Регламент (ЕС) 2024/1787 на Европейския парламент и на Съвета от 13 юни 2024 година за намаляване на емисиите на метан в сектора на енергетиката и за изменение на Регламент (ЕС) 2019/942 (Текст от значение за ЕИП)

Официален вестник
на Европейския съюз

BG

Серия L

2024/1787

15.7.2024

РЕГЛАМЕНТ (ЕС) 2024/1787 НА ЕВРОПЕЙСКИЯ ПАРЛАМЕНТ И НА СЪВЕТА

от 13 юни 2024 година

за намаляване на емисиите на метан в сектора на енергетиката и за изменение на Регламент (ЕС) 2019/942

(текст от значение за ЕИП)

ЕВРОПЕЙСКИЯТ ПАРЛАМЕНТ И СЪВЕТЪТ НА ЕВРОПЕЙСКИЯ СЪЮЗ,

като взеха предвид Договора за функционирането на Европейския съюз, и по-специално член 192, параграф 1 от него,

като взеха предвид предложението на Европейската комисия,

след предаване на проекта на законодателния акт на националните парламенти,

като взеха предвид становището на Европейския икономически и социален комитет (1),

като взеха предвид становището на Комитета на регионите (2),

в съответствие с обикновената законодателна процедура (3),

като имат предвид, че:

(1)

Метанът има цялостен принос за изменението на климата, който отстъпва единствено на този на въглеродния диоксид (CO2), и е отговорен за приблизително една трета от затоплянето в настоящия момент. Количеството на метан в атмосферата през последното десетилетие се е увеличило рязко в световен мащаб.

(2)

В своя шести доклад за оценка Междуправителственият комитет по изменение на климата (МКИК), създаден в рамките на ООН, публикува констатацията, че е необходимо значително намаляване на антропогенните емисии на метан до 2030 г., за да се ограничи глобалното затопляне до 1,5 oC. Според доклада, въпреки че средно престоят на метана в атмосферния слой е по-кратък (между 10 и 12 години), отколкото на CO2 (стотици години), неговият парников ефект за период от 20 години е над 80 пъти по-значителен от този на CO2. По-специално, според МКИК за период от 100 години метанът има 29,8 пъти по-голям потенциал за глобално затопляне от CO2, докато за период от 20 години този потенциал е 82,5 пъти по-голям.

(3)

Съгласно доклада „Качество на въздуха в Европа – 2020 г.“ на Европейската агенция за околна среда метанът е газообразен прекурсор за тропосферния озон и допринася за замърсяването на въздуха. Справянето с емисиите на метан би било насочено не само към околната среда и климата, но и към подобряване на опазването на човешкото здраве.

(4)

Според неотдавнашните оценки на Програмата на ООН за околната среда (ЮНЕП) и Коалицията за климат и чист въздух (CCAC) намаляването на емисиите на метан с 45 % до 2030 г., въз основа на наличните целенасочени мерки и допълнителни мерки в съответствие с целите на ООН за устойчиво развитие, може да доведе до избягване на 0,3 oC от глобалното затопляне до 2045 г.

(5)

Според онлайн услугата за данни на Международната агенция по енергетика World Energy Balances Съюзът е най-големият вносител на енергия от изкопаеми горива в света и като такъв е важен фактор за емисиите на метан в световен мащаб.

(6)

Европейският зелен пакт съчетава всеобхватен набор от взаимно допълващи се мерки и инициативи, насочени към постигането на неутралност по отношение на климата в Съюза най-късно до 2050 г. В съобщението си относно Европейския зелен пакт от 11 декември 2019 г. Комисията посочва, че декарбонизацията на газовия сектор би била улеснена, включително чрез решаване на въпроса за емисиите на метан, свързани с енергопотреблението. През октомври 2020 г. Комисията прие стратегия на ЕС за намаляване на емисиите на метан („стратегията за метана“), в която се определят мерките за ограничаване на емисиите на метан в Съюза, включително в сектора на енергетиката, и на световно равнище. С Регламент (ЕС) 2021/1119 на Европейския парламент и на Съвета (4) се поставя целта за постигане на неутралност по отношение на климата в цялата икономика най-късно до 2050 г. и се определя обвързваща цел на Съюза за вътрешно намаление на нетните емисии на парникови газове (емисиите след приспадане на поглъщанията) до 2030 г. с най-малко 55 % в сравнение с нивата от 1990 г. От оценката на въздействието, придружаваща предложението за настоящия регламент, следва, че съгласно допусканията на предпочитания вариант на политиката за законодателното предложение за метана, съчетани с допусканията в законодателния пакет „Подготвени за цел 55“, 77 % от всички емисии на метан, свързани с нефт, газ и въглища, предвидени за 2030 г., могат да бъдат намалени по разходно ефективен начин от социална и екологична гледна точка. Това би допринесло за ограничаване на глобалното затопляне до 1,5 oC и би позволило на Съюза ефективно да поеме водеща роля в борбата с емисиите на метан и да укрепи енергийната си сигурност.

