service obligations to supply gas within the performance of such obligations, and the Client of the gas transmission services, who performs the functions of the supplier of "last resort", within the performance of these functions, for the period of the gas month (P) is defined as an aggregate value of the contractual capacities for each day of the gas month
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,
Сігр – amount of relevant firm contracted capacity for the period of one year;
Сігк – amount of relevant firm contracted capacity for the period of a quarter;
Сігм – amount of relevant firm contracted capacity for the period of a month;
Сігд – amount of relevant firm contracted capacity for day ahead;
Сігдд – amount of relevant firm contracted capacity for within-day period; Сіпр – amount of relevant interruptible booked capacity for the period of one year;
Сіпк – amount of relevant interruptible booked capacity for the period of a quarter;
Сіпм – amount of relevant interruptible booked capacity for the period of a month;
Сіпд – amount of relevant interruptible booked capacity for day ahead;
Сіпдд – amount of relevant interruptible booked capacity for within-day period;
Сіо – amount of certain contracted capacity; 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 – amount of the Client’s interruptible booked capacity or capacity with restrictions that has been suspended; Р2 – amount 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 to the electronic mail of the Client. The services for access to capacity during a month, a quarter and/or year at entry and exit points from/to the gas transmission system shall be provided (except the Client of the gas transmission services which are imposed with public service obligations to supply gas within the performance of such obligations with the procedure established 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 transmission 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 transmission services are performed.
The Client (except the Client of the gas transmission services which is imposed with public service obligations to supply gas within its obligations performance according with the procedure established 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 according to the nomination. The prepayment shall be transferred to the account of the Operator of the gas transmission 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 used 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 being made. If the Agreement date, reference number and the reporting period (month, year), for which the payment was 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 transmission services, which occurred 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 transmission services which is imposed with public service obligations to supply gas within its obligations performance according with the procedure established by the Resolution of the Cabinet of Ministers of Ukraine according to Article 11 of the Law of Ukraine “On natural gas market”, or a gas distribution system operator and the Client of the gas transmission services who performs the functions of the supplier of "last resort" in the scope of these functions) shall be calculated for each day according to the formula:
where z = 1 – before 1 January 2018; z = 2 – after 1 January 2018; p – number of nominated entry/exit points as specified in Annex 1 to the Agreement; Bd – value of additional payment for contracted capacity excess for a day;
Following the final allocation of withdrawals and injections of the Client, the Operator shall calculate the 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 amounts 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 imposed with public service obligations to supply gas within its obligations performance according with the procedure established by the Resolution of the Cabinet of Ministers of Ukraine according to Article 11 of the Law of Ukraine “On natural gas market”, or a gas distribution system operator and the Client of the gas transmission services who performs the functions of the supplier of "last resort" in the f scope of these functions) during gas month (P) shall be calculated as sum of contracted capacity amount for each day of the gas month
where n – number of the contracted capacity;
Ріг = Сігр ×Ті + Сігк ×Ті + Сігм × Ті + Сігд × Ті + Сігдд × Ті,
Сігдд – amount of relevant firm contracted capacity within-day period;
The Client, which is imposed with public service obligations to supply gas within its obligations performance according with the procedure established 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 transmission services (including the services of capacity access) using the Client’s current account with special mode 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 billing month.
The Client, which is a gas distribution system operator or which performs the functions of the supplier of "last resort" in the scope of these functions, 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 amount used by the Client (subject which is imposed with public service obligations to supply gas within its obligations performance according with the procedure established 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, or the Client of the gas transmission services who performs the functions of the supplier of "last resort" in the scope of these functions) and established by the Operator of gas transmission system based on the final allocation exceeds the contracted capacity, the Client of gas transmission 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 by 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 transmission services for cross border entry points to the gas transmission 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 amount 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 certification of force majeure circumstances shall be 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 shall be conducted in the following order:
1) within-day; 2) day-ahead; 3) monthly; 4) quarterly; 5) yearly. The cost of the interruption of the firm capacity shall be calculated by the Operator before 14th day of the following month in which the interruption of the firm capacity occurred. The cost of the interruption of firm capacity shall be credited to the account for transmission services of the following settlement period or within five days from the date of receipt of the written Client’s request.
IX. DAILY IMBALANCES COST AND PAYMENT PROCEDURE FOR THEM
9.1. The Parties agreed that in case of occurrence of daily imbalance in the Client the Operator shall carry out the sale/purchase of natural gas of the Client in the amount of daily imbalance.
9.2. In the event that the Client has a negative daily imbalance, the Operator shall carry out the sale to the Client, and the Client – purchase of natural gas from the Operator in the amount of negative daily imbalance at the price established by 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 amount of positive daily imbalance at the price established by the Section XIV of the Code.
