В порядке обсуждения
НЕБАЛАНСЫ ПРИ УЧЕТЕ ВОДЫ:

причины возникновения и способы снижения
В.П.Каргапольцев, О.А.Мицкевич
Массовое внедрение водосчетчиков, применяемых для учета водопроводной воды, потребляемой в жилом секторе, привело к появлению проблем с ведением расчетов по показаниям этих приборов. В соответствии с постановлением правительства «О порядке предоставления коммунальных услуг гражданам» расчет квартировладельцев с водоснабжающей организацией за потребленные ресурсы проводится на основании показаний квартирных водосчетчиков (если они установлены) или нормативов водопотребления (если счетчики не установлены). В результате применения этой методики расчетов выяснилось, что месячное потребление воды по общедомовому водосчетчику в большинстве случаев превышает сумму показаний квартирных водосчетчиков и объемов по нормативам потребления. Расхождение в ряде случаев достигает десятков процентов даже при установке водосчетчиков во всех квартирах. Такая ситуация приводит к появлению в расчетах между поставщиком и потребителем воды «тринадцатой квитанции», которая выставляется квартировладельцам раз в год и компенсирует водоснабжающей организации затраты по поставке в дом неоплаченных в течение года объемов воды.

К причинам возникновения небаланса в большинстве публикаций относят следующие: - утечки и несанкционированный слив во внутридомовой сети за пределами квартир; - сверхнормативное потребление воды квартировладельцами, не установившими водосчетчики. Как аксиома воспринимается абсолютная достоверность показаний квартирных водосчетчиков.

Между тем водосчетчик как прибор предназначен для решения конкретной задачи – измерений объема воды, потребленной за отчетный период (месяц) при ее расходе в паспортном диапазоне расходов. Этот диапазон установлен паспортом на прибор и соответствующим ГОСТом . На основании требований стандарта предприятия-производители выпускают квартирные водосчетчики классов А, В и С (более точные счетчики класса С достаточно дороги и практически не пользуются спросом). Наибольшее распространение получили приборы диаметром условного прохода 15 мм. Минимальный паспортный расход для класса А и В - 60 и 30 литров в час, для класса С – 15. При расходах меньших минимального водосчетчики работают неустойчиво. При расходах меньше порога чувствительности (который на основании стандарта должен составлять не более половины минимального расхода) счетчики вообще не фиксируют расход. Водосчетчики диаметром 15 мм, предлагаемые на отечественном рынке, в зависимости от производителя имеют в качестве порога чувствительности величину 6, 10, 12, 15, 30 литров в час. Таким образом, при водоразборе с расходом меньше порога чувствительности водосчетчика жилец получает «законное» право не платить за потребленную воду, что становится одной из причин появления небаланса показаний общедомового и суммы показаний квартирных водосчетчиков.

Снижение порога чувствительности невыгодно заводам-изготовителям, т.к. увеличивает затраты на производство, повышает отпускную цену, уменьшает объемы сбыта и прибыль. Потребитель заинтересован в приобретении более дешевого счетчика с более высоким порогом чувствительности. Такой счетчик не фиксирует малые расходы – он более «экономичен»; после завершения межповерочного интервала он с большей вероятностью пройдет поверку. Однако применение такого прибора неизбежно отразится в увеличении небаланса.

Насколько велик вклад недоучтенной приборами составляющей водопотребления в общий небаланс? В ходе эксперимента, проведенного в Москве в типовом 84-квартирном доме по установке водосчетчиков во все квартиры жилого дома, установке общедомового водосчетчика и организации автоматизированного сбора данных месячный небаланс по холодной воде составил 20 %, по горячей воде – 30 %. Бытовые водосчетчики недосчитали за месяц 92 куб.м холодной и 154 куб.м горячей воды. Возможно ли такие объемы отнести к внутридомовым утечкам за пределами квартир? Утечка 246 куб.м воды за месяц (средний расход 340 литров в час) в одноподъездном доме вряд ли осталась бы незамеченной жильцами.

Водосчетчики в разное время суток работают как в паспортном диапазоне расходов, так и при расходах ниже минимального. Исследования, проведенные специалистами Московского государственного строительного университета показали следующее:

Расход воды в течение суток в усредненной квартире имеет дискретный характер: – «технологический расход» - при открытых кранах; - «расход утечек» - при закрытых кранах;

Длительность «технологического расхода» составляет всего 1 – 2 % от всего времени суток (24 часов); в течение оставшихся 98 – 99 % суточного времени поступающая в квартиру вода расходуется на утечки.

Даже при небольшой величине расхода утечек из-за его большой длительности суммарный объем за эти 98 – 99 % времени (при неотрегулированной арматуре сливных бачков унитазов, протечках в кранах, использовании бытовых фильтров и пр.) может быть сопоставим с общим объемом потребления. Один счетчик с порогом чувствительности 30 литров в час в таком случае в пределе может допустить недоучет воды (30 литров х 24 часа х 0,98) = 705 литров в сутки. Указанная величина утечки в 705 литров отнюдь не является математической абстракцией. Например, общедомовой прибор в 108-квартирном доме в Липецке показывал, что средний расход холодной воды на одного человека здесь превышает 800 литров в сутки. После того как были отремонтированы неисправные смесители и бачки унитазов, средний расход снизился в три с половиной раза.

Такая ситуация (высокий уровень утечек воды из-за низкого качества сетей и водоразборной арматуры) в целом характерна для отечественных систем водоснабжения и на разных зданиях отличается лишь количественно. При этом конечный потребитель воды (жилец) слабо, только косвенно – через «тринадцатую квитанцию» - заинтересован в устранении утечек. Сегодня за протекающий унитаз в квартире жильца Иванова платят сам Иванов, его соседи Петров, Сидоров, а также все остальные жильцы дома, установившие водосчетчики. Экономия воды жильцом, в которой он заинтересован прямо, – это снижение ее потребления только во время «технологического расхода», при котором счетчики фиксируют потребление. При неизменном водоразборе во время «расхода утечек» уменьшение полезного разбора воды жильцом (водосбережение) приводит к относительному росту небаланса, распределяемому между всеми жильцами, установившими водосчетчики, пропорционально площадям занимаемых ими квартир.

Низкое качество водопроводной воды или самих счетчиков ведет к ускоренному износу внутренних элементов водосчетчиков, смещению порога чувствительности в сторону больших расходов, часто до уровня минимального расхода, что ведет к дальнейшему росту величины небаланса. Значительное количество приборов (до 70 %) после завершения межповерочного интервала (4 – 5 лет) не проходят периодическую поверку и признаются непригодными . Причем основная часть счетчиков при поверке бракуется именно из-за неработоспособности или сверхнормативной погрешности на минимальном расходе. Достаточно длительный межповерочный интервал не дает возможности оперативно в процессе эксплуатации выявить приборы, ведущие недостоверный учет и снизить небаланс.

Порог чувствительности приборов устанавливается изготовителями и указывается в паспортах на счетчики. Анализ методик поверки, выложенных на Интернет-сайтах производителей приборов показывает, что далеко не на всех заводах этот параметр контролируется при выпуске из производства. В этих методиках, в соответствии с которыми после завершения межповерочного интервала проводится поверка, в большинстве своем контроль работоспособности на пороге чувствительности вообще не предусмотрен. Этот параметр становится чисто формальным и никем не контролируется.

При проведении поверок после завершения очередного межповерочного интервала пригодность водосчетчика к дальнейшей эксплуатации определяется в большинстве случаев по среднеинтегральной погрешности , где всем поверочным расходам приписаны определенные весовые коэффициенты, номинальному расходу соответствует коэффициент 0,65, а минимальному – 0,02. При такой методике определения суммарной погрешности достаточно большие погрешности прибора на малых расходах «маскируются» их малым весом исходя из предположения, что основной разбор воды происходит на больших расходах. В результате свидетельство о поверке на прибор формально подтверждает соответствие прибора его документации, но не гарантирует достоверность учета потребления воды на длительных малых расходах.

Исходя из этого резонно предположить, что указанный выше «расход утечек» не регистрируется водосчетчиками не в узком диапазоне «от нуля до порога чувствительности», а в два раза более широком диапазоне «от нуля до минимального расхода». При этом величины регистрируемых приборами объемов суточного потребления воды жильцами и величины нерегистрируемых приборами объемов суточных утечек становятся сопоставимыми. Это наиболее вероятная причина появления описанных в разных источниках информации ситуаций, когда при 100 % -ом оснащении квартир приборами учета домовой небаланс достигает многих десятков процентов.

Таким образом, наиболее вероятной причиной возникновения небаланса между показаниями общедомового водосчетчика и суммой показаний квартирных водосчетчиков являются не утечки за пределами квартир, а несоответствие реальных диапазонов расходов водосчетчиков реальным диапазонам расходов, существующих в квартирных системах водоснабжения. Величина небаланса растет с увеличением срока эксплуатации счетчиков.

Отечественная система организации учета коммунального водопотребления, состоящая из большого количества федеральных и региональных нормативных документов не учитывает тот факт, что отечественные системы водоснабжения существенно отличаются от западных значительным внутриквартирным объемом утечек, не регистрируемых квартирными приборами учета.

Для создания эффективной системы коммунального водоснабжения и водоучета, стимулирующей водосбережение, необходим ряд мер организационного и технического характера:

а) в сфере водоснабжения и водопотребления:

- применение водоразборной и запорной арматуры с минимальным уровнем утечек;

- организация и проведение периодических профилактических осмотров и регулировок водоразборной и запорной арматуры;

- улучшение качества водопроводной воды и приведение ее характеристик в соответствие с действующими нормативами;

б) в сфере водоучета:

- разработка обязательных требований, регламентирующих производство и применение водосчетчиков с максимально низкими порогами чувствительности и минимальными нижними границами диапазонов измерений;

- внесение в методики поверки приборов дополнений, обязывающих контролировать порог чувствительности при выпуске из производства и при периодических поверках;

- организация входного контроля работоспособности водосчетчиков на пороге чувствительности и минимальном расходе перед их монтажом;

- в процессе эксплуатации приборов при появлении небалансов - организация оперативной диагностики состояния приборов учета на месте их эксплуатации.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ
«ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ»
(ФГУП ВНИИМС)
ГОССТАНДАРТА РОССИИ

Государственная система обеспечения единства измерений.

Объем и масса нефти и нефтепродуктов.
Методика оценки точности измерений (определения)
количества нефти и нефтепродуктов при распределении
небаланса между поставщиками и потребителями в
ОАО «ЛУКОЙЛ»

МИ 2772-2002

Москва
2002

РАЗРАБОТАНА	ФГУП ВНИИМС
ИСПОЛНИТЕЛИ	Б.М. Беляев Ю.А. Богданов (рук. темы) А.И. Вересков
УТВЕРЖДЕНА
ЗАРЕГИСТРИРОВАНА
ВВЕДЕНА	ВПЕРВЫЕ

1. Введение

1.1. Настоящая рекомендация распространяется на объем и массу нефти и нефтепродуктов и устанавливает методику оценки точности измерений (определения) количества нефти и нефтепродуктов при распределении небаланса между поставщиками и потребителями в ОАО «ЛУКОЙЛ».

1.2. Исходные положения, принятые при решении задачи распределения небаланса, и особенности её постановки приведены в приложении .

1.3. Рекомендация разработана с учетом требований МИ 2525-99 «ГСИ. Рекомендации по метрологии, утверждаемые Государственными научными метрологическими центрами Госстандарта России».

2. Классификация систем передачи и распределения продукта

К типовым системам «поставщики-потребители (получатели)», применяемым в практике , отнесены следующие:

2.1. Простейшая система «один поставщик, один получатель» представлена схемой 1 на рис. . Этот случай соответствует, например, отпуску нефти в танкер, когда количество измеряют дважды - вначале береговыми узлами учета, затем судовыми средствами измерений.

Рисунок 1

Схемы связей в системах «поставщики-потребители». Обозначения: () - участники учетной операции; двумя горизонтальными чертами обозначены пункты передачи продукта; двойными вертикальными - направления передачи продукта с выполнением измерений его количества (на схеме 3 прямоугольником обозначен промежуточный участник учетной операции)

2.2. Система «один поставщик, несколько получателей» представленная схемой 2 на рис. , реализуется при передаче нефти по нефтепроводу. Отпускаемое количество измеряют узлом учета, затем части этого количества измеряют получатели.

2.3. Система «несколько поставщиков, несколько получателей» представлена схемой 3 на рис. . Примером служит работа нефтебазы.

2.4. Система с достаточно общей структурой связей представлена схемой 4 на рис. . Например, это может быть система транспортировки и поставки нефти от исходных поставщиков к конечным потребителям через промежуточные звенья.

Схема 4 наглядно демонстрирует возможное многообразие связей в системах «поставщики-потребители». Вторая из рассмотренных систем является частным случаем четвертой и входит в нее как подсистема. Отличительная особенность систем 3 и 4 - наличие в них промежуточных участников учетных операций, которые одновременно являются получателями и поставщиками продукта.

3. Метод решения

3.1. Задачу многомерного статистического анализа решают путем выполнения операций, приведенных ниже.

a ij = 1, если j-й участник является поставщиком в i-м пункте,

a ij = -1, если j-й участник является получателем в i-м пункте,

a ij = 0, если j-й участник не участвует в i-м пункте передачи продукта, где a ij - элемент, находящийся на пересечении i-й строки и j-го столбца.

Требуется определить учетные значения u = (u 1 …, u n).

распределении небаланса Учетные значения определяют в оптимизационной задачи результате решения

при ограничениях в виде неравенств

Двойные вертикальные черты в () обозначают норму вектора , определенную равенством

Примечание - Метод решения задачи, как и его модификация, описанная в п. , соответствует статистическому методу оценки параметров, который позволяет получать как традиционные, так и робастные оценки . В соответствии с теорией математической статистики значение р в () следует выбирать в зависимости от вида распределения погрешностей измерений. В частности, при нормальном законе распределения оценки с оптимальными статистическими свойствами получают при р = 2 по методу наименьших квадратов.

Все расчеты проводят с помощью программы, разработанной ВНИИМС, в автоматическом режиме.

3.5. Алгоритм расчета учетных значений по методу п. основан на итерационной процедуре, на каждом шаге которой определяют вектор приближенных значений ũ q , где q - номер итерации.