(7)

Емисиите на метан са включени в обхвата на целите на Съюза за намаляване на парниковите газове до 2030 г., определени в Регламент (EС) 2021/1119, и на обвързващите национални цели за намаляване на емисиите съгласно Регламент (ЕС) 2018/842 на Европейския парламент и на Съвета (5). Понастоящем обаче няма правна уредба на Съюза, в която да се определят конкретни мерки за намаляването на антропогенните емисии на метан в сектора на енергетиката. Освен това, макар че Директива 2010/75/ЕС на Европейския парламент и на Съвета (6) обхваща емисиите на метан от рафинирането на суров нефт и газ, тя не обхваща емисиите на метан от други дейности в сектора на енергетиката.

(8)

В този контекст настоящият регламент следва да се прилага по отношение на намаляването на емисиите на метан при проучване и добив на суров нефт и природен газ нагоре по веригата, в недействащи кладенци, временно запечатани и постоянно запечатани и изоставени кладенци, при събиране и преработка на природен газ, при пренос, разпределение и подземно съхранение на газ, както и в терминали за втечнен природен газ (ВПГ). Настоящият регламент следва да се прилага и за действащи подземни въглищни мини и открити въглищни мини, както и за закрити или изоставени подземни въглищни мини.

(9)

Правилата за точното измерване, мониторинг, докладване и проверка на емисиите на метан в секторите на нефт, газ и въглища, както и за намаляването на тези емисии, включително чрез прегледи за откриване и отстраняване на течове (прегледи за LDAR) и ограничения за изпускането в атмосферата и изгарянето във факел, като същевременно се гарантира защитата на работниците от емисиите на метан, следва да бъдат разгледани в подходяща правна уредба на Съюза. Уредбата, посочена в настоящия регламент, следва да повиши прозрачността по отношение на вноса в Съюза на енергия от изкопаеми източници и да допринесе за по-широко използване на решения за намаляване на емисиите на метан в световен мащаб. Следва да се използва 20-годишен и 100-годишен времеви хоризонт за потенциала за глобално затопляне.

(10)

За спазването на задълженията по настоящия регламент вероятно ще бъдат необходими инвестиции от регулираните субекти и свързаните с такива инвестиции разходи следва да се вземат предвид при определянето на тарифите, при условие че се спазват принципите за ефикасност. Необходимите разходи не следва да водят до несъразмерна финансова тежест за крайните ползватели и потребителите.

(11)

Всяка държава членка следва да определи поне един компетентен орган, който да контролира ефективното спазване на предвидените в настоящия регламент задължения от операторите, предприятията, операторите на мини и вносителите и следва да уведоми Комисията за този орган, както и за всички промени, свързани с него. Тези компетентни органи следва да разполагат с достатъчно финансови и човешки ресурси и да предприемат всички необходими мерки, за да гарантират спазването на настоящия регламент в съответствие със задачите, които са им специално възложени. Компетентните органи следва да създадат звено за контакт. Като вземат под внимание трансграничния характер на операциите и емисиите на метан в сектора на енергетиката, компетентните органи следва да си сътрудничат помежду си и с Комисията. В този контекст Комисията и компетентните органи следва да създадат заедно мрежа от публични органи, прилагащи настоящия регламент, за да насърчат тясното сътрудничество, с необходимите договорености за обмен на информация и най-добри практики и да осигурят възможности за консултации.

(12)

За да се гарантира гладкото и ефективно прилагане на настоящия регламент, Комисията следва да подкрепя държавите членки чрез инструмента за техническа подкрепа, създаден с Регламент (ЕС) 2021/240 на Европейския парламент и на Съвета (7), като предоставя специализиран технически експертен опит за разработване и изпълнение на реформи, включително реформи за насърчаване намаляването на емисиите на метан в сектора на енергетиката. Тази техническа подкрепа би могла да включва например укрепване на административния капацитет, хармонизиране на законодателните уредби и споделяне на съответните най-добри практики.

(13)

За да гарантират изпълнението на задачите на компетентните органи, операторите, предприятията, операторите на мини и вносителите следва да оказват на тези органи цялото необходимо съдействие. Освен това операторите, предприятията, операторите на мини и вносителите следва да предприемат всички необходими действия, определени от компетентните органи, в рамките на определения от компетентните органи срок или всеки друг срок, договорен с тях.

(14)

Един от основните механизми, който следва да бъде на разположение на компетентните органи, са инспекциите, включително проверка на документи и записи, измервания на емисии и проверки на място. Инспекциите следва да се извършват периодично, въз основа на оценка на рисковете, като рисковете за околната среда, свързани с всеки обект, извършвана от компетентните органи. Компетентните органи следва да вземат предвид установените механизми за контрол и най-добрите практики, с които разполагат. Освен това инспекции следва да се извършват и с цел да се разследват обосновани жалби и случаи на неспазване и за да се гарантира, че ремонтите или замяната на компоненти и мерките за намаляване на емисиите се провеждат в съответствие с настоящия регламент, както и с цел редовна проверка на спазването на настоящия регламент от страна на вносителите. Когато компетентните органи установят тежко нарушение на настоящия регламент, те следва да отправят искане за предприемане на коригиращи действия от страна на оператора, предприятието, оператора на мина или вносителя. Като алтернативен вариант компетентните органи следва да могат да вземат решение да дадат указания на оператора, предприятието, оператора на мина или вносителя да им представи за одобрение серия от коригиращи действия за отстраняване на нарушението. Компетентните органи следва да съхраняват документация за инспекциите и съответната информация следва да бъде обществено достъпна в съответствие с Директива 2003/4/ЕО на Европейския парламент и на Съвета (8).