9.3. In case the total cost of daily negative imbalances during the reporting gas month exceeds the total cost of daily positive imbalances during the reporting gas month, the Operator shall send the Client an invoice for payment of the daily imbalance by the 14th of the gas month following the reporting month (the amount is defined as the difference between the total cost daily negative imbalances during the reporting gas month and the total value of daily positive imbalances during the reporting gas month). The Client shall pay the invoice for payment of the daily imbalance by the 20th day of the month following the reporting month.
9.4. In case the total value of daily positive imbalances during the reporting gas month exceeds the total value of daily negative imbalances during the reporting gas month, the Operator shall notify the Client of the amount of money to be paid to the Client by the 14th of the gas month following the reporting month (the amount is defined as the difference between the total value of daily positive imbalances during the reporting gas month and the total value of daily negative imbalances during the reporting gas month). Payment of funds is made to the Client's account the 20th day of the month following the reporting month. At the Client's request, the Operator may credit the daily balance fee in favor of the Client as a preliminary payment for the daily balance 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 charge 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 adopting a court decision, the cost of daily imbalances to be paid by the Client within the period specified in point 9.3 of this Agreement, is determined according to the Operator's data. 9.7. The provisions of this section shall not apply when determining the charge for unauthorized offtake.
X. ADDITIONAL FEE FOR FAILURE TO COMPLY WITH NATURAL GAS QUALITY PARAMETERS
10.1. The Party that violated the requirements regarding the quality parameters of natural gas that is transferred/taken to/from the gas transportation system, defined by the Code, is obliged to pay to the benefit of the other Party an additional fee for non-compliance with the quality parameters of natural gas. The Party responsible for gas quality is:
2) at the exit points, the Operator is responsible - towards the Client, who is a gas distribution system operator, direct customer, adjacent gas production enterprise, the storage system operator. At the exit interconnection points - the Operator - towards 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 defined by 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 amount with improper indicator of calorific value, injected at a physical entry point, expressed in thousand m3; BPG –base price of gas, 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 amount to quality parameter, injected at a physical entry point, expressed in tcm; BPG –base price of gas, 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 defined by 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 amount to water quality parameter of dew point temperature, expressed in tcm; BPG –base price of gas, 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 defined by the Code, additional fee shall be paid based on the following calculation:
B T.роси.вв = 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 B T.роси.вв – payment for noncompliance of dew point temperature by hydrocarbons quality parameter, expressed in UAH; Qi – amount of natural gas without compliance with hydrocarbons quality parameter of dew point temperature, expressed in tcm; BPG – base price of gas, 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. The calculation of the additional fee for non-compliance with natural gas quality parameters is carried out monthly separately for each natural gas quality parameter on the basis of the data specified by the Operator in the report on non-compliance with natural gas quality parameters, which he provides to the Client at his e-mail address by the tenth day of the month following gas month. The Parties have the right to apply to the authorized body for work on determining the parameters of natural gas. If the compliance of natural gas with the parameters defined by the Code is confirmed, the appraisal costs shall be covered by the Party that requested its conduct, otherwise the costs of the study shall be covered by the other party.
The volume of natural gas with non-compliance of value of the quality parameter Qi is determined from the gas day of determination of the PCP of the gas, which did not meet the parameters defined by the Code, to the gas day preceding the day of the next determination of the PCP of gas. 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 email 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 the 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 for the balancing services to settle the daily imbalance, shall be drawn up by the Operator and the Client as the rendered service acts.
11.2. Before the fifteenth day following the reporting month, the Operator shall send to the Client two copies of the rendered service acts in the gas month signed and sealed by Operator’s authorized representative. 11.3. Within two days upon the date of receipt of the rendered service acts 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 rendered service act. In case of refusal to sign rendered service act, discrepancies shall be settled according to the Agreement in a judicial procedure. Prior adjudication 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 for the whole amount of daily imbalances. This act shall contain amounts of daily imbalances and the prices according to which the Operator have settled daily imbalances (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 receiving the Services, the Client shall provide the Operator with and maintain financial security at the appropriate level according to the requirements of 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 under the Agreement as well as any other payments until the Client violates its obligations provided by the Agreement and/or the Code. The Operator shall carry out the return of funds provided by the Client as a financial security not later than five bank days prior to expire of the financial security and, provided there is no debt under the Agreement.