3.5.1. Проверяют выполнение неравенств (), подставляя в них u = ũ q , и при необходимости корректируют значения ũ q .

3.5.2. Рассчитывают вектор разности между измеренными и приближенными значениями v - ũ q .

3.5.3. Рассчитывают вектор небаланса приближенных значений, в соответствии с формулой (), равный Аũ (вектор размерности m).

3.5.4. Полученные значения векторов v - ũ q и Аũ подставляют в (). Вектор приближенных значений ũ q определяют так, чтобы значение левой части () на текущей итерации было меньше соответствующего значения на предыдущей итерации.

Наличие первого слагаемого в () обеспечивает близость учетных значений к измеренным. Второе слагаемое включено в () для минимизации величины остаточного небаланса учетных значений, равного Аu.

3.6. Учитывают, что ограничения () связаны с тем, что назначение учетного значения u j , отличного от результата измерений v j более чем на величину предела допускаемой абсолютной погрешности Δ j , может вызвать несогласие j-го участника учетной операции (см. п. ).

3.7. Полученное решение удовлетворяет ограничениям (), однако при этом распределение небаланса может оказаться либо полным, либо частичным - в зависимости от конкретных числовых значений исходных данных. Исходя из практических потребностей пользователя и стоящей перед ним задачи, актуальным может оказаться полное распределение небаланса. В связи с этим предусмотрен второй вариант решения задачи.

3.13. В программе предусмотрена возможность выбора значения управляющего параметра р (см. п. ), который влияет на решение задачи следующим образом: его значение определяет, будет ли небаланс распределен в большей степени между «крупными» участниками учетной операции или его распределение будет более равномерным. Исходя из этого, пользователь может выбрать наиболее подходящее значение параметра в диапазоне, указанном в п. . В другом варианте можно использовать результаты анализа данных и рекомендацию по выбору значения р, полученные программой.

3.13.1. Программой проводится проверка статистической гипотезы о соответствии погрешностей результатов измерений нормальному распределению. В случае принятия гипотезы рекомендовано значение р = 2, что соответствует методу наименьших квадратов.

3.13.2. По договоренности с заказчиком при разработке программы может быть выбрано и зафиксировано определенное значение параметра, либо его значение может варьировать оператор. В последнем случае при расчете по методу п. можно рекомендовать следующую последовательность действий. Проводят расчет по программе при значении р = 2. Если небаланс оказался распределенным полностью, решение получено. Если нет, постепенно изменяя значение параметра, добиться по возможности полного сведения баланса.

3.14. Используемый метод статистической обработки данных помимо самих оценок истинных значений позволяет получать величины стандартных отклонений оценок (см. выдачу программы в приложении ). На основании этих величин с учетом известных значений пределов допускаемых погрешностей измерений рассчитывают показатели точности определения количества нефти и нефтепродуктов.

3.15. Из общих теоретических результатов [ , ] следует, что полученные по данной методике оценки являются более точными по сравнению с исходными результатами измерений (обладают меньшей дисперсией).

4. Алгоритмическая и программная реализация

Сформулированная задача решена в алгоритме и реализующей его программе «Баланс нефти и нефтепродуктов в ОАО «ЛУКОЙЛ», разработанных ВНИИМС. Математическое обеспечение учитывает специальный вид и структуру данных конкретных задач. Структура связей в системе «поставщики-потребители» должна быть задана заказчиком в виде схемы (рисунка) и матрицы (таблицы) и согласована с разработчиком.

В программе сведения баланса предусмотрены дополнительные возможности. Для определенных участников учетной операции (например, для некоторых из поставщиков) могут быть зафиксированы исходные измеренные значения, остающиеся неизменными в результате решения задачи. Может быть предусмотрена возможность учета естественной убыли и потерь продукта в пределах установленной нормы, которые в этом случае не будут влиять на величину исходного небаланса по результатам измерений.

6.1. Задают числовые значения следующих величин:

n - число участников учетной операции,

m - число пунктов передачи продукта,

v 1 , …, v n - результаты измерений количества,

Δ 1 , …, Δ n - пределы допускаемых абсолютных погрешностей измерений.

6.2. Структуру связей в системе задают с помощью матрицы (таблицы) А размера m×n, элементы которой определяют по правилу, сформулированному в п. .

7. Выполнение расчетов

7.1. Для получения учетных значений количества продукта, корректирующих количеств (равных разности между учетным и измеренным значениями) и коэффициентов коррекции (равных отношению учетного значения к измеренному) к измеренным значениям, величины остаточного небаланса (если таковой имеется), данные, перечисленные в разделе , обрабатывают по методу, описанному в разделе .

7.2. Расчет проводят по программе «Баланс нефти и нефтепродуктов в ОАО «ЛУКОЙЛ».

8. Инженерная методика расчета

8.1. Алгоритмы сведения балансов между поставщиками и потребителями, описанные в предыдущих разделах, позволяют оптимизировать эту процедуру для большого количества участников учетно-расчетных операций. Поэтому в их основе используют методы последовательных итерационных процедур. В то же время в практике часто встречаются задачи сведения небаланса между двумя участниками сделки: поставщиком и потребителем. При этом можно использовать более простые методы, основанные на применении коэффициентов весомости распределения небаланса в зависимости от соотношения погрешностей измерений количества у поставщика и потребителя. Ниже рассмотрена методика распределения небаланса для такой задачи.

8.2. Условия задачи

Поставщик измерил количество отпущенного товара М 1 с абсолютной погрешностью δМ 1 Это значение зафиксировано в накладной.

Потребитель, получив товар, измерил его количество М 2 с абсолютной погрешностью δМ 2 . Это значение отражено в акте приемки.

Поставлена задача: получить откорректированные значения Mʹ 1 и Мʹ 2 которые должны быть зафиксированы у поставщика и потребителя, исходя из условия Mʹ 1 = Мʹ 2 (принимают, что естественная убыль при поставке товара отсутствует).

8.3. Решение задачи

Проводят ранжирование полученных значений М 1 ; δМ 1 и М 2 ; δМ 2 по величине погрешности.

1 вариант

Пусть |δМ 1 | < |δМ 2 |, тогда имеем при М 1 > М 2:

при М 1 < М 2:

2 вариант

Пусть |δМ 2 | < |δМ 1 |, тогда имеем при М 2 > М 1:

при М 2 < М 1:

Таким образом, накладную отгрузки и акт приемки следует откорректировать на величину 94,4 т.

Приложение А

Обработка результатов измерений количества нефти и нефтепродуктов при их передаче от поставщиков к потребителям требует использования специальной статистической процедуры. Это связано, во-первых, со сложной структурой связей в системе «поставщики-потребители», характерной для большинства таких систем, а во-вторых, с часто имеющим место на практике значительным отклонением результатов измерений отдельными участниками учетных операций от истинных значений, происходящим из-за нарушений условий, регламентированных МВИ, потерь и других причин. Вследствие этого распределение погрешности результатов измерений может не соответствовать нормальному закону и являться причиной возникновения больших значений небаланса (разницы между результатами измерений поставщиков и потребителей), существенно превосходящих значения, которые могут быть обусловлены погрешностями средств измерений.

При обработке результатов измерений необходимо принимать во внимание перечисленные особенности задачи, целью которой является определение значений количества нефти и нефтепродуктов (далее - продукта) при учетных операциях (далее - учетных значений).

Оптимальная статистическая процедура должна использовать всю имеющуюся информацию, в частности, условие баланса, т.е. равенства значений отпущенного и полученного количеств продукта. Такая процедура служит для коррекции результатов измерений с учетом условия баланса в качестве дополнительной информации.

Скорректированные таким способом результаты измерений должны удовлетворять условию баланса, что свидетельствует о повышении точности измерений и позволяет решать задачу распределения небаланса между поставщиками и потребителями.

Проблема статистической обработки данных при постановке задачи имеет следующие особенности. Во-первых, в общем случае требуется решить задачу многомерного статистического анализа с ограничением на переменные , которое является математическим выражением условия баланса. Например, в системе 2 на рис. - это равенство значений количества продукта, отпущенного поставщиком, и полученного потребителями.

Другая особенность связана с отмеченным выше возможным отклонением от нормального закона распределения погрешностей измерений отдельными участниками учетных операций. В случаях, когда это происходит, необходимо привлечение робастных методов статистической обработки данных, т.е. методов, устойчивых по отношению к отклонениям от нормального закона .

Исходными данными для решения задачи служат результаты измерений, значения пределов погрешностей измерений и структура связей в системе «поставщики-потребители». При нормальном законе распределения погрешностей измерений для некоторых частных видов систем с несложной структурой решение может быть получено аналитически. В общем случае решение носит алгоритмический характер и реализуется с помощью специальной программы, разработанной ВНИИМС.

Приложение Б

Пример расчета основан на программе «Баланс нефти и нефтепродуктов в ОАО «ЛУКОЙЛ», разработанной ФГУП ВНИИМС.

Определены учетные значения и сведен баланс количества продукта, измеренного в м 3 , по результатам измерений за отчетный период в системе со структурой связей, показанной на рис. . Номера с 1 по 10 соответствуют номерам участников учетной операции на этом рисунке.

Исходные числовые данные измерений v j и пределов погрешностей Δ j содержатся в выдаче программы, представленной ниже.

Проиллюстрируем некоторые этапы методики на этом примере.

В соответствии со схемой на рис. и правилом в п. матрица А имеет вид

По формуле () вектор исходного небаланса d равен

68500 + 33600 - 51000 - 29900 - 20100 = 1100

51000 - 22400 - 13900 - 13500 = 1200

29900 - 21000 - 8400 = 500.

Предел допускаемого исходного небаланса, вектор d n равен

1027 + 604 + 1020 + 747 + 502 = 3900

1020 + 560 + 403 + 391 = 2374

747 + 525 + 243 = 1515.

Сопоставляя соответствующие компоненты векторов d и d n , убеждаемся, что сформулированное в п. условие полного сведения баланса выполнено. В результате проверки статистической гипотезы убеждаемся, что нет оснований сомневаться в соответствии погрешностей результатов измерений нормальному распределению (эта проверка, как и все приводимые здесь вычисления, выполняются программой в автоматическом режиме.)

В представленном фрагменте выдачи программы корректирующее количество равно разности между учетным и измеренным значениями, коэффициент коррекции - отношению этих величин. Решение получено при значении параметра р = 2, что соответствует нормальному закону распределения погрешностей результатов измерений. Можно убедиться, что для полученных учетных значений выполнены соотношения (), то есть баланс сведен полностью.

Таблица взаимного влияния факторов (справочная) характеризует степень статистической связи между участниками учетной операции в соответствии с принятой нумерацией.

Рисунок Б.1

Схема связей в системе «поставщики-потребители». Обозначения: (1), (2) - поставщики; (3), (4) - промежуточные участники учетной операции; (5) - (10) - потребители; двумя горизонтальными чертами обозначены пункты передачи продукта; двойными вертикальными - направления передачи продукта с выполнением измерений его количества

Пункт передачи продукта 1 (* поставщики отмечены звездочкой)

	Измеренное значение	Предел погр. отн., %, абс		Учетное значение	Корректир. количество	Коэффициент коррекции
	68500	1,50	1027	67497	1002	0,9854
	33600	1,80		33252		0,9897
	51000	2,00	1020	50624		0,9926
	29900	2,50		29786		0,9962
	20100	2,50		20339		1,0119

Измерено: поставщики 102100, получатели 101000, исходный небаланс 1100

Учтено: поставщики 100750, получатели 100750, остаточный небаланс 0

Пункт передачи продукта 2

	Измеренное значение	Предел погр. отн., %, абс		Учетное значение	Корректир. количество	Коэффициент коррекции
	51000	2,00	1020	50624		0,9926
	22400	2,50		22810		1,0183
	13900	2,90		14112		1,0153
	13500	2,90		13700		1,0149

Измерено: поставщики 51000, получатели 49800, исходный небаланс 1200

Учтено: поставщики 50624, получатели 50624, остаточный небаланс 0

Пункт передачи продукта 3

	Измеренное значение	Предел погр. отн., %, абс		Учетное значение	Корректир. количество	Коэффициент коррекции
	29900	2,50		29786		0,9962
	21000	2,50		21317		1,0151
	8400	2,90		8468		1,0081

Измерено: поставщики 29900, получатели 29400, исходный небаланс 500

Учтено: поставщики 29786, получатели 29786, остаточный небаланс 0

Сводная информация

ОДИННАДЦАТЫЙ АРБИТРАЖНЫЙ АПЕЛЛЯЦИОННЫЙ СУД

443070, г.Самара, ул.Аэродромная, 11А, тел.273-36-45, e-mail: [email protected], www.11aas.arbitr.ru

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

арбитражного суда апелляционной инстанции

гор. Самара

Дело № А55-3179/2016

Одиннадцатый арбитражный апелляционный суд в составе председательствующего судьи Николаевой С.Ю., судей Балакиревой Е.М., Пышкиной Н.Ю., при ведении протокола секретарем судебного заседания Трифонкиной Н.В., рассмотрев 05 июля 2016 года в открытом судебном заседании в зале № 6 апелляционную жалобу Открытого акционерного общества «Сызраньгаз» на решение Арбитражного суда Самарской области от 28 апреля 2016 года, принятое по делу № А55-3179/2016 (судья Разумов Ю.М.)

по иску Открытого акционерного общества «Сызраньгаз» (ОГРН 1026303057626)

к Обществу с ограниченной ответственностью «Газпром межрегионгаз Самара» (ОГРН 1026301421068)

об урегулировании разногласий при заключении договора,

при участии в судебном заседании:

от истца – Гудкова Н.В. представитель по доверенности № 206 от 06.06.2016, Порфирьева Н.С. представитель по доверенности от 15.01.2016;

от ответчика – Хритоненков М.Н. представитель по доверенности № 16-02 от 12.01.2016, Гречанин А.В. представитель по доверенности № 15-46 от 17.08.2015,

Установил:

Истец - Открытое акционерное общество "Сызраньгаз" обратился с иском в Арбитражный суд Самарской области к ответчику - Обществу с ограниченной ответственностью "Газпром межрегионгаз Самара" об урегулировании разногласий, возникших при заключении договора поставки газа № 45-5-0001/16 от 01 ноября 2015 года, а именно, по п.п. 2.1, 2.3, 4.3.1, 4.3.2, 4.4, 4.4.1, 4.4.2, 5.1.2, по Приложениям № 2 и № 4, просит принять спорные пункты договора в своей редакции:

Пункт 2.1 «Поставщик обязуется поставлять ГРО на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации газ горючий природный и /или газ горючий природный сухой отбензиненный (далее - газ) в расчетных объемах, согласованных в Приложении №1, а ГРО принимать газ, использовать его на технологические нужды и для возмещения технологических (действительных) потерь, возникающих в газораспределительных сетях, принадлежащих ГРО на праве собственности и на иных законных основаниях, оплачивать Поставщику стоимость газа и плату за снабженческо -сбытовые услуги.