(15)

За да се определи тежестта на нарушението на настоящия регламент, компетентните органи следва да вземат предвид щетите върху околната среда и въздействието върху безопасността и здравето на хората, както и вероятността нарушението да засегне в значителна степен надеждността и устойчивостта на данните в задълженията за мониторинг и докладване съгласно настоящия регламент.

(16)

Като се има предвид близостта на някои източници на емисии на метан до градски или жилищни райони и тяхното въздействие върху здравето, околната среда и климата, физически или юридически лица следва да могат да подават надлежно обосновани жалби пред компетентните органи за евентуални нарушения на настоящия регламент. В този контекст следва да е възможно да се използва европейският портал за електронно правосъдие, за да се съхранява съответната информация, предоставена от държавите членки, по-специално данните за контакт на компетентните органи, най-важните стъпки от процедурата за подаване на жалби, както и правата и основните правила, които трябва да се спазват. Компетентните органи следва редовно да информират жалбоподателите за процедурата и взетите решения и жалбоподателите следва да получат окончателно решение в рамките на разумен срок след подаването на жалбата.

(17)

Една надеждна рамка за проверка подобрява достоверността на докладваните данни. Освен това високата степен на детайлизиране и техническа сложност на измерванията на емисиите на метан изискват правилна проверка на данните за емисиите на метан, докладвани от операторите, предприятията, операторите на мини и вносителите. Макар че е възможна собствена проверка, проверката от трета страна гарантира по-голяма независимост и прозрачност. Освен това тя дава възможност за използване на хармонизиран набор от компетентности и ниво на експертен опит, които може да не са достъпни за всички публични субекти. Проверяващите органи следва да бъдат акредитирани от органи за акредитация в съответствие с Регламент (ЕО) № 765/2008 на Европейския парламент и на Съвета (9) или упълномощени другояче по начин, сравним с този в Регламент (ЕО) № 765/2008. С оглед на това независими проверяващи органи следва да гарантират, че докладите за емисиите, изготвени от операторите, предприятията, операторите на мини и вносителите, са точни и в съответствие с изискванията, предвидени в настоящия регламент. Дейностите по проверка следва да бъдат приведени в съответствие с приложимите европейски или други международни стандарти и методики за проверяващите органи и техните дейности и следва надлежно да отчитат естеството на проверяваните дейности. Проверяващите органи следва да преглеждат данните в докладите за емисиите, за да оценят надеждността, достоверността и точността на данните. За да се гарантира точността на данните, проверяващите органи следва при необходимост да извършват предварително оповестени и внезапни проверки на място. Проверяващите органи следва да са отделени от компетентните органи и да са независими от операторите, предприятията, операторите на мини и вносителите, които следва да им оказват цялото необходимо съдействие, за да се позволи или улесни извършването на дейностите по проверка, по-специално по отношение на достъпа до обектите и представянето на документи или записи.

(18)

При изпълнението на своите задължения и упражняването на правомощията си съгласно настоящия регламент Комисията, компетентните органи и проверяващите органи следва да вземат предвид информацията, предоставена на международно равнище, например от Международната обсерватория за емисиите на метан (IMEO), по-специално по отношение на методиките за обобщаване и анализ на данните и проверка на методиките и статистическите процеси, използвани от операторите, предприятията, операторите на мини и вносителите за количествено определяне на данните в техните доклади за емисиите. Базовите критерии във връзка с това могат да включват рамката за докладване на Партньорството за метан при добива на нефт и газ (OGMP), документи с технически насоки и образци за докладване.

(19)

IMEO е създадена през октомври 2020 г. от Съюза в партньорство с ЮНЕП, CCAC и Международната агенция по енергетика, и представена по време на срещата на високо равнище на Г-20 през октомври 2021 г. IMEO има задачата да събира, съгласува, проверява и публикува данни за антропогенните емисии на метан в световен мащаб. IMEO би могла да играе роля в идентифицирането на източници на свръхемисии чрез система за ранно откриване и предупреждение.

(20)

Като страна по Рамковата конвенция на ООН по изменение на климата (РКООНИК) (10) и Парижкото споразумение, прието по силата на РКООНИК (11) („Парижкото споразумение“), Съюзът е задължен да предоставя ежегодно доклад за инвентаризацията на антропогенните емисии на парникови газове, представляващ обобщение на националните инвентаризации на парниковите газове на държавите членки, изготвен с използването на методиките за добри практики, приети от МКИК.

(21)

С Регламент (ЕС) 2018/1999 на Европейския парламент и на Съвета (12) от държавите членки се изисква да докладват на Комисията данните от инвентаризацията на парниковите газове и техните национални прогнози. Съгласно посочения регламент докладването се извършва, като се използват насоките за докладване по линия на РКООНИК, и често се основава по-скоро на възприетите емисионни фактори, отколкото на преки измервания при източника, което предполага неопределеност по отношение на произхода, честотата и размера на емисиите.

(22)

Данни за държавите, докладвани съгласно разпоредбите за докладване по линия на РКООНИК, се предоставят на секретариата на РКООНИК съгласно различните нива на докладване в съответствие с насоките на МКИК. В този контекст МКИК предлага като цяло използването на методи от по-високо ниво за тези източници на емисии, които оказват значително влияние върху общата инвентаризация на парниковите газове на дадена държава с оглед на абсолютното равнище, тенденция или неопределеност.