12.3. Financial security for the balancing services shall be provided in accordance with the applicable law 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 the applicable law 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 liable for the Client’s gas loss in the gas transmission system during its transmission from the entry point to the exit point in the amount 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 transmission 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 provided 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 transmission 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. The Parties shall be released from liability for partial or complete non-performance of their obligations under this Agreement, if such non-performance is the consequence of force majeure circumstances and if at the time of taking obligations under this Agreement, such Party could not neither foresee nor to warn their occurrence.
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 in accordance with the applicable law of Ukraine. Force majeure circumstances shall be confirmed in line with the procedure established by the applicable law of Ukraine. Failure to notify of the occurrence of force majeure circumstances deprives the Party of the right to refer to them as a reason of Party’s inability to perform its obligations under the Agreement and the Code.
14.4. Upon termination 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 TRANSMISSION
15.1. The natural gas transmission shall be restricted or terminated according to the procedure prescribed by the Code. 15.2. The Client which is the direct customer 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. A direct customer or a gas distribution system operator who has made an unauthorized offtake of gas is obliged to pay a charge for the unauthorized offtake to the gas transmission system operator. The amount of the fee for unauthorized withdrawal is calculated according to the formula:
where ПНВ - charge for an unauthorized offtake; n - number of days of unauthorized offtake; ОНВ - daily amount of unauthorized offtake, thousand cubic meters; МЦ - the marginal price of natural gas purchase for the appropriate gas period, hryvnias per 1,000 cubic meters; Сiвих факт - actually used capacity for an i-th exit point, thousand cubic meters per day; Тiвих - the corresponding tariff established by the Regulator at the corresponding exit point, UAH per 1000 cubic meters per day. 15.4. The gas transmission system operator shall draw up and send to the relevant gas distribution system operator/direct customer a unilateral certificate on unauthorized offtake and an invoice for payment by the 14th of the month following the month of unauthorized offtake. A gas distribution system operator/direct customer shall be obliged to pay the gas transmission system operator a charge for unauthorized offtake by the 20th of the month following the month in which the unauthorized offtake was made. 15.5. 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 15.4 of this Agreement. 15.6. The Operator shall not be liable for the consequences of the termination of natural gas transmission 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 applicable law. 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 the 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 from the date of its conclusion until 31 December 2024. This Agreement is considered extended for each subsequent calendar year if not less than one month before the expiration of this Agreement, none of the Parties will declare its termination or revision of its terms. 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 form, 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; by any Party unilaterally by providing a written notice to the other Party thirty calendar days in advance, if the other Party does not fulfill its obligations under this Agreement in other cases provided by the applicable law 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 clause 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 natural gas market participants 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 in relation to the transferring information. 18.4. The obligations of the Parties to maintain confidentiality shall be valid for three years after the termination of this 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. The document exchange within the execution of this Agreement shall be carried out via the Operator's Information platform, except in cases of using another procedure specified by this Agreement and/or the Code. 19.3. Notices, requests, reports and other information sent or transferred by means indicated in clause 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 of the legal body : 03065, Kyiv, Liubomyra Huzara av., 44 Address for correspondence: 03065, Kyiv, Liubomyra Huzara av., 44
Bank details:
Hrivna (UAH): IBAN: UA853204780000026001924861025 current account 26001924861025, Bank of beneficiary: JSB “UKRGASBANK”, bank code: 320478 Bank address: 1, Yerevanskaya St., Kyiv, Ukraine
Euro (EUR): Beneficiary Name: LLC GAS TSO OF UKRAINE IBAN:UA853204780000026001924861025 Bank of beneficiary: JSB “UKRGASBANK”, 1, Yerevanskaya St., Kyiv, Ukraine SWIFT: UGASUAUK Bank correspondent: Commerzbank AG Frankfurt Am Main, Germany, SWIFT: COBADEFF Beneficiary’s account No. 4008864332 01
U.S. dollar (USD): Beneficiary Name: LLC GAS TSO OF UKRAINE Account number UA853204780000026001924861025 Bank of beneficiary: JSB “UKRGASBANK”, Bank address: 1, Yerevanskaya St., Kyiv, Ukraine SWIFT: UGASUAUK Bank correspondent: J.P. Morgan Chase Bank, N.A. New York, USA SWIFT: CHASUS33 Beneficiary’s account No. 899579957 Tax identification number of the legal body: 427954926551 tel. 044-461-23-89 Operator has the status of tax payer on general conditions
_________________________________ (position)
____________________ /__________ / (signature) (name)
The Client
_____________________________________________________________
Registration number: __________________________________ Location of the legal body: _________________________________________ 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
,
– 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.
– фактично
використана потужність для i-тої точки
входу, тис. куб. м/добу;
– фактично
використана потужність для i-тої точки
виходу, тис. куб. м/добу;
– 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.
– 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;
– 