Объемы газа, согласованные сторонами в Приложении № 1 определены в соответствии с Методикой определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа (РД 153-39.4-079-01), утвержденной Приказом Минэнерго России от 01 августа 2001 года № 231»;

Пункт 2.3 «При определении фактических объемов газа на технологические нужды, технологические (действительные) потери газа, стороны руководствуются Правилами учета газа, утв. Приказом Минэнерго России от 30 декабря 2013 года № 961, Методикой определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа (РД 153-39.4-079-01) и порядком, установленным разделом 4 Договора «Порядок учета количества и определения показателей качества газа»;

Пункт 4.3.1 «Технологические (действительные) потери газа в соответствии с разделом 6 Методики (РД 153-39.4-079-01) делятся на две группы: эксплуатационные потери и аварийные выбросы.

На эксплуатационные потери в газораспределительных сетях, находящихся у ГРО на праве собственности или иных законных основаниях, объем газа определяется расчетным путем в соответствии с разделом 6 Методики определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа (РД 153-39.4-079-01), утвержденной Приказом Минэнерго России от 01 августа 2001 года № 231 и Методикой по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства, разработанной ОАО «Гипрониигаз» и утвержденной ОАО «Росгазификация».

ГРО ежемесячно в срок до 2-го числа месяца, следующего за отчетным, предоставляет Поставщику расчет эксплуатационных потерь в соответствии с Методикой (РД 153-39.4-079-01).»;

Пункт 4.3.2 «Фактические потери газа, вызванные аварийными ситуациями, определяются Поставщиком газа по каждому конкретному месту их образования и оформляются совместными актами регистрации аварий, подписанными Поставщиком и ГРО. Указанные акты содержат данные об объеме аварийных потерь газа, и расчет объема аварийных выбросов, выполненный по Методике определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа. Форма акта согласована сторонами в Приложении № 2.

В случае отсутствия аварийных ситуаций за отчетный период ГРО в срок до 2-го числа месяца, следующего за отчетным, составляет и направляет в адрес Поставщика для подписания акт об отсутствии аварийных выбросов газа по форме согласно Приложения № 4»;

Пункты 4.4, 4.4.1, 4.4.2 объединить и изложить п. 4.4 в следующей редакции: «Поставщик в срок до 3 числа месяца, следующего за расчетным, составляет в 2-ух экземплярах Акт о количестве поставленного - принятого газа и оказанных снабженческо - сбытовых услугах на технологические нужды и технологические (действительные) потери за расчетный период (Приложение № 3), подписывает, скрепляет печатью и направляет в адрес ГРО для подписания»;

Пункт 5.1.2 исключить;

Приложение № 2 Акт о регистрации аварийной ситуации на газораспределительных сетях ОАО «Сызраньгаз» изложить в следующей редакции:

о регистрации аварийной ситуации на газораспределительных сетях ОАО «Сызраньгаз» по Договору поставки газа на технологические нужды и технологические (действительные) потери в сетях газораспределения № 45-5-0001/16 от 01.11.2015

гор. Сызрань «__» ________2016 года

Мы, нижеподписавшиеся,

ОАО «Сызраньгаз», именуемое в дальнейшем «ГРО», в лице Генерального директора Гришина Сергея Геннадьевича, действующего на основании Устава с одной стороны, и ООО «Газпром межрегионгаз Самара», именуемое в дальнейшем «Поставщик», в лице, представителя __________________________________, действующего на основании __________, с другой стороны, в соответствии с Договором № 45-5-0001 /16 от 01.11.2015 составили настоящий Акт о том, что_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

(число, месяц, местоположение, дата и время начала, дата и время конца выброса

______________________________________________________________________________

характеристика повреждения газопровода, характеристика газопровода и отключенных участков)

зарегистрирована аварийная ситуация на газораспределительных сетях, принадлежащих ОАО «Сызраньгаз» на праве собственности и на иных законных основаниях (по вине 3-х лиц /), повлекшая за собой аварийные выбросы газа в объеме______ м3

Расчет объема аварийных потерь газа определен в соответствии с РД 153-39.4-079-01 «Методика определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа», «Методика по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства»

Расчет объема аварийных выбросов газа прилагается.

ГРО: Поставщик:

ОАО «Сызраньгаз» ООО «Газпром межрегионгаз Самара;

Приложение № 4 Акт об отсутствии аварийных выбросов газа на газораспределительных сетях ОАО «Сызраныаз» изложить в следующей редакции:

об отсутствии аварийных выбросов газа на газораспределительных сетях ОАО «Сызраньгаз» по Договору поставки газа на технологические нужды и технологические (действительные) потери в сетях газораспределения № 45-5-0001/16 от 01.11.2015

г. Сызрань «___» ________2016 года

Мы, нижеподписавшиеся, ОАО «Сызраньгаз», именуемое в дальнейшем «ГРО», в лице Генерального директора Гришина Сергея Геннадьевича, действующего на основании Устава с одной стороны, и ООО «Газпром межрегионгаз Самара», именуемое в дальнейшем «Поставщик», в лице представителя __________________ , действующего на основании_______________, с другой стороны, в соответствии с пунктом 4.3.2 Договора № 45-5-0001/16 от 01.11.2015 составили настоящий Акт о том, что за расчетный период с __________2016 г. по ________2016 г. включительно, аварийные ситуации, повлекшие за собой аварийные выбросы газа, па газораспределительных сетях, принадлежащих ОАО «Сызраньгаз» на праве собственности и на иных законных основаниях отсутствовали.

ГРО: Поставщик:

ОАО «Сызраньгаз» ООО «Газпром межрегионгаз Самара»

Ответчик в отзыве и дополнениях к нему просит п. 2.1 договора принять в следующей редакции: «Поставщик обязуется поставлять ГРО на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации газ горючий природный и /или газ горючий природный сухой отбензиненный (далее - газ) в объемах, согласованных в Приложении №1 к Договору, а ГРО обязуется принимать газ, использовать его на технологические нужды и потери в газораспределительных сетях, принадлежащих Покупателю на праве собственности и/или на иных законных основаниях и оплачивать Поставщику стоимость газа и плату за снабженческо - сбытовые услуги.

Объемы газа, согласованные сторонами в Приложении № 1, определены на основании нормативных параметров в соответствии Методикой по расчёту удельных показателей, загрязняющих веществ в выбросах в атмосферу (водоёмы) на объектах газового хозяйства», разработанной ОАО «Гипрониигаз» и утвержденной ОАО «Росгазификация» Приказом от 17.04.1997 № 1711.».

Пункты 2.3, 4.3.1, 4.3.2, 4.4, 4.4.1, 4.4.2, Приложение № 2 ответчик просит оставить в редакции поставщика, согласен на исключение п. 5.1.2 из договора, а также просит не дополнять договор Приложением № 4.

03 декабря 2015 года в адрес ОАО «Сызраньгаз» от ответчика поступил проект договора поставки газа № 45-5-0001/16 от 01 ноября 2015 года для технологических нужд и потерь газа в газораспределительных системах.

Рассмотрев указанный проект договора, ОАО «Сызраньгаз» 30 декабря 2015 года за № 2942/13 направило в адрес ООО «Газпром межрегионгаз Самара» протокол разногласий.

Как указал истец, подписанный поставщиком протокол разногласий в адрес истца не поступал, следовательно, стороны не достигли соглашения по условиям договора № 45-5-0001/16 от 01 ноября 2015 года, а именно: по п.п. 2.1; 2.3; 4.3.1; 4.3.2; 4.4; 4.4.1; 4.4.2; 5.1.2; по Приложению № 2 и Приложению № 4 к договору, и редакция пунктов договора, предложенная истцом, соответствует действующему законодательству, что и явилось основанием для обращения в суд с настоящим иском.

Решением Арбитражного суда Самарской области от 28 апреля 2016 года суд урегулировал разногласия, возникшие между ОАО «Сызраньгаз» и ООО «Газпром межрегионгаз Самара» при заключении договора поставки газа № 45-5-0001/16 от 01 ноября 2015 года, и принял пункты 2.1, 2.3, 4.3.1, 4.3.2, 4.4, 4.4.1, 4.4.2 договора в редакции ответчика, а именно:

Пункт 2.1 «Поставщик обязуется поставлять ГРО на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации газ горючий природный и /или газ горючий природный сухой отбензиненный (далее - газ) в расчетных объемах, согласованных в Приложении № 1 к Договору, а ГРО обязуется принимать газ, использовать его на технологические нужды и потери в газораспределительных сетях, возникающих в газораспределительных сетях, принадлежащих Покупателю на праве собственности и/или на иных законных основаниях и оплачивать Поставщику стоимость газа и плату за снабженческо -сбытовые услуги.

Объемы газа, согласованные сторонами в Приложении № 1 определены на основании нормативных параметров в соответствии с Методикой по расчету удельных показателей, загрязняющих веществ в выбросах в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства», разработанной ОАО «Гипрониигаз» и утвержденной ОАО «Росгазификация» Приказом от 17.04.1997 № 1711.»;

Пункт 2.3 «Фактические объемы потерь газа в газораспределительных сетях определяются в порядке, установленным разделом 4 Договора «Порядок учета количества и определения показателей качества газа»;

Пункт 4.3.1 «Объём потерь газа определяется по «Методике определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа» РД 153-39.4-079-01,утвержденной Приказом Минэнерго России от 01.08.2001 № 231, в следующем порядке:

За расчетный период с января по ноябрь 2016 года объем потерь газа принимается равным 1/12 от объема, указанного в Приложении № 1 Договора, а за расчетный период декабрь 2016 года объем потерь газа определяется по формуле: Vп. декабрь2016 = V общ.потерь - V потерь ГРО за 11 месяцев,

V общ. потерь - разность между общим объемом газа, переданного Поставщиком на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации в газораспределительные сети ГРО для дальнейшей транспортировки в период с 01.01.2016 по 31.12.2016, определенным согласно актам, составленным в соответствии с п.4.4.1 Договора, и объемом газа, фактически реализованного Покупателям (Абонентам), в том числе промышленным и коммунально-бытовым потребителям, населению и ГРО на собственные и технологические нужды, в период с 01 января 2016 года по 31 декабря 2016 года.

V потерь ГРО за 11 месяцев - объем потерь газа в сетях ГРО за 11 месяцев с января по ноябрь 2016 года включительно, рассчитанный по 1/12 от объема, указанного в Приложении № 1 Договора и указанный в актах, составленных в соответствии с п.4.4.2 Договора»;

Пункт 4.3.2 «На аварийные выбросы при повреждении газопроводов или оборудования, произошедших по вине 3-х лиц, объём газа определяется на основании совместных актов регистрации аварий, подписанных Поставщиком и ГРО, содержащих данные об объёме аварийных потерь газа, и расчёта объёма аварийных выбросов по «Методике определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа» РД 153-39.4-079-01, утвержденной Приказом Минэнерго России от 01.08.2001 № 231.»;

Пункты 4.4, 4.4.1, 4.4.2:

«4.4 Поставщик в срок не позднее 3-го числа месяца, следующего за расчетным месяцем, составляет в 2-х экземплярах, подписывает, скрепляет печатью и направляет в адрес ГРО для подписания следующие акты:

4.4.2 Акт о количестве поставленного - принятого газа и оказанных снабженческо-сбытовых услугах за расчетный период (Приложение № 3.».

Пункт 5.1.2 исключить из договора.

Суд взыскал с ООО «Газпром межрегионгаз Самара» в пользу ОАО «Сызраньгаз» расходы по госпошлине в сумме 1 000 руб.

Заявитель – Открытое акционерное общество «Сызраньгаз», не согласившись с решением суда первой инстанции, подал в Одиннадцатый арбитражный апелляционный суд апелляционную жалобу, в которой просит решение суда отменить и принять по делу новый судебный акт.

Определением Одиннадцатого арбитражного апелляционного суда от 03 июня 2016 года рассмотрение апелляционной жалобы назначено на 05 июля 2016 года на 14 час. 30 мин.

Информация о принятии апелляционной жалобы к производству, движении дела, о времени и месте судебного заседания размещена арбитражным судом на официальном сайте Одиннадцатого арбитражного апелляционного суда в сети Интернет по адресу: www.11aas.arbitr.ru в соответствии со статьей Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.

Представители истца в судебном заседании поддержали доводы апелляционной жалобы.

Представители ответчика возражали против удовлетворения апелляционной жалобы по основаниям, изложенным в отзыве.

Законность и обоснованность обжалуемого судебного акта проверяется в соответствии со статьями - Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.

Как следует из материалов дела и установлено судом первой инстанции, при заключении договора поставки газа № 45-5-0001/16 от 01 ноября 2015 года между Открытым акционерным обществом "Сызраньгаз" и Обществом с ограниченной ответственностью "Газпром межрегионгаз Самара" возникли разногласия.

Обжалуя судебный акт, заявитель указал, что суд первой инстанции не отразил основания, по которым отказал в применении норм права, на которые ссылается истец. Также, по мнению заявителя, суд не учел, что пункт 2.3 договора, предложенный ответчик и утвержденный судом, выходит за пределы предмета договора. Помимо этого, суд сослался на практику, не имеющую преюдициальное значение для настоящего спора.

Рассмотрев доводы апелляционной жалобы, мотивированного отзыва, заслушав пояснения представителей сторон и изучив материалы дела, суд апелляционной инстанции не находит оснований для отмены оспариваемого судебного акта.

Согласно статьям , Гражданского кодекса Российской Федерации в случае возникновения у сторон разногласий при заключении договора и передачи их на рассмотрение суда, условия договора по которым имелись разногласия, определяются в соответствии с решением суда.