(23)

Нивото представлява равнище на методическа сложност. Съществуват три нива. При методите от ниво 1 обикновено се използват възприетите емисионни фактори на МКИК и се изискват най-основните и най-малко дезагрегирани данни за дейността. На по-високите нива обикновено се използват по-подробни методи и специфични за източника, технологията, региона или държавата емисионни фактори, които често се основават на измервания и обикновено изискват в по-голяма степен дезагрегирани данни за дейността. По-специално на ниво 2 се изисква използването на специфични за държавата, вместо на възприетите емисионни фактори, докато на ниво 3 се изискват данни или измервания за всяка отделна инсталация и то включва прилагането на по-стриктна оценка „отдолу нагоре“ по вид източник на равнището на отделното съоръжение. В своите уточнения от 2019 г. на насоките на МКИК от 2006 г. за националните инвентаризации на парниковите газове МКИК заяви, че преминаването от ниво 1 към ниво 3 представлява повишаване на определеността на измерванията на свързаните с метан емисии.

(24)

Държавите членки имат различни практики по отношение на нивото, на което докладват на секретариата на РКООНИК своите свързани с енергетиката емисии на метан. Докладването на ниво 2 за големи източници на емисии е в съответствие с насоките за докладване на МКИК, тъй като ниво 2 се счита за метод от по-високо ниво. Докладването на ниво 1, най-ниското равнище, все още е много често срещано в няколко държави членки за емисиите на метан от въглища, газ и нефт. В резултат на това методиките за оценка и докладването на свързаните с енергетиката емисии на метан варират в отделните държави членки.

(25)

Понастоящем доброволните отраслови инициативи продължават да бъдат основният път за действие за количествено определяне и намаляване на емисиите на метан в много държави. Важна отраслова инициатива в сектора на енергетиката е OGMP — доброволна инициатива за измерване и докладване на емисиите на метан, създадена през 2014 г. от ЮНЕП и CCAC, в чийто съвет е представена Комисията. OGMP поставя ударение върху установяването на най-добри практики за подобряване на наличието на глобална информация относно количественото определяне и управлението на емисиите на метан и за насочване на действията за намаляване на емисиите към намаляване на емисиите на метан. Работата на OGMP по разработването на стандарти и методики включва правителства, гражданското общество и предприятия. Към днешна дата над 115 дружества с активи в над 60 държави на пет континента, представляващи над 35 % от световното производство на нефт и газ и над 70 % от потоците ВПГ, са станали членове на OGMP 2.0 на ЮНЕП. Рамката на OGMP 2.0 е най-новата версия на динамичен стандарт за емисии на метан и може да осигури подходяща основа за стандарти за емисиите на метан, основаващи се на стабилни научни стандарти.

(26)

В този контекст е необходимо да се подобрят измерването на емисиите на метан и качеството на докладваните данни, включително относно основните източници на емисии на метан, свързани с произвежданата и потребяваната в Съюза енергия. Освен това следва да се гарантират наличието на данни при източника и надеждното количествено определяне на емисиите на метан, като по този начин се увеличат надеждността на докладването, както и обхватът за подходящите мерки за намаляване на емисиите.

(27)

За да бъдат ефективни количественото определяне и докладването, от операторите и предприятията следва да се изисква да определят количествено и да докладват емисиите на метан по източник и да предоставят обобщени данни на разположение на държавите членки, за да могат те да подобрят точността на своите инвентаризации и доклади. Освен това е необходима ефективна проверка на докладваните данни. За да се сведе до минимум административната тежест за операторите и предприятията, те следва да докладват ежегодно.

(28)

Настоящият регламент, основаващ се на съответните части от рамката на OGMP 2.0, допринася за събирането на надеждни и устойчиви данни, които да формират достатъчна основа за мониторинг на емисиите на метан, и предвижда при необходимост допълнителни действия за последващо ограничаване на емисиите на метан.

(29)

Рамката OGMP 2.0 има пет равнища на докладване. Докладването при източника започва на равнище 3, което се счита за съпоставимо с ниво 3 от РКООНИК. То позволява използването на общи емисионни фактори. Докладването на равнище 4 от OGMP 2.0 изисква преки измервания на емисиите на метан при източника и позволява използването на специфични емисионни фактори. Докладването на равнище 5 от OGMP 2.0 изисква допълнителни измервания при обекта освен количественото определяне при източника на емисиите на метан при източника. Освен това рамката OGMP 2.0 изисква от дружествата да докладват преките измервания на емисиите на метан в срок от три години от присъединяването към OGMP 2.0 за оперативни активи и в срок от пет години за неоперативни активи. Сроковете, в които операторите и предприятията трябва да представят изискваните съгласно настоящия регламент доклади, следва да бъдат определени въз основа на възприетия в OGMP 2.0 подход по отношение на докладването при източника и като се отчита, че голям брой на дружествата от Съюза вече са се присъединили към OGMP 2.0 В допълнение към количественото определяне при източника количественото определяне при обекта позволява оценка, проверка и съгласуване на оценките при източника, обобщени по обект, като по този начин се осигурява повишаване на доверието в докладваните емисии. Подобно на рамката OGMP 2.0, следва да се изискват измервания при обекта, за да се съгласува количественото определяне при източника.

(30)

Според данните от инвентаризацията на парниковите газове в Съюза, която се основава на националните инвентаризации на парниковите газове, докладвани в съответствие с Регламент (ЕС) 2018/1999, повече от половината от всички преки емисии на метан от сектора на енергетиката се дължат на непреднамерено изпускане на емисии в атмосферата. По отношение на нефта и газа такива непреднамерени емисии на метан представляват най-големият дял от емисиите на метан.

(31)

Непреднамерените течове на метан в атмосферата могат да настъпят по време на сондиране и добив, както и по време на преработка, съхранение, пренос и разпределение до крайните потребители. Такива течове могат да настъпят и в недействащи кладенци, временно запечатани кладенци или постоянно запечатани и изоставени кладенци. Някои емисии на метан могат да са резултат от несъвършенства или от обичайното амортизиране на технически компоненти, като например съединения, фланци и клапи, или от повредени компоненти, например в случай на аварии. Течове от стените на оборудване под налягане могат да бъдат причинени и от корозия.

(32)

С цел намаляване на емисиите на метан операторите следва да вземат всички подходящи мерки за намаляване на емисиите с цел свеждане до минимум на емисиите на метан при своите операции.

(33)

По-специално емисиите на метан от течове най-често се намаляват чрез прегледи за откриване и отстраняване на течове (прегледи за LDAR), които се извършват най-напред за да се установят течове и след това те да бъдат отстранени или изпускащите компоненти да бъдат заменени. Поради това операторите следва да провеждат периодични прегледи за LDAR, включително на компонентите, изпускащи метан в атмосферата, за да се проверява за неизправно оборудване.

(34)

За тази цел следва да се разработи хармонизиран подход, който да гарантира еднакви условия на конкуренция за всички оператори в Съюза. Този подход следва да включва минимални изисквания за прегледи за LDAR, като същевременно на държавите членки и операторите се предоставя достатъчна степен на гъвкавост. Тази гъвкавост е от съществено значение, за да се допуснат иновациите и разработването на нови компоненти, нови технологии за LDAR и нови методи за откриване, като по този начин се предотврати ограничаването на технологията в ущърб на опазването на околната среда. Непрекъснато се появяват нови технологии за LDAR и нови методи за откриване и държавите членки следва да насърчават иновациите в този сектор, така че да могат да бъдат възприети най-малко отделящите и също така точни - и разходоефективни компоненти, технологии за LDAR и методи за откриване.

(35)

В задълженията във връзка с прегледите за LDAR следва да се отразят добрите практики. Прегледите за LDAR следва да бъдат насочени главно към намиране и отстраняване възможно най-бързо на течове чрез ремонт или замяна на изпускащия компонент, вместо към тяхното количествено определяне, като тези зони, при които има по-висок риск от течове, следва да се проверяват по-често. Определянето на честотата на прегледите за LDAR и решението за ремонт или замяна на компонент следва да се влияят не само от необходимостта от ремонт или замяна на компоненти, от които се изпуска метан над прага за емисии на метан, но и от експлоатационни съображения, при които се вземат предвид рисковете за безопасността. Поради това там, където е установен по-висок риск за безопасността или по-висок риск от емисии на метан, компетентните органи следва да могат да препоръчват по-висока честота на прегледите за LDAR във връзка със съответните компоненти или замяната на компоненти с технология, която е по-малко податлива на течове. Всички течове, независимо от техния размер, следва да бъдат подлагани на преглед и проверка, тъй като малките течове могат да преминат в по-големи. След отстраняването на течовете следва да бъде потвърдено, че то е ефективно. За да се даде възможност за използването на нови или по-модерни компоненти или технологии за откриване на емисии на метан, следва да се уточни размера на загубата на метан, при или над което се изисква ремонт, като същевременно изборът на устройството за откриване се остави на операторите. Когато е уместно, следва да е възможно използването на технологии за откриване, като например непрекъснат мониторинг, като част от прегледите за LDAR, при условие че те отговарят на изискванията на настоящия регламент за модерни технологии за откриване. Най-добре представящите се оператори, които добиват или преработват нефт или газ, следва да могат да извършват прегледите за LDAR с различна честота, при условие че са изпълнени условията на настоящия регламент и е получено одобрението на компетентните органи.

(36)

С цел установяване на течове прегледите за LDAR следва да се извършват, като се използват подходящи налични технологии и техники за откриване: възможно най-близо до всеки отделен потенциален източник на емисии за надземните компоненти и компонентите над морското равнище; при интерфейса между земята и атмосферата като първи етап и, ако бъде открит потенциален теч, възможно най-близо до източника на емисии като втори етап за подземните компоненти; и прилагане на най-добрите техники за откриване, предлагани на пазара, за компонентите, разположени в морето под морското равнище или под морското дъно.

(37)

Що се отнася до подземните компоненти, прегледите за LDAR обикновено се извършват, като се използва процес на два етапа. Първият етап се състои в първоначално откриване на теч и при него се определя дали да се копае земята, или да се предприеме сондиране с прът, ако има пряк достъп до тръбопровода. Операторите копаят или сондират земята, ако течът се намира на или над първия праг за откриване на течове. Вторият етап се състои в предприемане на последващо откриване на теч и при него се определя дали течът да се отстрани. Операторите отстраняват теча, ако той се намира на или над втория праг за откриване на течове.