Доводы апелляционной жалобы относительно того, что в решении суда не нашли отражения мотивы, по которым суд не применил нормы права, на которые ссылается истец, суд не указал императивную норму права, которая предписывает включение в договор спорного условия и т.п., являются необоснованными и противоречат фактическим обстоятельствам дела.

В проекте договора ответчиком п. 2.1 изложен следующим образом: «Поставщик обязуется поставлять ГРО на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации газ горючий природный и /или газ горючий природный сухой отбензиненный (далее - газ), а ГРО- принимать и оплачивать поставляемый газ для технологических нужд и потерь в газораспределительных системах. Объемы газа согласованы Сторонами в Приложении № 1, которое является неотъемлемой частью Договора.

В протоколе разногласий истец предложил изложить данный пункт в следующей редакции: «Поставщик обязуется поставлять ГРО на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации газ горючий природный и /или газ горючий природный сухой отбензиненный (далее - газ) в расчетных объемах, согласованных в Приложении № 1, а ГРО принимать газ, использовать его на технологические нужды и для возмещения технологических (действительных) потерь, возникающих в газораспределительных сетях, принадлежащих ГРО на праве собственности и на иных законных основаниях, оплачивать Поставщику стоимость газа и плату за снабженческо - сбытовые услуги.

Объемы газа, согласованные сторонами в Приложении № 1 определены в соответствии с Методикой определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа (РД 153-39.4-079-01), утвержденной Приказом Минэнерго России от 01 августа 2001 года № 231».

В отзыве ответчик предлагает данный пункт принять в предложенном им варианте, в ином, чем в оферте, а именно: «Поставщик обязуется поставлять ГРО на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации газ горючий природный и /или газ горючий природный сухой отбензиненный (далее - газ) в объемах, согласованных в Приложении № 1 к Договору, а ГРО обязуется принимать газ, использовать его на технологические нужды и потери в газораспределительных сетях, принадлежащих Покупателю на праве собственности и/или на иных законных основаниях и оплачивать Поставщику стоимость газа и плату за снабженческо - сбытовые услуги.

Объемы газа, согласованные сторонами в Приложении № 1, определены на основании нормативных параметров в соответствии Методикой по расчёту удельных показателей, загрязняющих веществ в выбросах в атмосферу (водоёмы) на объектах газового хозяйства», разработанной ОАО «Гипрониигаз» и утвержденной ОАО «Росгазификация» Приказом от 17 апреля 1997 года № 1711.».

В обоснование принятия п. 2.1 договора в редакции истца, последний указывает, что редакция пункта 2.1 договора, предложенная ответчиком, обязывает Истца принимать и оплачивать поставляемый газ для технологических нужд и потерь в газораспределительных системах. При этом Ответчик не конкретизирует, каких именно потерь, и в каких газораспределительных системах.

В соответствии с пунктом 7 Основных положений формирования и государственного регулирования цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории Российской Федерации, утвержденных Постановлением Правительства РФ № 1021 от 29 декабря 2000 года, государственное регулирование тарифов на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям осуществляет федеральный орган исполнительной власти в сфере государственного регулирования цен (тарифов). Таким органом в соответствии с Указом Президента РФ № 373 от 21 июля 2015 года является Федеральная антимонопольная служба. Ранее указанным органом по тарифному регулированию являлась Федеральная служба по тарифам.

Утвержденные Приказом ФСТ России от 15 декабря 2009 года № 411-э/7 «Методические указания по регулированию тарифов на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям» определяют принципы регулирования и расчета тарифов на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям, а также особенности их применения на территории Российской Федерации. Тарифы применяются при расчетах за услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям. Услуги по транспортировке газа оказываются газораспределительными организациями, всобственности которых или на иных законных основаниях находятся газораспределительные сети, всем потребителям услуг, получившим доступ к газораспределительным сетям в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 24 ноября 1998 года № 1370 «Об утверждении Положения об обеспечении доступа организаций к местным газораспределительным сетям».

Статья Гражданского кодекса Российской Федерации предусматривает, что бремя содержания несет собственник, если иное не предусмотрено законом или договором.

И как указывает истец, предлагаемая им формулировка п. 2.1 договора, содержащая уточнение: «в газораспределительных сетях, принадлежащих ГРО на праве собственности и на иных законных основаниях», соответствует действующим нормам и правилам.

Как следует из предложенного в ходе судебного разбирательства варианта изложения данного пункта договора ответчиком, им выражено согласие на данное уточнение.

Далее по редакции данного пункта договора истец указывает, что п. 2.1 договора определяет предмет договора. В соответствии с предложенной Поставщиком формулировкой, газ поставляется «... для технологических нужд и потерь в газораспределительных системах». Соединительный союз «и», по мнению истца, говорит о том, что речь идет о технологических нуждах и технологических потерях в газораспределительных системах, т.е. при транспортировке газа.

В п. 1.1. Договора стороны согласовали, что термины и определения подлежат толкованию, в том числе, согласно Методике определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа РД 153-39.4-079-01, утвержденной Приказом Минэнерго России от 01 августа 2001 года № 231.

Предлагаемая Истцом (ГРО) формулировка пункта Договора, по мнению истца, соответствует данному нормативному акту, исходя из следующего.

Пункт 4.4. Методики № 231 определяет, что включают в себя расходы газа на технологические нужды, а п. 6.1. Методики № 231 определяет классификацию потерь в системах газораспределения.

В соответствии с пунктом 6.1. Методики № 231, потери в системах газораспределения делятся на «мнимые» и «действительные».

К «мнимым» относятся количество газа, полученное и полезно используемое потребителем, но не учтенное (и поэтому неоплаченное) вследствие несовершенства методов контроля и учета расхода газа.

Как указывает истец, его редакция данного пункта договора соответствует действующему законодательству и предусматривает включение в предмет Договора формулировки, исключающей объемы потерь Поставщика, не относящихся к технологическим потерям ГРО, связанным с транспортировкой газа.

В соответствии с п. 5 Правил поставки газа в РФ, утвержденных постановлением Правительства РФ от 05 февраля 1998 года № 162, договор поставки должен соответствовать требованиям параграфа 3 главы 30 Гражданского кодекса Российской Федерации.

Статья Гражданского кодекса Российской Федерации определяет что, по договору поставки поставщик - продавец, осуществляющий предпринимательскую деятельность, обязуется передать в обусловленный срок или сроки производимые или закупаемые им товары покупателю для использования в предпринимательской деятельности.

Также в соответствии с п. 2 ст. Гражданского кодекса Российской Федерации к отношениям, связанным со снабжением через присоединенную сеть газом, применяются правила о договоре энергоснабжения.

Пунктом 1 ст. Гражданского кодекса Российской Федерации предусмотрено, что количество поданной абоненту и используемой им энергии определяется в соответствии с данными учета о ее фактическом потреблении.

В соответствии с уставом ОАО «Сызраньгаз» предпринимательской деятельностью являются услуги по транспортировке газа.

Однако, в соответствии с определением «мнимых» потерь (п. 6.1. Методики № 231) газ передается не ГРО, а иным (не учтенным) потребителям.

Таким образом, для осуществления своей предпринимательской деятельности ГРО заключает договор поставки газа на технологические нужды и технологические (действительные) потери, возникающие в газораспределительных сетях при транспортировке газа.

Принятие же данного пункта в редакции ответчика со ссылкой на п. 4.6 Методики № 231, предполагает в последующем в ходе исполнения договора оплату истцом всего объема потерь (разбаланса), определяемого как разница между количеством газа, отпущенного Поставщиком с ГРС в сети ГРО и количеством газа, реализованного промышленным потребителям, населению и ГРО на собственные и технологические нужды, что не соответствует положениям действующих нормативных актов и сложившейся судебной практике.

Ответчик, настаивая на принятии данного пункта договора в предложенной им уточненной редакции, ссылается на то, что Методика № 231 содержит такие определения (термины), как «технологические нужды» и «потери газа в системах газораспределения».

При определении условий договора, его предмета и терминов, ответчик руководствовался положениями действующего законодательства, и использовал термины, указанные в Методике № 231. Ответчик считает, что формулировка предмета «...для технологических нужд и потерь в газораспределительных системах...» соответствует названной Методике № 231. Указанная Методика как в части определения газового баланса газораспределительной организации (п.4.1.), так и в формуле определения объема потерь, как статьи расхода баланса газораспределительной организации (п. 4.6.), не содержит термина «действительные», на котором настаивает Истец. По мнению ответчика, истец, конкретизируя предмет договора, по сути, ограничивает свое обязательство по договору до оплаты поставщику стоимости газа и платы за снабженческо-сбытовые услуги только в расчетных объемах, тем самым нивелируя свое обязательство по возмещению поставщику стоимости фактических потерь газа, которые неизбежно возникают в системах газораспределения истца в процессе транспортировки газа абонентам. Потери газа, которые неизбежно возникают в системах газораспределения истца, по итогам периода поставки и транспортировки рассчитываются в порядке, установленном п. 4.6 Методики № 231.

Далее ответчик указывает, что порядок определения объема потерь газа, закрепленный в пункте 4.3.1 договора в редакции ООО «Газпром межрегионгаз Самара» соответствует п. 4.6 Методики № 231, поскольку определяет потери газа в порядке, аналогичном порядку, установленному в п. 4.6 Методики № 231. Поскольку п. 4.6 Методики № 231 указывает именно на «потери газа», которые определяются по формуле, ответчик полагает, что дополнение предмета договора словами «технологические (действительные)» потери расходится с принципами, заложенными в Методике №231, а кроме того заведомо создает противоречия в механизме исполнения договора.

Суд первой инстанции правомерно указал, что считает несостоятельными доводы истца в этой части разногласий по следующим основаниям.

Согласно п. 2 ст. Гражданского кодекса Российской Федерации к отношениям, связанным со снабжением через присоединенную сеть газом, нефтью и нефтепродуктами, водой и другими товарами, правила о договоре энергоснабжения (ст. – Гражданского кодекса Российской Федерации) применяются, если иное не установлено законом, иными правовыми актами или не вытекает из существа обязательства.

В силу ст. Гражданского кодекса Российской Федерации договор энергоснабжения относится к публичным договорам.

Пунктом 3 статьи Гражданского кодекса Российской Федерации установлено, что к отношениям по договору энергоснабжения, не урегулированным настоящим Кодексом, применяются законы и иные правовые акты об энергоснабжении, а также обязательные правила, принятые в соответствии с ними.

Из вышеизложенного следует, что спорные правоотношения регулируются параграфом 6 главы 30 Гражданского кодекса Российской Федерации (Энергоснабжение), положениями Федерального закона от 31 марта 1999 года № 69-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации», Правилами поставки газа № 162, а также Методикой № 231, поскольку предметом договора является поставка газа для технологических нужд и потерь газа в системах газораспределения.

В силу п. 21 Правил поставки газа поставка и отбор газа без учета его объема не допускаются. Учет объема газа осуществляется в порядке, утвержденном Министерством энергетики Российской Федерации (п. 22 Правил).

Приказом Минэнерго России от 30 декабря 2013 года № 961 утверждены Правила учета газа, которые устанавливают порядок учета количества (объема) добытого, транспортируемого, перерабатываемого, хранимого и потребляемого природного газа, нефтяного (попутного) газа, отбензиненного сухого газа, газа из газоконденсатных месторождений, добываемого и собираемого газо- и нефтеперерабатывающими организациями, и газа, вырабатываемого газо- и нефтеперерабатывающими организациями (п. 1.1 Правил учета газа).

Согласно п. 2.3 Правил учета газа при транспортировке учету подлежит газ: принимаемый от грузоотправителя для транспортировки; сдаваемый грузополучателю; передаваемый одной организацией трубопроводного транспорта другой организации трубопроводного транспорта; утерянный.

В силу абз. 2 п. 2.10 Правил учета газа при поставках газа газотранспортной организацией газораспределительной организации объем газа измеряется средствами измерений и (или) техническими системами и устройствами с измерительными функциями газотранспортной организации.

Из вышеуказанных положений нормативных актов следует, что учет общего количества газа, переданного от газотранспортной организации газораспределительной организации, является обязательным.

В силу п. 2.11 Правил учета газа количество (объемы) газа ежемесячно с начала года учитывается в форме баланса газа.

В соответствии с п. 3.5 Правил учета газа по итогам деятельности в отчетном периоде организация составляет баланс добычи природного газа на основании актов приема-сдачи количества добытого, переданного для транспортировки и другим организациям, принятого от других организаций, сожженного на факельных установках, использованного на собственные производственно-технологические нужды, с учетом фактических потерь.

В процессе транспортировки газа по газораспределительным сетям неизбежно возникают технологические утечки газа (потери газа), связанные с негерметичностью газопроводов и установленной на них арматуры и оборудования. Эти утечки являются неизбежными вследствие невозможности достижения абсолютной герметичности резьбовых и фланцевых соединений, запорной арматуры, газового оборудования (п.3.1.1. Методики по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства. Саратов, Гипрониигаз, 1996).

В целях организации объективного учета расходов газа на технологические нужды и потерь газа в системах его распределения, обеспечения рационального и экономного использования газа газораспределительными организациями топливно-энергетического комплекса Российской Федерации, а также снижения потерь газ Приказом Минэнерго РФ от 01 августа 2001 года № 231 утверждена Методика определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа РД 153-39.4-079-01.

Как следует из п. 4.1 Методики № 231 газовый баланс газораспределительных организаций может быть представлен в виде уравнения, связывающего статьи прихода и расхода газового топлива: Qн = Qch + Qth + Qaв + Qпт + Qпp (где: Qн - количество поступающего от поставщика газа; Qch - количество газа, расходуемое на собственные нужды; Qth - количество газа, расходуемое на технологические нужды; Qaв - количество газа, расходуемое на проведение аварийных работ; Qпт - потери газа в системах газораспределения; Qпp - количество газа, реализованное газораспределительной организацией промышленным потребителям и населению.

В соответствии с п. 4.6 Методики № 231 потери газа определяются по формуле: количество газа, поступающего от поставщика ежемесячно, подтвержденное 2-сторонним актом (приема, отпуска) газа поставщиком и газораспределительной организацией минус количество газа реализованное. В свою очередь, количество газа реализованное определяется по формуле: количество газа, реализованное промышленным потребителям ежемесячно (в том числе количество газа, реализованное поставщиком истцу на собственные и технологические нужды), подтвержденное 2-сторонним актом, плюс количество газа, реализованное населению ежемесячно (рассчитывается по действующим нормам, а при наличии счетчиков - по их показаниям).

Как следует из п. 4.6 Методики № 231, определенные по формуле потери газа, представляют собой разницу между общим количеством газа, поступившем от поставщика в сети газораспределительной организации (истца) и учтенного средствами измерений в установленном законом порядке, и количеством газа, реализованным поставщиком всем покупателям (количество которого определено в установленном законом порядке).

По сути, пункт 4.6 Методики № 231 устанавливает способ определения фактических потерь газа в системах его распределения.

Вместе с тем, Методика № 231 включает в себя норму, на основании которой возможно рассчитать плановые ориентировочные потери (п. 6.2.1 Методики № 231), например, в целях в целях расчета тарифов газораспределительной организации на транспортировку газа, что следует из Информационного письма ФСТ РФ от 28 июня 2005 года № СН-3923/9 «Об учете потерь газа».

Так, согласно п. 6.2.1 Методики № 231 эксплуатационные (технологические) потери газа в количественном выражении могут рассчитываться в соответствии с п. п. 2.1.3 - 2.1.8, 3.1.1 и 3.1.2 Методики по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства (Саратов, Гипрониигаз, 1996) или определяться путем натурных измерений утечек газа приборным методом на реальных объектах - представителях систем газоснабжения с последующей статистической обработкой результатов измерений. Оптимальным (для достижения достоверных результатов) является сочетание обоих методов.

При этом к эксплуатационным утечкам газа относятся потери газа через разъемные соединения (вследствие их негерметичности) на газопроводах, арматуре и оборудовании, поскольку абсолютно полная герметичность фланцевых, резьбовых и цапковых соединений является практически недостижимой.

Следует учитывать, что объем эксплуатационных (технологических) потерь газа, определенный на основании установленных в методики (Гипрониигаз, 1996) удельных показателей, является ориентировочным (плановым), поскольку в процессе транспортировки газа указанные потери могут быть сведены до минимума за счет применения новой техники и материалов, а также повышения качества обслуживания систем газоснабжения (пункт 6.2.1 Методики № 231), либо напротив, превышать расчетный (плановый) объем вследствие ненадлежащего обслуживания систем газоснабжения, а также по иным причинам, например, вследствие повреждения газопровода, хищения газа, технологического процесса, режимов транспортировки газа (давления, плотности газа), связанных, в том числе с температурным фактором.

Таким образом, по итогам деятельности в отчетном периоде фактические объемы потерь газа могут отличаться от плановых (ориентировочных) объемов потерь газа, которые были определены расчетным способом в соответствии с методикой (Гипрониигаз, 1996) на основании удельных показателей.

Из системного толкования пунктов 21, 22 Правил поставки газа, пунктов 2.3, 2.10, 3.5 Правил учета газа, а также пунктов 4.1 Методики № 231, следует,что для составления баланса газа учету подлежит не только общее количествогаза, передаваемого от поставщика в сети истца, но и количество газа,фактически утерянного при его транспортировке.

Как следует из фактических обстоятельств дела и условий договора в редакции ответчика, газ передается поставщиком на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации в газораспределительные сети ГРО (истца) для дальнейшей транспортировки.

Следовательно, в силу вышеуказанных норм закона, в обязательном порядке подлежит учету и отражению в соответствующих актах не только общий объем газа, поступившего от поставщика в сети газораспределительной организации (истца), но и объем газа, фактически утерянный при его транспортировки по газораспределительным сетям, принадлежащим газораспределительной организации (истцу).

Суд первой инстанции правомерно установил, что истец неверно применяет толкование соединительного союза «и», заявляя о том, что соединительный союз «и» говорит о том, что речь идет о технологических нуждах и технологических потерях в газораспределительных системах.

В соответствии со ст. Гражданского кодекса Российской Федерации при толковании условий договора судом принимается во внимание буквальное значение содержащихся в нем слов и выражений. Буквальное значение условия договора в случае его неясности устанавливается путем сопоставления с другими условиями и смыслом договора в целом. Если правила, содержащиеся в части первой настоящей статьи, не позволяют определить содержание договора, должна быть выяснена действительная общая воля сторон с учетом цели договора. При этом принимаются во внимание все соответствующие обстоятельства, включая предшествующие договору переговоры и переписку, практику, установившуюся во взаимных отношениях сторон, обычаи, последующее поведение сторон.

Согласно толковому словарю русского языка (Ожегов С. И., Шведова Н. Ю. Толковый словарь русского языка: 80 ООО слов и фразеологических выражений / Российская академия наук. Институт русского языка им. В. В. Виноградова. - 4-е изд., дополненное. - М.: Азбуковник, 1999. - 944 с.) союз «и» - одиночный или повторяющийся, соединяет однородные члены предложения, а также части сложносочиненного предложения.

В контексте условий договора суд считает, что использование сторонами соединительного союза "и" означает, что при толковании необходимо учитывать оба условия, соединенные данным союзом.

Как указывает ответчик, при определении условий договора, его предмета и терминов, ответчик руководствовался положениями действующего законодательства, и использовал термины, указанные в Методике № 231.

Так в Методике № 231 используются следующие формулировки, которые содержат слова «технологических нужд и потерь», а именно: 1) в преамбуле: В целях организации объективного учета расходов газа на технологические нужды и потерь в системах его распределения; 2) раздел 1. Область применения: позволит организовать объективный учет расходов газа на технологические нужды и потерь газа в системах его распределения; 3) раздел 4. Газовый баланс газораспределительных организаций: Qпт - потери газа в системах газораспределения; 4) пункт 4.6: потери газа; 5) раздел 6. Потери газа в системах газораспределения.

Следовательно, суд первой инстанции обоснованно посчитал доводы ответчика в этой части обоснованными, в связи с чем, пункты договора в редакции ответчика, которые содержат слова «технологических нужд и потерь», соответствуют действующему законодательству, а использование в договоре соединительного союза "и" означает, что при толковании договора необходимо учитывать оба условия, соединенные данным союзом.

Таким образом, суд первой инстанции правомерно посчитал, что пункт 2.1 в предложенной ответчиком редакции: «п. 2.1. Поставщик обязуется поставлять ГРО на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации газ горючий природный и /или газ горючий природный сухой отбензиненный (далее - газ) в объемах, согласованных в Приложении № 1 к Договору, а ГРО обязуется принимать газ, использовать его на технологические нужды и потери в газораспределительных сетях, принадлежащих Покупателю на праве собственности и/или на иных законных основаниях и оплачивать Поставщику стоимость газа и плату за снабженческо - сбытовые услуги.

Объемы газа, согласованные сторонами в Приложении № 1, определены на основании нормативных параметров в соответствии Методикой по расчёту удельных показателей, загрязняющих веществ в выбросах в атмосферу (водоёмы) на объектах газового хозяйства», разработанной ОАО «Гипрониигаз» и утвержденной ОАО «Росгазификация» Приказом от 17 апреля 1997 года № 1711.» полностью соответствует закону, принимается судом, а принятие данного пункта договора в редакции истца следует отклонить.

Проанализировав довод жалобы относительно неверного принятия пункта 2.1, судебная коллегия полагает, что суд первой инстанции, изучив п. 2.1 договора излагает редакции сторон, после чего, принимая его в редакции ответчика, излагает правовые основания, по которым пришел к такому выводу.

Таким образом, решение суда содержит выводы и основания (мотивы), по которым суд признал доводы истца несостоятельными. Выводы суда, изложенные в решении, последовательны, логичны и соответствуют фактическим обстоятельствам дела. Нормы материального права применены правильно. Нарушений норм процессуального права, которые могли бы явиться основанием для отмены обжалуемых судебных актов, кассационной инстанцией не имеется.

В проекте договора п. 2.3 изложен ответчиком в следующей редакции: «Фактические объемы потерь газа в газораспределительных сетях, определяются в порядке, установленном разделом 4 Договора «Порядок учета количества и определения показателей качества газа».

Истец считает необходимым пункт 2.3 изложить в следующей редакции: «При определении фактических объемов газа на технологические нужды, технологические (действительные) потери газа, стороны руководствуются Правилами учета газа, утв. Приказом Минэнерго России от 30 декабря 2013 года № 961, Методикой определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа (РД 153-39.4-079-01) и порядком, установленным разделом 4 Договора «Порядок учета количества и определения показателей качества газа».

В обоснование изложения данного пункта в редакции истца, последний ссылается на то, что предлагаемая им редакция определения объема газа на технологические нужды и технологические потери соответствует предмету договора и содержит ссылку на нормативный акт, в котором предусмотрен механизм определения такого объема газа.

При этом истец считает, что редакция пункта, предлагаемая Поставщиком, выходит за пределы предмета договора.

С учетом ст. Гражданского кодекса Российской Федерации толкование условий договора должно исходить из буквального значения содержащихся в нем слов и выражений.

С целью исключения спорных ситуаций, Истец считает не приемлемым принятие редакции пункта, которая содержит ссылку на потери газа в газораспределительных сетях без указания на то, что это технологические (действительные) потери.

Ответчик предлагает пункт 2.3 договора оставить в редакции поставщика, поскольку ссылка истца на Методику № 231 в пункте 2.3 увеличивает объем (содержание) договора, при этом не влияет на права и обязанности сторон и порядок учета газа, поскольку пункт 2.3 содержит отсылочные положения на раздел 4 договора (Порядок учета количества и определения показателей качества газа), а в разделе 4 договора, в пункте 4.3 определены случаи, при которых применяются положения Методики № 231.

Принимая данный пункт в редакции ответчика, суд первой инстанции правомерно сослался на Правила учета газа, утв. Приказом Минэнерго России от 30 декабря 2013 года № 961, и на Методику № 231 содержатся в п. 1.1 договора.

Относительно пункта 4.3.1 договора суд первой инстанции правомерно указал следующее.

В проекте договора пункт 4.3.1 изложен ответчиком в следующей редакции: «Объём потерь газа определяется по «Методике определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа» РД 153-39.4-079-01,утвержденной Приказом Минэнерго России от 01 августа 2001 года № 231, в следующем порядке:

За расчетный период с января по ноябрь 2016 года объем потерь газа принимается равным 1/12 от объема, указанного в Приложении № 1 Договора, а за расчетный период декабрь 2016 года объем потерь газа определяется по формуле: Vп. декабрь 2016 = V общ. потерь - V потерь ГРО за 11 месяцев,

Vп. декабрь 2016 - оставшаяся часть потерь газа ГРО.

V общ. потерь - разность между общим объемом газа, переданного Поставщиком на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации в газораспределительные сети ГРО для дальнейшей транспортировки в период с 01.01.2016 по 31.12.2016, определенным согласно актам, составленным в соответствии с п. 4.4.1 Договора, и объемом газа, фактически реализованного Покупателям (Абонентам), в том числе промышленным и коммунально-бытовым потребителям, населению и ГРО на собственные и технологические нужды, в период с 01 января 2016 года по 31 декабря 2016 года.

V потерь ГРО за 11 месяцев - объем потерь газа в сетях ГРО за 11 месяцев с января по ноябрь 2016 года включительно, рассчитанный по 1/12 от объема, указанного в Приложении № 1 Договора и указанный в актах, составленных в соответствии с п. 4.4.2 Договора».

Истец в протоколе разногласий предложил данный пункт изложить в следующей редакции:

Технологические (действительные) потери газа в соответствии с разделом 6 Методики (РД 153-39.4-079-01) делятся на две группы: эксплуатационные потери и аварийные выбросы.

На эксплуатационные потери в газораспределительных сетях, находящихся у ГРО на праве собственности или иных законных основаниях, объем газа определяется расчетным путем в соответствии с разделом 6 Методики определения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа (РД 153-39.4-079-01), утвержденной Приказом Минэнерго России от 01 августа 2001 года № 231» и Методикой по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства, разработанной ОАО «Гипрониигаз» и утвержденной ОАО «Росгазификация».

ГРО ежемесячно в срок до 2-го числа месяца, следующего за отчетным, предоставляет Поставщику расчет эксплуатационных потерь в соответствии с Методикой (РД 152-39.4-079-01)».

В обоснование принятия данного пункта договора в своей редакции истец ссылается на следующее, что предложенная ответчиком редакция пункта 4.3.1. и представляющая собой формулу расчета технологических потерь ОАО «Сызраньгаз» не соответствует действующему законодательству.

Правила поставки газа в Российской Федерации (п. 1 и 5) определяют отношения между поставщиками и покупателями газа и обязательны для всех юридических лиц, участвующих в отношениях поставки газа через трубопроводные сети. Поставка газа производится на основании договора между поставщиком и покупателем, заключаемого в соответствии с требованиями Гражданского кодекса РФ, федеральных законов, настоящих правил и иных нормативных правовых актов.

В силу пункта 21 Правил поставки газа поставка и отбор газа без учета его объема не допускаются. Пункт 22 Правил поставки газа предусматривает, что учет объема газа, передаваемого покупателю, производится контрольно-измерительными приборами стороны, передающей газ, и оформляется документом, подписанным сторонами по форме и в сроки, указанные в договоре поставки газа. При неисправности или отсутствии контрольно-измерительных приборов у передающей стороны объем переданного газа учитывается по контрольно-измерительным приборам принимающей газ стороны, а при их отсутствии или неисправности - по объему потребления газа, соответствующему проектной мощности неопломбированных газопотребляющих установок и времени, в течение которого подавался газ в период неисправности приборов, или иным методом, предусмотренным договором (пункт 23).

Учитывая, что как у истца, так и у ответчика отсутствуют приборы учета газа, сторонами договора установлено, что при определении объема технологических (действительных) потерь газа они руководствуются Методикой № 231, согласно п. 6.1 которой потери газа делятся на мнимые и действительные.

В свою очередь действительные потери газа делятся на две группы:

1. Эксплуатационные утечки газа в газопроводах и оборудовании, а также потери газа при проведении сливо - наливных операций на ГНС, ГНП, АГЗС, резервуарных установках;

2. Аварийные выбросы газа при повреждении газопроводов и оборудования.