(38)

Минималните граници на откриване служат, за да се гарантира, че устройствата за откриване са достатъчно чувствителни, за да откриват течове, както се изисква съгласно настоящия регламент. Тези минимални граници на откриване, както и техниките за откриване, които трябва да се използват, следва да бъдат определени от Комисията, като се вземат предвид различните видове компоненти и прегледите за LDAR, за всички категории компоненти, заедно с праговете, приложими към първия етап от прегледите за LDAR за подземни компоненти.

(39)

Ремонтът или замяната следва да се извършват незабавно след откриването на теч на прага, предвиден в настоящия регламент, или над него, или възможно най-скоро след това. Въпреки че може да е необходимо да се вземат предвид извънредните аспекти на безопасността и административните и техническите аспекти, следва да се предоставят доказателства, за да се оправдаят евентуални забавяния в ремонта или замяната. При ремонта или замяната следва да се използват най-добрите технологии, предлагани на пазара, които осигуряват дългосрочна защита срещу бъдещи течове.

(40)

Възможно е малките свързани системи, за които се съдържа определение в Директива (ЕС) 2019/944 на Европейския парламент и на Съвета (13), да имат проблеми със сигурността на доставките и стабилността на мрежата в случай на спиране на системата. Поради това, за да се избегнат такива рискове за сигурността на доставките, дейностите по ремонт или замяна следва да се извършват по време на планирано спиране на системата.

(41)

С оглед на силното въздействие на емисиите на парниковите газове изпускането в атмосферата следва да бъде забранено, освен в случай на извънредни обстоятелства или на неизправност или по време на определени специални събития, при които изпускането е неизбежно и строго необходимо. За да се гарантира, че операторите не използват оборудване, проектирано за изпускане в атмосферата, следва да се приемат технологични стандарти, които позволяват използването на алтернативи с по-ниски емисии.

(42)

Изгарянето във факел се счита за планово, когато се извършва по време на нормалния добив на нефт, газ и въглища при липсата на подходящи съоръжения или геология, позволяваща обратно нагнетяване на произведения газ, използването му на място или изпращането му на пазара. Следва да се забрани плановото изгаряне във факел. Изгарянето във факел следва да бъде позволено само когато то е единствената алтернатива на изпускането в атмосферата и когато последното не е забранено. Премахването на плановото изгаряне във факел също би увеличило наличието на природен газ за пазарите на газ. Изпускането в атмосферата е по-вредно за околната среда от изгарянето във факел, тъй като изпуснатият газ обикновено съдържа високи нива на метан, докато при изгарянето във факел метанът се окислява до въглероден диоксид, който има по-малък потенциал за глобално затопляне. Поради това, когато няма друг избор, изгарянето във факел следва да се предпочита пред изпускането в атмосферата.

(43)

За да се използва изгаряне във факел като алтернатива на изпускането в атмосферата, е необходимо съоръженията за изгаряне във факел да бъдат ефикасни при изгарянето на метана. Поради това, за случаите, в които изгарянето във факел е позволено, следва да бъде включено също така изискване за ефикасност на изгарянето, а съоръженията за изгаряне във факел с проектирана ефикасност на унищожаване и премахване под 99 % следва постепенно да бъдат премахнати. Следва да се изисква и използването на самовъзпламенители или запалителни горелки с непрекъснато действие, които осигуряват по-надеждно горене, тъй като не се влияят от вятъра.

(44)

Обратното нагнетяване в пластовете или използването на място на метан, или изпращането на метана на пазара следва винаги да бъде за предпочитане пред изгарянето във факел или изпускането в атмосферата. Операторите, които изпускат в атмосферата, следва да предоставят на компетентните органи доказателство, че не е било възможно обратно нагнетяване, използване на място, съхранение за по-късна употреба, изпращане на метана на пазара или изгаряне във факел, а операторите, които изгарят във факел, следва да предоставят на компетентните органи доказателство, че не е било възможно обратно нагнетяване, използване на място, съхранение за по-късна употреба или изпращане на метана на пазара.

(45)

Операторите следва незабавно да уведомят компетентните органи за значими събития по изпускане в атмосферата и изгаряне във факел, и да представят ежегодно на тези органи по-подробни доклади относно всички събития по изпускане в атмосферата и изгаряне във факел. Те следва също така да гарантират, че оборудването и съоръженията за изпускане в атмосферата и изгаряне във факел отговарят на заложените в правото на Съюза стандарти.

(46)

Емисиите на метан от недействащи кладенци, временно запечатани кладенци и постоянно запечатани и изоставени кладенци пораждат рискове за здравето, безопасността и околната среда. Поради това все още следва да се прилагат задълженията за мониторинг (включително за количествено определяне и мониторинг на налягането, когато съществува оборудване за мониторинг на налягането) и докладване и тези кладенци и сондажни обекти следва да бъдат постоянно запечатани, почистени и възстановени, според случая. В тези случаи държавите членки следва да имат водеща роля, по-специално да изготвят инвентаризации и когато не може да бъде установена отговорна страна – да докладват за емисиите на метан и да изготвят планове за намаляване на емисиите в рамките на ясни срокове.