К эксплуатационным утечкам газа относятся потери газа через разъемные соединения (вследствие их негерметичности) на газопроводах, арматуре и оборудовании.

Эксплуатационные потери газа в количественном выражении рассчитываются на основании технических данных и характеристик используемых для транспортировки газопроводов (п.п. 2.1.3-2.1.8; 3.1.1.и 3.1.2 Методики по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах(сбросах) в атмосферу (водоемы) па объектах газового хозяйства).

В информационном письме ФСТ России от 28 июня 2005 года № СН-3923/9 в целях урегулирования разногласий, возникающих между поставщиками, потребителями газа и газораспределительными организациями по вопросу учета потерь газа даны следующие разъяснения: «Разница между общим объемом газа, поступившем от поставщика (по данным узлов учета газа, установленных на ГРС) и объемом газа, реализованным потребителям, в том числе населению и ГРО (по данным приборов учета газа у потребителей или в случае их отсутствия или несоответствия требованиям стандартов - по установленным нормативам потребления и /или проектной мощности газоиспользующего оборудования), образует разбаланс газа. При этом ответственность за него распределяется между поставщиком -ответчиком и ГРО - истцом следующим образом:

На финансовый результат поставщика газа должны относиться убытки (прибыль), полученные:

Вследствие отклонения фактического потребления газа населением на бытовые нужды от нормативов потребления, утвержденных в установленном порядке, ввиду того что возникающие в результате этого потери газа не являются потерями при транспортировке газа.

Вследствие отклонения объемов газа из-за погрешности измерений установленных приборов учета расхода газа на ГРС, у промышленных потребителей и населения. Погрешность приборов учета определяется на основании паспортных данных и в соответствии с ГОСТом 8.143-75.

Истец считает предложенную Поставщиком формулу определения технологических потерь как не предусмотренной разделом 6 Методики № 231 «Потери газа в системах газораспределения», указывая при этом, что пунктом 4.1. данной Методики предусмотрена возможная формула газового баланса ГРО в виде уравнения: Qп = Qсн + Qтн + Qав + Qпт + Qпp.

В данной формуле использованы исходные составляющие такого баланса, в том числе Qтн - количество газа, расходуемого на технологические нужды и Qпт - потери газа в системах газораспределения.

В п. 4.4. Методики № 231 дается формулировка расхода газа на технологические нужды, а в п. 4.6. Методики предполагается определение потерь газа по формуле сходной с той, что предлагает Поставщик газа:Qпт = Qп - Qр.

Истец указывает, что формула в том виде, которая предлагается Поставщиком, не предусмотрена ни одним нормативным актом, при этом пункт 4.1. Методики № 231 содержит рекомендательную формулировку - «газовый баланс газораспределительной организации может быть представлен в виде уравнения...» и не является основанием для расчетов между Поставщиком и ГРО, что, по мнению истца, свидетельствует о том, что законодатель предусматривает и иной возможный вариант для сведения газового баланса ГРО.

Далее истец ссылается на то, что анализ предусмотренной п. 4.6. Методики № 231 формулы определения потерь газа (сходной с формулой Поставщика) позволяет сделать вывод, что речь идет о разбалансе газа, поскольку определяется разница между количеством газа, поступающего от Поставщика, и количеством газа реализованного. При этом количество газа реализованного определяется как сумма количества газа реализованного промышленным потребителям и количества газа, реализованного населению.

С учетом договора, заключаемого Поставщиком газа на реализацию газа ГРО на технологические нужды и технологические потери, данный объем газа учитывается в количестве газа, реализованного промышленным потребителям. Таким образом, определение объема потерь газа по предлагаемой Поставщиком формуле не может быть применено к определению объема технологических потерь ГРО.

Данный вывод, как указывает истец, подтверждается Информационным письмом ФСТ России от 28 июня 2005 года № СН-3923/9 - «Разница между общим объемом газа, поступившим от поставщика (по данным узлов учета газа, установленных на ГРС) и объемом газа, реализованным потребителям, в том числе населению и ГРО (по данным приборов учета у потребителей или в случае их отсутствия или несоответствия требованиям стандартов - по установленным нормативам потребления и/или проектной мощности газоиспользующего оборудования) образует разбаланс газа...».

В преамбуле письма указывается, что оно издано в целях урегулирования разногласий по вопросу учета потерь газа и речь в нем идет о разбалансе газа.

По мнению истца, предлагаемая Поставщиком формула выходит за рамки предмета договора и отнесение всего объема «разбаланса» газа на финансовый результат истца является недопустимым и противоречит вышеуказанным документам.

Возражая в этой части разногласий, ответчик не согласен с доводом истца об определении объема потерь газа, который возникает в газораспределительных сетях истца в процессе транспортировки газа, исключительно расчетным путем.

При этом ответчик считает, что порядок определения объема потерь газа, установленный в п. 4.3.1 договора соответствует законодательству, ссылаясь на следующее.

ОАО «Сызраньгаз» является газораспределительной организацией -специализированной организацией, оказывающей услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям, находящимся у неё на праве собственности или ином законном основании.

В процессе транспортировки газа по газораспределительным сетям неизбежно возникают утечки (потери) газа, так как абсолютно полная герметичность фланцевых, резьбовых и цапковых соединений на газопроводах, арматуре и оборудовании является практически недостижимой (п. 6.2.1 методики № 231 и п. 3.1.1 Методики по расчету удельных показателей загрязняющих веществ в выбросах (сбросах) в атмосферу (водоемы) на объектах газового хозяйства. Саратов, Гипрониигаз, 1996). Кроме того, объем потерь зависит от выполнения мероприятий, указанных в п. 6.3. Методики № 231.

Для возмещения поставщику стоимости объема потерь газа, неизбежно возникающих при его транспортировке по газораспределительным сетям ГРО, ОАО «Сызраньгаз» заключает с поставщиком газа соответствующий договор поставки газа.

На момент заключения договора невозможно определить точные (фактические) объемы потерь газа, которые могут возникнуть в процессе транспортировки. Поэтому в силу специфики правоотношений на момент заключение такого договора количество газа является ориентировочным (плановым) и определяется в установленном порядке расчетным путем.

При этом следует учитывать, что расчетный способ определения потерь газа носит вероятностный характер, т.к. при выполнении расчета принимаются за основу данные, имеющие абсолютные значения или поправочные коэффициенты.

По итогам периода поставки и транспортировки газа фактические объемы потерь газа могут отличаться от «плановых (расчетных)» объемов потерь газа, поскольку, как уже отмечалось выше, абсолютно полная герметичность фланцевых, резьбовых и цапковых соединений на газопроводах, арматуре и оборудовании является практически недостижимой.

Кроме того следует учитывать что фактические объемы потерь зависят не только от состояния газораспределительных сетей, но и от технологического процесса транспортировки газа (давления, плотности газа, связанных, в том числе с температурным фактором).

Как указывает ФСТ России в своих письмах от 03 июня 2010 года исх. № 9-473 и от 10 июня 2010 года исх. № 9-502, фактические объемы технологических потерь зависят от технологического процесса, режимов транспортировки газа (давления, плотности газа), связанных, в том числе с температурным фактором, а также от состояния газораспределительных сетей, они могут отличаться от плановых.

Также ФСТ России в письме от 10 июня 2010 года исх. № 9-502 разъясняет, что если доказанный объем технологических потерь отличается от учтенного в тарифах (т.е. от «плановых (расчетных)» объемов потерь газа)), ГРО должна возместить поставщику стоимость газа, потерянного при транспортировке, в размере, фактически сложившемся в данный период транспортировки газа. Если доказанный объем технологических потерь, фактически сложившийся и оплаченный поставщиком, отличен от объема технологических потерь, включенного в тариф на транспортировку газа, то разница может быть учтена при расчете тарифа на транспортировку газа по газораспределительным сетям на следующий регулируемый период в случае представления обосновывающих документов.

В Постановлении ФАС Уральского округа от 16 сентября 2011 года № Ф09-5699/11 по делу № А76-25984/2010, суд также указал, что в случае, если доказанный объем технологических потерь отличается от учтенного в тарифах, то ГРО должна возместить поставщику стоимость газа, потерянного при транспортировке, в размере, фактически сложившемся в данный период транспортировки газа.

Высший Арбитражный Суд РФ согласился выводами ФАС Уральского округа (Определение ВАС РФ от 10 января 2012 года № ВАС-17175/11 по делу № А76-25984/2010).

Таким образом, и уполномоченный орган исполнительной власти в сфере государственного регулирования цен (ФСТ России) и суд прямо указывают на то, что фактический объем потерь газа может отличаться от «планового (расчетного)» объема потерь газа. При этом, если фактический объем потерь газа превышает «плановый (расчетный)» объем потерь газа, ГРО должна возместить поставщику стоимость газа, потерянного при транспортировке, в размере, фактически сложившемся в данный период поставки и транспортировки газа.

Ответчик указывает, что из всего законодательства в сфере газоснабжения, только Методика № 231 устанавливает способ определения потерь газа.

Исходя из формулы определения потерь газа, установленной в пункте 4.6 Методики № 231 следует, что потери газа определяются как разница между количеством газа, поступившим от поставщика в газораспределительные сети, и количеством газа, реализованным покупателям (потребителям).

Данный вывод находит свое подтверждение в судебной практике (Постановление ФАС Поволжского округа от 13 октября 2011 года по делу № А55-19422/2010, Постановление Арбитражного суда Поволжского округа от 03 марта 2015 года № Ф06-19597/2013 по делу № А55-2168/2014, Постановление ФАС Поволжского округа от 17 июля 2013 года по делу № А55-27660/2012).

Так, в соответствии с пунктом 4.6 Методики № 231 потери газа определяются по формуле: количество газа, поступающего от поставщика ежемесячно, подтвержденное 2-сторонним актом (приема, отпуска) газа поставщиком и газораспределительной организацией минус количество газа реализованное.

В свою очередь, количество газа реализованное (также п. 4.6.) определяется по формуле: количество газа, реализованное промышленным потребителям ежемесячно (в том числе количество газа, реализованное поставщиком истцу на собственные и технологические нужды), подтвержденное 2-сторонним актом, плюс количество газа, реализованное населению ежемесячно (рассчитывается по действующим нормам, а при наличии счетчиков - по их показаниям).

В силу закона поставка и отбор газа без учета его объема не допускаются, а учет газа осуществляется в порядке и способами, установленными в соответствующих законах и нормативно-правовых акта (ГК РФ, ЖК РФ, Правилах поставки газа и Правилах учета газа и др.).

Поставщик, осуществляя учет газа, по итогам периода поставки газа располагает данными о количестве газа, поступившего в газораспределительную сеть ГРО, и объемом газа, реализованным поставщиком всем покупателям (абонентам), в т.ч. и ГРО, а, следовательно, может определить образовавшуюся разницу.

Разница между общим объемом газа, поступившим от поставщика в газораспределительные сети ГРО, и объемом газа, реализованным поставщиком покупателям (абонентам), в том числе промышленным и коммунально-бытовым покупателям (абонентам), населению и ГРО на собственные и технологические нужды, образует разбаланс газа.

В силу пункта 4.1 Методики № 231 газовый баланс газораспределительных организаций может быть представлен в виде уравнения, связывающего статьи прихода и расхода газового топлива.

В свою очередь, потери газа, в силу пункта 4.6 Методики № 231, определяются как разница между общим объемом газа, поступившим от поставщика в газораспределительную сеть, и объемом газа, реализованным поставщиком покупателям (абонентам), в том числе промышленным и коммунально-бытовым покупателям (абонентам), населению и газораспределительной организации (ОАО «Сызраньгаз») на собственные и технологические нужды.

Порядок определения объема потерь газа, закрепленный в пункте 4.3.1 договора в редакции ООО «Газпром межрегионгаз Самара» также сводится к тому, что определяет объем потерь газа как разность между общим объемом газа, переданного поставщиком на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации в газораспределительные сети ОАО «Сызраньгаз» и объемом газа, фактически реализованного покупателям (абонентам), в том числе промышленным и коммунально-бытовым покупателям (абонентам), населению и ОАО «Сызраньгаз» на собственные и технологические нужды.

Суд первой инстанции правомерно посчитал данные доводы ответчика обоснованными, поэтому порядок определения объема потерь газа, закрепленный в пункте 4.3.1 договора в редакции ООО «Газпром межрегионгаз Самара» соответствует требованиям законодательства и пункту 4.6 Методики № 231, требования истца по п. 4.3.1. являются необоснованными.

Как следует из материалов дела, ООО «Газпром межрегионгаз Самара» неоднократно обращалось в Арбитражный суд Самарской области с иском к ОАО «Сызраньгаз» о взыскании суммы задолженности за газ по договорам на поставку газа для восполнения объема потерь (Постановление ФАС Поволжского округа от 13 октября 2011 года по делу № А55-19422/2010, Постановление Арбитражного суда Поволжского округа от 03 марта 2015 года № Ф06-19597/2013 по делу № А55-2168/2014, Постановление ФАС Поволжского округа от 17 июля 2013 года по делу № А55-27660/2012, Постановление ФАС Поволжского округа от 07 апреля 2011 года по делу № А55-6812/2010).

В указанных спорах ОАО «Сызраньгаз» также заявляло возражения относительно требований ООО «Газпром межрегионгаз Самара», суть которых сводилась к тому, что объем потерь газа, возникающий на газораспределительных сетях ГРО, не может превышать «плановых (расчетных)» объемов потерь газа, согласованных в договоре, а также ссылалось что, объем потерь газа следует определять исключительно расчетным способом в соответствии с п. 6.2 Методики № 231.