(47)

В случай на постоянно запечатани и изоставени кладенци следва да се предостави подходяща документация, доказваща, че няма емисии на метан, за всички кладенци, които са били постоянно запечатани и изоставени в рамките на 30 години преди, от или след датата на влизане в сила на настоящия регламент, а за кладенци, постоянно запечатани и изоставени повече от 30 години преди влизане в сила на настоящия регламент — когато такава документация е налична. Тази документация следва да включва поне количествено определяне въз основа на емисионни фактори или въз основа на проби, или надеждни доказателства за постоянна изолация под повърхността в съответствие с ISO 16530-1:2017 — приложимия международен стандарт за цялостност на сондажа за нефтената и газовата промишленост.

(48)

Когато компетентните органи разполагат с надеждни доказателства за съществени количества емисии на метан в недействащ кладенец в морето, във временно запечатан кладенец или в постоянно запечатан и изоставен кладенец, според случая, които са потвърдени от независима трета страна, компетентните органи следва да вземат решение относно прилагането на задълженията за временно запечатани кладенци по отношение на този кладенец.

(49)

Броят на недействащите кладенци, временно запечатаните кладенци и постоянно запечатаните и изоставени кладенци на територията на държавите членки варира значително, като някои държави членки имат много голям брой такива кладенци на своя територия. На такива държави членки следва да се разреши да прилагат по-постепенен подход към изпълнението на задълженията по отношение на инвентаризацията на тези кладенци, за да се гарантира пропорционалността на разходите и административната тежест, свързани с инвентаризацията.

(50)

Тъй като вероятността на течовете на метан от кладенци в морето да достигнат повърхността зависи от няколко фактора и има тенденция да намалява с нарастването на дълбочината на водата и тъй като ресурсите, необходими за преглед и намеса в кладенци в морето, се увеличават с нарастването на дълбочината на водата и разстоянието от брега, следва да се обмислят изключения от някои задължения по настоящия регламент за кладенци в морето, разположени на по-голяма дълбочина на водата, ако могат да бъдат предоставени солидни доказателства, че въздействието върху климата на потенциалните емисии на метан от тези кладенци е много вероятно да бъде незначително.

(51)

Данните от инвентаризацията на емисиите на парникови газове в Съюза показват, че емисиите на метан от въглищни мини са най-големият самостоятелен източник на емисии на метан в сектора на енергетиката на Съюза. През 2019 г. преките емисии от въгледобивния сектор представляваха 31 % от всички емисии на метан, почти колкото е комбинираният процент на преките емисии на метан от нефт и природен газ, а именно 33 %.

(52)

Понастоящем няма специално законодателство за целия Съюз, което да ограничава емисиите на метан от въгледобивния сектор, въпреки наличието на широк кръг от технологии за намаляване на емисиите. На равнището на Съюза или на международно равнище не съществува специален стандарт за въглищата за мониторинг, докладване и проверка. В Съюза докладването на емисиите на метан от въгледобивната промишленост е част от докладването от държавите членки на емисиите на парникови газове. Данните от подземните въглищни мини са включени и в Европейския регистър за изпускането и преноса на замърсители, създаден с Регламент (ЕО) № 166/2006 на Европейския парламент и на Съвета (14).

(53)

Неотдавнашни проучвания показват, че емисиите на метан са свързани главно с подземни миннодобивни дейности както в действащи, така и в закрити и изоставени въглищни мини. При действащите подземни въглищни мини концентрацията на метан във въздуха се контролира непрекъснато, тъй като представлява опасност за здравето и безопасността. В случай на подземни въглищни мини преобладаващата част от емисиите на метан се отделя чрез системи за вентилация и дегазация или дегазационни уредби, които представляват двата основни начина за намаляване на концентрациите на метан във вентилационната изработка на една въглищна мина.

(54)

След като производството е спряло и дадена въглищна мина е закрита или изоставена, от нея продължава да се отделя метан, по-нататък посочен като „метан от изоставена мина“ (МИМ). Такива емисии на метан обикновено се отделят при ясно определени точкови източници, като вентилационни шахти или отвори за намаляване на налягането. С увеличаването на амбициите в областта на климата и изместването на производството на енергия към източници на енергия с по-ниска въглеродна интензивност е вероятно емисиите на МИМ в Съюза да нараснат. Очаква се, дори 10 години след преустановяване на миннодобивната дейност, от ненаводнените въглищни мини да продължава да се отделя метан, чиито нива да достигнат приблизително 40 % от нивата, регистрирани към момента на закриване. Освен това третирането на МИМ продължава да бъде разпокъсано поради различните права и задължения на собственост и експлоатация в рамките на Съюза. Поради това държавите членки следва да направят инвентаризации на закритите подземни въглищни мини и изоставени подземни въглищни мини, чиято експлоатация е прекратена след 3 август 1954 г., като от установената отговорна страна следва да се изисква да инсталира устройства за измерване на емисиите на метан.