Между тем, в принятых в рамках указанных дел судебных актах, признаны доводы и возражения ОАО «Сызраньгаз» несостоятельными, а требования ООО «Газпром межрегионгаз Самара» обоснованными, при этом отмечалось следующее:

Природный сетевой газ может поступить абонентам только через сети газораспределительной организации, поэтому количество газа реализованного абонентам, по сути, должно равняться количеству транспортированного газа;

Поставщик газа не является потребителем, у него нет газоиспользующего оборудования, нет газораспределительных сетей, следовательно, нет технологических потерь газа;

Объемы технологических потерь газа являются ориентировочными и определены ФСТ России для ГРО при расчете тарифа на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям;

Поставщик газа обязан возместить стоимость оказанных ГРО услуг в том объеме, который признан абонентами (населением);

Потери газа, произошедшего в сетях ГРО, не являются объемом газа, реализованным населению;

За расчетные периоды - с января по ноябрь стороны принимают объемы потерь газа в размере 1/12 от планового (расчетного) объема, указанного в договора, а за расчетный период декабрь месяц стороны определяют объем потерь газа по формуле для расчета фактических потерь;

Фактический объем потерь газа рассчитан ООО «Газпром межрегионгаз Самара» в соответствии с условиями договора и действующей методикой № 231;

Достоверной информацией о причинах возникновения и размере фактических потерь газа в сетях обладает только газораспределительная организация, так как поставщик не имеет ни сетей, ни оборудования, не осуществляет перемещение газа и не является потребителем газа, кроме того, в отличие от правил установления тарифа на услуги для ГРО, при установлении тарифов на услуги поставщика нормативными документами не предусмотрено включение в них материальных затрат в виде потерь газа.

Следует также заметить, что Информационное письмо ФСТ РФ от 28 июня 2005 года № СН-3923/9 «Об учете потерь газа» носит рекомендательный, но не обязательный характер, а, следовательно, его положения могут быть применимы только в том случае, если стороны достигли соглашения о возможности проведения расчетов по вопросу учета потерь газа в порядке, определенном в письме ФСТ. Такое соглашение между истцом и ответчиком отсутствует, доказательства обратного истцом в материалы дела не представлены.

К тому же, согласно разъяснениям ФСТ, которые содержатся в письме ФСТ РФ от 28 июня 2005 года № СН-3923/9, объем технологических потерь газа в системах газораспределения (эксплуатационные утечки и т.п.) и соответственно уровень расходов ГРО по этой статье определяется по Методике № 231 в целях расчета тарифов ГРО.

Таким образом, «расчетный» метод определения технологических потерь газа, установленный пунктом 6.2 Методики № 231, применим для целей определения «плановых (расчетных)» объемов потерь на будущий период, а также для целей расчета тарифов ГРО (истца), т.к. у сторон на тот момент отсутствуют данные, позволяющие определить фактические объемы потерь газа.

Определение фактического объема газа, утерянного при его транспортировке, согласуется с целями, определенными в Методике № 231, а также с положениями иных нормативно-правовых актов в сфере газоснабжения, поскольку позволяет вести объективный учет расхода газа.

Как следует из Методики № 231, данный документ утвержден Минэнерго РФ в целях организации объективного учета расходов газа на технологические нужды и потерь газа в системах его распределения, обеспечения рационального и экономного использования газа газораспределительными организациями топливно-энергетического комплекса Российской Федерации, а также снижения потерь газа.

Напротив, определение потерь газа исключительно расчетным методом не отвечает целям указанной методики, поскольку не позволяет вести объективный учет расходов газа, а также приводит к тому, что ГРО как собственник газораспределительных сетей, не заинтересована будет проводить мероприятия, направленные на снижения потерь газа, с той степенью заботливости и осмотрительности, которая от неё требуется.

С учетом изложенного, суд первой инстанции обоснованно посчитал, что пункт 4.3.1 договора в редакции поставщика по своей сути не противоречит п. 4.6 Методики № 231, поскольку определяет фактический объем потерь газа как разность между общим объемом газа, переданного поставщиком в газораспределительные сети ОАО «Сызраньгаз» и объемом газа, фактически реализованного покупателям (абонентам), в т.ч. ОАО «Сызраньгаз», поэтому данный пункт следует принять в редакции ответчика.

По пункту 4.3.1 договора истец в своей жалобе указывает, что «принимая решение о включении в Договор условия, не предусмотренного императивной нормой права, суд фактически подменяет собой законодательную власть».

Вместе с тем данный довод жалобы, судебной коллегией отклоняется, как необоснованный.

В силу пункта 1 статьи Гражданского кодекса Российской Федерации договор должен соответствовать обязательным для сторон правилам, установленным законом и иными правовыми актами (императивным нормам), действующим в момент его заключения, то есть стороны не вправе заключать договор на условиях, противоречащих закону.

Следовательно, в силу пункта 2 статьи Гражданского кодекса Российской Федерации, граждане (физические лица) и юридические лица свободны в установлении своих прав и обязанностей на основе договора и в определении любых не противоречащих законодательству условий договора.

В проекте договора п. 4.3.2 изложен следующим образом:

«На аварийные выбросы при повреждении газопроводов или оборудования, произошедших по вине 3-х лиц, объём газа определяется на основании совместных актов регистрации аварий, подписанных Поставщиком и ГРО, содержащих данные об объёме аварийных потерь газа, и расчёта объёма аварийных выбросов по «Методикеопределения расходов газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа» РД 153-39.4-079-01, утвержденной Приказом Минэнерго России от 01.08.2001 № 231.».

В протоколе разногласий данный пункт истец предлагает изложить в следующей редакции: «Фактические потери газа, вызванные аварийными ситуациями, определяютсяПоставщиком газа по каждому конкретному месту их образования и оформляютсясовместными актами регистрации аварий, подписанными Поставщиком и ГРО. Указанныеакты содержат данные об объеме аварийных потерь газа, и расчет объема аварийныхвыбросов, выполненный по Методике определения расходов газа на технологическиенужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа. Формаакта согласована сторонами в Приложении № 2.

В случае отсутствия аварийных ситуаций за отчетный период ГРО в срок до 2-го числа месяца, следующего за отчетным, составляет и направляет в адрес Поставщика для подписания акт об отсутствии аварийных выбросов газа по форме согласно Приложения № 4».

В обоснование изложения данного пункта в своей редакции истец указывает на то, что предложенная ответчиком формулировка пункта:

а) предполагает ограничение возмещения потерь при авариях только по вине третьих лиц (исключая стороны договора);

б) не определяет, кем должен быть произведен расчет таких потерь.

Предложенная истцом редакция спорного пункта, по мнению истца, устраняет данные пробелы.

Потери газа при аварийных ситуациях являются по своей юридической природе убытками собственника газа.

В соответствии со ст. Гражданского кодекса Российской Федерации именно ответчик являясь собственником газа, обязан будет доказать объем утраченного при аварии газа.

В соответствии со ст. Гражданского кодекса Российской Федерации, истец в предложенной редакции пункта устраняет возникновение спорных ситуаций при исполнении договора.

В этой связи ОАО «Сызраньгаз» предложило следующие формы актов:

Акт о регистрации аварийной ситуации на газораспределительных сетях ОАО «Сызраньгаз» (Приложение № 2 к договору (Приложение № 1 к протоколу разногласий);

Акт об отсутствии аварийных выбросов газа на газораспределительных сетях ОАО «Сызраньгаз» (Приложение № 4 к договору (Приложение № 2 к протоколу разногласий).

В случае возникновения аварийных ситуаций либо при их отсутствии Поставщик и ГРО должны составить документы, отражающие мнение сторон по указанным событиям. Учитывая, что действующим законодательством не предусмотрена типовая форма актов, фиксирующих наличие или отсутствие аварийной ситуации, стороны вправе самостоятельно согласовать форму указанных документов.

Ответчик в отзыве на иск считает, что п. 4.3.2 в проекте договора соответствует законодательству, поэтому просит редакцию истца отклонить.

Отклоняя доводы истца по принятию данного пункта договора в его редакции, суд первой инстанции обоснованно исходил из следующего.

Аварийные выбросы газа возникают при повреждении газопроводов или оборудования.

Ответчик не является собственником газораспределительных сетей, по которым осуществляется транспортировка газа, а также не имеет оборудования. Доказательств обратного истцом в материалы дела не представлено.

Напротив, сам истец в иске указывает на то, что газораспределительные сети принадлежат ему на праве собственности или на ином законном основании, и он, в силу ст. Гражданского кодекса Российской Федерации, несет бремя содержания принадлежащих ему сетей и оборудования.

В пункте 5 Постановления Правительства РФ от 20 ноября 2000 года № 878 «Об утверждении Правил охраны газораспределительных сетей» указано, что в соответствии с законодательством Российской Федерации газораспределительные сети относятся к категории опасных производственных объектов, что обусловлено взрыво- и пожароопасными свойствами транспортируемого по ним газа. Основы безопасной эксплуатации газораспределительных сетей определены Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Следует также заметить, что ГРО, являясь собственником опасных производственных объектов, обязано создавать аварийно-диспетчерскую службу, которая является отдельным структурным подразделением ГРО, обеспечивающим постоянную возможность локализации аварий и их ликвидацию, на всех обслуживаемых ГРО объектах, связанных как с транспортировкой природного газа, так и со снабжением сжиженным газом, а также с прочей деятельностью, к которой относится, в том числе, обслуживание газораспределительных сетей и ВДГО по договорам с собственниками.

Таким образом, суд первой инстанции правомерно согласился с доводами ответчика о том, что достоверной информацией об аварийных ситуациях, которые могут возникнуть на газораспределительных сетях и оборудовании, располагает только собственник сетей и оборудования.

Вместе с тем, в нарушение статьи Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации истец не обосновал, какая норма закона предписывает требование ежемесячно оформлять акт о регистрации аварийных ситуаций и акт об отсутствии аварийных выбросов.

С учетом вышеизложенного, суд первой инстанции законно и обоснованно посчитал что п. 4.3.2 следует принять в редакции поставщика.

В проекте договора ответчиком пункты 4.4, 4.4.1 и 4.4.2 предложены в следующей редакции:

«4.4. Поставщик в срок не позднее 3-го числа месяца, следующего за расчетным месяцем, составляет в 2-х экземплярах, подписывает, скрепляет печатью и направляет в адрес ГРО для подписания следующие акты:

4.4.1 Акт об общем количестве, переданного Поставщиком на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации в газораспределительные сети ГРО за расчетный период (Приложение № 2).

4.4.2. Акт о количестве поставленного - принятого газа и оказанных снабженческо-сбытовых услугах за расчетный период. (Приложение № 3).».

В протоколе разногласий пункты 4.4, 4.4.1. 4.4.2 истец предлагает объединить и изложить п. 4.4 в следующей редакции: «Поставщик в срок до 3 числа месяца, следующего за расчетным, составляет в 2-ух экземплярах Акт о количестве поставленного - принятого газа и оказанных снабженческо - сбытовых услугах на технологические нужды и технологические (действительные) потери за расчетный период (Приложение № 3), подписывает, скрепляет печатью и направляет в адрес ГРО для подписания».

В обоснование своей редакции данных пунктов истец ссылается на то, что редакция указанных пунктов, предложенная Поставщиком, предусматривает составление двух актов, один из которых Акт об общем количестве газа, переданного в газораспределительные сети ГРО, а второй - Акт о количестве поставленного - принятого газа и оказанных снабженческо - сбытовых услугах за расчетный период. По мнению истца, составление Акта об общем количестве газа, переданного Поставщиком на выходе из магистральных газопроводов газотранспортной организации в газораспределительные сети ГРО за расчетный период, что выходит за пределы рассматриваемого Договора.

Составление данного акта может регламентироваться отдельным соглашением между Поставщиком и ГРО и не связано с определением объема технологических (действительных) потерь, возникающих при транспортировке газа, который должен определяться расчетным способом в соответствии с разделом 6 Методики № 231.

При этом истец считает, что предложенный ответчиком метод определения объема газа, составляющего технологические (действительные) потери истца и соответственно оформление Акта об общем количестве газа, не соответствует Методике № 231.

Ответчик в отзыве на иск предлагает пункты 4.4, 4.4.1, 4.4.2 договора оставить в редакции проекта договора, поскольку данные пункты соответствуют действующему законодательству и основаны на положениях пункта 4.6 Методики № 231, ссылаясь при этом на то, что потери газа определяются по формуле: количество газа, поступающего от поставщика ежемесячно, подтвержденное 2-сторонним актом (приема, отпуска) газа поставщиком и газораспределительной организацией минус количество газа реализованное.

Акт об общем количестве газа, переданного из магистральных газопроводов газотранспортной организации в газораспределительные сети покупателя за расчетный период (Приложение № 2) содержит информацию о количество газа, ежемесячно поступающего от поставщика в сети покупателя.

Данный акт необходим при составлении годового газового баланса по формуле, установленной пунктом 4.6 Методики № 231.

Предлагаемый истцом способ фиксации количества поставленного газа путем составления одного акта (Акта о количестве поставленного - принятого газа и оказанных снабженческо-сбытовых услугах), фиксирует только объем газа, определенного расчетным путем.

Между тем, фактические объемы потерь газа могут отличаться от объемов газа, полученных расчетным способом, а, следовательно, определение потерь газа расчетным способом и оформления акта, который не содержит данных о количестве газа, переданного в газораспределительные сети ГРО, противоречит пунктом 4.6 Методики № 231 и не позволяет осуществлять объективный учет расхода газа.

Доводы жалобы о том, что при расчете технологических потерь газа, общая протяженность сетей имеет принципиальное значение, являются несостоятельными по следующим основаниям.

При утверждении для истца тарифов на оказываемые потребителям услуги по транспортировке газа на 2009 год ФТС России были учтены объемы технологических потерь газа в количестве 2186,000 тыс. м3 (плановый объем).

При заключении договора поставки газа № 45-5-0001/16 от 01 ноября 2015 года истцом указан плановый объем технологических потерь газа в количестве 1241,107 тыс. м3.

Вместе с тем, как следует из годовых отчетов ОАО «Сызраньгаз», размещенных ОАО «Сызраньгаз» на официальном сайте в сети интернет в разделе «Годовые отчеты», истец ежегодно осуществляет строительно-монтажные работы по строительству газораспределительных сетей. Согласно годовому отчету за 2009 год истцом построено 25,84 км газопроводов, за 2010 год - построено 26,16 км газопроводов, за 2011 год - построено 28,05 км газопроводов, за 2012 год - построено 29,375 км газопроводов. Итого в период с 2009 по 2012 истцом построено 109,425 км газопроводов.

Принимая во внимание то обстоятельство, что у истца ежегодно увеличивалась протяженность газопроводов, но при этом объем действительных потерь газа сокращался (с 2 186,000 тыс.м3 - в 2009 году, до 1 241,107- в 2015 году), довод истца о зависимости объема действительных потерь от протяженности газопровода, нельзя признать состоятельным.

Также следует учитывать, что на момент заключения договора невозможно определить точные (фактические) объемы потерь газа, которые могут возникнуть в процессе транспортировки. Поэтому в силу специфики правоотношений на момент заключение такого договора количество газа является ориентировочным (плановым) и определяется в установленном порядке расчетным путем. При этом расчетный способ определения потерь газа носит вероятностный характер, т.к. при выполнении расчета принимаются за основу данные, имеющие абсолютные значения или поправочные коэффициенты. По итогам периода поставки и транспортировки газа фактические объемы потерь газа могут отличаться от плановых (расчетных) объемов потерь газа, поскольку, как уже отмечалось выше, абсолютно полная герметичность фланцевых, резьбовых и цапковых соединений на газопроводах, арматуре и оборудовании является практически недостижимой.

Кроме того, согласно п. 6.2.1 Методики № 231 технологические (действительные) потери газа могут быть сведены до минимума за счет применения новой техники и материалов, а также повышения качества обслуживания систем газоснабжения.

С учетом вышеизложенного, вывод суда первой инстанции о том, что объем эксплуатационных (технологических) потерь газа, определенный на основании установленных в методики (Гипрониигаз, 1996) удельных показателей, является ориентировочным (плановым), поскольку в процессе транспортировки газа указанные потери могут быть сведены до минимума за счет применения новой техники и материалов, а также повышения качества обслуживания систем газоснабжения (пункт 6.2.1 Методики № 231), либо напротив, превышать расчетный (плановый) объем вследствие ненадлежащего обслуживания систем газоснабжения, а также по иным причинам, например, вследствие повреждения газопровода, хищения газа, технологического процесса, режимов транспортировки газа (давления, плотности газа), связанных, в том числе с температурным фактором (стр. 12 решения).

Таким образом, уполномоченный орган исполнительной власти в сфере государственного регулирования цен (ФСТ России) прямо указывают истцу на то, что фактический объем потерь газа может отличаться от планового (расчетного) объема потерь газа. При этом если фактический объем потерь газа превышает плановый (расчетный) объем потерь газа, ГРО должна возместить поставщику стоимость газа, потерянного при транспортировке, в размере, фактически сложившемся в данный период поставки и транспортировки газа.

Следовательно, суд первой инстанции обоснованно указал, что находит данные доводы ответчика как соответствующими действующему законодательству, поэтому данные пункты договора следует принять в редакции ответчика.

В проекте договора п. 5.1.2 предложен ответчиком в следующей редакции: «При поставке дополнительных объемов газа, добытого ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами, на условиях постановления Правительства Российской Федерации от 28 мая 2007 года № 333 - из регулируемых оптовой цены на газ, определенной по соглашению Сторон в диапазоне между предельными максимальным и минимальным уровнями оптовых цен, и платы за снабженческо-сбытовые услуги, определенных в порядке, установленном Правительством Российской Федерации. Оптовые цены на газ, определяемые в диапазоне между предельными максимальным и минимальным уровнями оптовых цен, согласовываются Сторонами в дополнительных соглашениях к настоящему Договору».

Пункт 5.1.2. истец в протоколе разногласий предложил исключить, обосновывая тем, что к отношениям сторон между Поставщиком и ГРО по возмещению потерь, возникающих в системе газораспределения не подлежит применению Постановление Правительства РФ № 333 от 28 мая 2007 года. ОАО «Сызраньгаз» осуществляет регулируемый вид деятельности, поэтому цена на газ по рассматриваемому договору может быть сформирована только из регулируемой оптовой цены на газ и платы за снабженческо -сбытовые услуги, определенной в порядке, установленном Правительством РФ.

В ходе судебного разбирательства ответчик в дополнении к отзыву выразил согласие на исключение данного пункта из договора и данный пункт был судом первой инстанции исключен.

Доводы заявителя, изложенные в апелляционной жалобе, не содержат фактов, которые не были бы проверены и не учтены судом первой инстанции при рассмотрении дела и имели бы юридическое значение для вынесения судебного акта по существу, влияли на обоснованность и законность судебного решения либо опровергали выводы суда первой инстанции, в связи с чем, признаются судом апелляционной инстанции несостоятельными, не влекущими отмену оспариваемого решения. Иных доводов, основанных на доказательственной базе, апелляционная жалоба не содержит, доводы жалобы выражают несогласие с ними и в целом направлены на переоценку доказательств при отсутствии к тому правовых оснований, в связи с чем, отклоняются судом апелляционной инстанции.

В связи с вышеизложенным Одиннадцатый арбитражный апелляционный суд не находит оснований для отмены решения Арбитражного суда Самарской области от 28 апреля 2016 года, принятого по делу № А55-3179/2016 и для удовлетворения апелляционной жалобы.

В соответствии со статьей Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации расходы по государственной пошлине по апелляционной жалобе подлежат отнесению на заявителя жалобы.

Руководствуясь статьями , - Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, арбитражный суд

ПОСТАНОВИЛ:

Решение Арбитражного суда Самарской области от 28 апреля 2016 года, принятое по делу № А55-3179/2016 оставить без изменения, а апелляционную жалобу Открытого акционерного общества «Сызраньгаз» - без удовлетворения.

Постановление может быть обжаловано в срок, не превышающий двух месяцев со дня вступления в законную силу, в суд кассационной инстанции.

Председательствующий С.Ю. Николаева

Судьи Е.М. Балакирева

Н.Ю. Пышкина

Суд:

11 ААС (Одиннадцатый арбитражный апелляционный суд)

Истцы:

ОАО "Сызраньгаз"

Ответчики:

ООО "Газпром межрегионгаз Самара"

Судебная практика по:

Упущенная выгода

Судебная практика по применению норм ст. 15, 393 ГК РФ

По договору поставки

Судебная практика по применению норм ст. 506, 507 ГК РФ

Возмещение убытков

Судебная практика по применению нормы ст. 15 ГК РФ

Я не знаю, как обстоят дела на ГРС других ЮЛ - могу говорить только о ГРС своего трансгаза.

Трансгаз является поставщиком газа для МРГ, который осуществляет поставку газа непосредственным потребителям и осуществляет с ними расчёты. Поэтому трансгаз, как ЮЛ, финансово никак не заинтересовано в искажении показаний расхода, а представители МРГ не могут осуществлять какие-либо манипуляции с приборами измерения расхода газа на ГРС трансгаза (это не их объекты).

Ситуация, когда МРГ не может собрать с потребителей оплату за весь газ, отпущенный с ГРС, встречаются повсеместно и, как показывает практика, в 99% случаев это связано не с неправильным (во всех смыслах) измерением расхода газа на ГРС. Представители МРГ ежегодно посещают все наши ГРС с проверками. На узлах измерения расхода ими опломбировано всё, что можно (и даже то, что, как мы думали, опломбировать невозможно). Все изменения параметров прописываются в электронные архивы вычислителей и дублируются (через систему телемеханики) на компьютерах диспетчерской службы.

"Уход нуля" скорее характерен для датчиков давления (особенно "абсолютников"), но если расход газа начинает отличаться от среднестатистических значений, то сразу начинается выяснение причин.

Поэтому я предлагаю "не искать чёрную кошку в тёмной комнате, особенно если её там нет".

Алексей Георгиевич, да я и не собирался "искать кошек" просто вопрос был задан о теоретической возможности манипулирования балансом на ГРС - теоретически возможности есть...

Что касается практически, то тут с вами полностью согласен, вероятность достаточно низка - насколько я знаю, у каждого регионального представительства Трансгаза есть промежуточные поставщики, со своими узлами учета... И вроде бы балансы в системе, довольно жестко, отслеживаются - сколько пришло в систему через дожимные станции, столько же должно выйти через ГРС, поэтому чтобы качественно смухлевать нужно одновременно подкрутить СИ на всех этапах поставки газа, что достаточно маловероятно...

А вот когда газ попадает в МРГ, то там черных дыр появляется гораздо больше, к примеру - мало того что МРГ использует для расчетов другую плотность газа(относительную, по воздуху), так они еще ее как-то усредняют по некоторым своим расчетам(для сезона, полугода, года - трудно сказать)- возможно, что там все законно, но со стороны выглядит подозрительно...

Опять же температурные коэффициенты для СИ без температурной коррекции, установленных на улице - где это учитывается, что СИ стоит на улице, как они применяются? А если СИ стоит в помещении, но расход достаточно большой(колонка, котелок) и газ не успевает прогреться и идет достаточно холодный, это где-то учитывается?!

	Измеренное значение	Погрешность отн., % абс		Учетное значение	Корректир. количество	Коэффициент коррекции	Станд. откл. учетного знач.
	68500	1,50	1027	67497	1002	0,9854
	33600		ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ РАСХОДА ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЕ ПРЭМ 1Введение Рекомендации по устранению небаланса масс в системе теплоснабжения можно использовать ТОЛЬКО при работоспособном оборудовании , входящем в состав теплосчетчика. Небаланс масс – разность между измеряемыми значениями масс подающему и обратному трубопроводами системы теплоснабжения. Внимание! 1. Отсутствие расхода по любому каналу измерений относится к неисправности системы и не имеет отношения к небалансу масс 2. Веса импульсов, указанные в паспортах ПРЭМ должны соответствовать настройке вычислителя! В случаях отсутствия показаний расхода на вычислителе количества теплоты данные рекомендации НЕПРИМЕНИМЫ . При анализе причин небаланса масс необходимо выполнение следующих условий: ПРЭМ должен быть постоянно заполнен измеряемой жидкостью; Должен быть электрический контакт между ПРЭМ и измеряемой жидкостью (подключены выравнивающие токопроводы). При работе следует руководствоваться технической документацией на применяемые приборы (Руководства по эксплуатации, Инструкции по монтажу и т.д.). Причины появления небаланса масс: Нарушение требований механического и электрического монтажа. Характеристики системы теплоснабжения не соответствуют заявленным. Состав теплоносителя не соответствует требованиям. Наличие помех от электроустановок. Особенности алгоритмов работы вычислителей количества теплоты. Наличие воздуха в системе. Уход метрологических характеристик преобразователя. Требования к системе теплоснабжения: Система должна быть герметичной – не должно наблюдаться подтеканий, капель. Запорная арматура должна быть исправной. Система должна полностью соответствовать проекту и не содержать дополнительных (неучтенных) врезок. Результаты контроля узла учета По окончании работ необходимо составить акт с перечислением причин небаланса масс на узле учета и проведенным действиям, а также представить часовые архивы и параметры настройки вычислителя. 2Поиск и устранение причин небаланса масс 2.1Контроль выполнения требований монтажа Проверить монтаж расходомеров на соответствие требований инструкции по монтажу. При этом необходимо обратить особое внимание на следующие моменты: ПРЭМ должен быть полностью заполнен водой. Должна быть исключена возможность завоздушивания канала. ПРЭМ на горизонтальных трубах должен быть установлен электронным блоком вверх. Должны отсутствовать пульсации и завихрения потока на измерительном участке. На прямых участках не должно быть элементов, вызывающих искажение потока жидкости. 2.1.1Нарушение механического монтажа 2.1.2Нарушение электрического монтажа Диагностика Способы устранения 1. Проверить качество соединения проводов выравнивания потенциалов и трубопровода. Подтянуть гайки (винты) и обеспечить надёжный контакт проводов с трубопроводом. 2. Убедиться в отсутствии дополнительного (и/или отдельного) заземления точек выравнивания потенциалов. Отключить дополнительные точки заземления от электронного блока ПРЭМ. 3. Убедиться в отсутствии электрического контакта и напряжения между минусом источника питания и точкой выравнивания потенциалов. При наличии электрического контакта и/или напряжения найти причину и устранить. 4. Убедиться в наличии защитного токопровода. Установить защитный токопровод. 5. Убедиться в отсутствии потенциала между трубопроводами. Выровнять потенциал между трубопроводами путём установки перемычек. 2.2Характеристики системы не соответствуют заявленным Диагностика Способы устранения 1. Используя запорную арматуру уменьшить (увеличить) значения расходов теплоносителя. После установления расходов зафиксировать разницу в показаниях 2. Убедиться в отсутствии утечек в системе. 2.1. Для закрытой системы: перекрыть обратку, убедиться в отсутствии расхода по прямой. Затем перекрыть прямую и убедиться в отсутствии расхода или отсутствии изменения знака расхода по обратке. 2.2. Для открытой системы: отключить ГВС и убедиться в отсутствии расхода по ГВС. После этого предпринять действия по п.2.1 Наличие расхода по прямой трубе при перекрытой обратке или изменение знака расхода на обратке при перекрытой прямой говорит об утечках внутри системы. Наличие расхода по обратке (без изменения знака) говорит об утечках вне системы. Изменение знака расхода на противоположный - об утечках внутри системы. В случае отсутствия утечек см. п.1;2;3;4 ВНИМАНИЕ : При давлении на подающем трубопроводе > 6 кг/см 2 . перекрывается только прямая труба во избежание прорыва системы 2.3Состав теплоносителя не соответствует требованиям 2.4Помехи от электроустановок При высоком уровне индустриальных помех, а также в случае длинных кабельных линий, монтаж необходимо выполнять экранированным кабелем. Сигнальные провода и провода питания не должны находиться в одной экранирующей оплетке. Заземление экранированного кабеля допускается только с одной стороны (со стороны вычислителя). Влияние блоков питания. Внимание! Для каждого из ПРЭМ должен быть свой блок питания! Запрещается к одному блоку питания подключать несколько ПРЭМ! 2.5Особенности алгоритмов работы вычислителей количества теплоты 2.6Уход метрологических характеристик ПРЭМ Диагностика Способы устранения 1. Проанализировать архивы вычислителя до и после перемены мест установки ПРЭМ. Если после замены приборов местами ситуация не изменилась - значит метрологические характеристики ПРЭМ в норме . В противном случае необходима поверка ПРЭМ. 2. В стандартном исполнении преобразователь выполняется в реверсном исполнении. Однако погрешности ПРЭМ в прямом и обратном направлениях различны (в пределах допуска). В случае появления незначительного (2-3%) небаланса масс поменять направление установки одного из ПРЭМ на противоположную. Зафиксировать время запуска системы после переустановки ПРЭМ. 3. Проанализировать архивы вычислителя на моменты до и после перемены направления установки ПРЭМ.