(55)

В действащите открити въглищни мини в Съюза се добиват лигнитни въглища и се отделя по-малко метан, отколкото от подземните въглищни мини. Мините за лигнитни въглища в Съюза са предимно открити повърхностни въглищни мини, с изключение на една подземна мина за лигнитни въглища в една държава членка. През 2019 г., според инвентаризацията на парниковите газове в Съюза, действащите открити въглищни мини са отделили 166 килотона метан в сравнение с 828 килотона метан, отделени от подземните въглищни мини. Измерването на емисиите на метан от открити въглищни мини е предизвикателство поради склонността на метана да се разпръсква на голяма площ. Поради това, и въпреки наличието на подходяща технология, емисиите на метан от открити въглищни мини се измерват рядко. Емисиите на метан от открити въглищни мини могат да бъдат изведени с използването на специфични за басейна емисионни фактори за въглища и, с по-голяма прецизност, като се използват специфични за мината или находището емисионни фактори, тъй като въглищните басейни имат находища с различна метаноемкост. Емисионните фактори могат да бъдат изведени от измерването на съдържанието на газ на пластовете, които са извадени като проби при проучвателен сондаж. Поради това операторите на мини следва да определят количествено емисиите на метан в открити въглищни мини, като използват такива емисионни фактори.

(56)

Емисиите на метан от напълно наводнени подземни въглищни мини обикновено намаляват значително с течение на времето, тъй като хидрогеоложките условия се стабилизират след закриването на въглищната мина и приключването на процеса по наводняването. Поради това следва да бъде възможно такива въглищни мини да бъдат освободени от задълженията за количествено определяне, когато това е надлежно обосновано.

(57)

Операторите на мини следва да извършват непрекъснато измерване и количествено определяне на емисиите на метан от вентилационни шахти в подземни въглищни мини и непрекъснато измерване на изпуснат в атмосферата и изгорен във факел метан в дегазационни станции. Те следва да използват специфични емисионни фактори по отношение на откритите въглищни мини. Следва да докладват данните на компетентните органи.

(58)

Намаляването на емисиите на метан може да бъде постигнато най-добре при действащи и закрити подземни въглищни мини или изоставени подземни въглищни мини. Към момента ефективното намаляване на емисиите на метан от действащи подземни въглищни мини и закрити или изоставени открити въглищни мини е ограничено от технологията. За да се подкрепят обаче изследванията и развитието на технологиите за намаляване на такива емисии на метан в бъдеще, следва да се извършват ефективен и подробен мониторинг, докладване и проверка на размера на тези емисии на метан.

(59)

Действащите подземни въглищни мини са мини или за въглища за ТЕЦ, или за коксуващи се въглища. Въглищата за ТЕЦ се използват главно като източник на енергия, а коксуващите се въглища се използват като гориво и като реагент в процеса на производство на стомана. Емисиите на метан от въглищните мини както за въглища за ТЕЦ, така и за коксуващи се въглища следва да подлежат на измерване, докладване и проверка и спрямо тях да се прилагат мерки за намаляване на емисиите. Мерките за намаляване на емисиите следва да се прилагат чрез постепенно преустановяване на изпускането в атмосферата и изгарянето във факел. Мерките за намаляване на емисиите не следва да водят до влошаване на безопасността на работниците.

(60)

За действащите подземни въглищни мини мерките за намаляване на емисиите следва да се прилагат чрез постепенно премахване на съоръженията за изгаряне във факел с проектирана ефикасност на унищожаване и премахване под 99 %. Въпреки че наводняването на закрити или изоставени подземни въглищни мини може да предотврати емисиите на метан, то не се извършва систематично и носи рискове за околната среда. В тези въглищни мини следва постепенно да бъдат премахнати и съоръженията за изгаряне във факел с проектирана ефикасност на унищожаване и премахване под 99 %. Тъй като геоложките ограничения и съображенията по отношение на околната среда предотвратяват въвеждането на универсален подход към изоставени подземни въглищни мини, държавите членки следва да създадат свой собствен план за намаляване, като отчитат тези ограничения и техническата осъществимост за намаляването на МИМ.

(61)

За да се намалят емисиите на метан от действащите въглищни мини, на държавите членки следва да се разреши да обмислят въвеждането на системи от стимули за намаляване на емисиите на метан, при спазване на приложимите правила за държавната помощ. Тези системи могат по-специално да стимулират инвестициите в улавяне и подаване на метан в мрежата и намаляване на емисиите на метан от вентилационните шахти и от изгаряне във факел. На държавите членки следва да се разреши да обмислят специални системи от такси и налози за улесняване на инвестициите в намаляване на емисиите на метан, наред с другото, като част от програмите за държавна помощ, насочени към извеждането от експлоатация на капацитета за производство на въглища, при спазване на приложимите правила за държавната помощ.

(62)

Съществуващите най-добри практики за намаляване на емисиите на метан следва да бъдат разрешени в закрити или изоставени въглищни мини, например разработването на геотермални проекти и проекти за акумулиране на топлинна енергия в наводнени въглищни мини, приложения за производство на водноелектрическа енергия в ненаводнени въглищни мини, улавяне на емисии на метан чрез обезгазяване, използване на подходящи за безопасността устройства за обезгазяване, използване на рудничен газ за енергопроизводство или събиране на вода от мини и други възможни употреби.

(63)

Съюзът е зависим от вноса за 70 % от потреблението си на антрацитни и черни въглища, 97 % от потреблението си на нефт и 90 % от потреблението си на природен газ. Въпреки че делът на глобалните антропогенни емисии на метан, отделени в Европа, се оценява на едва около 6 %, потреблението и зависимостта от внос на изкопаеми горива допринасят значително за емисиите на метан в Съюза.

(64)

Въздействията на емисиите на метана върху глобалното затопляне са трансгранични. Въпреки че някои от третите държави, които произвеждат енергия от изкопаеми енергоизточници, са започнали да предприемат действия на местно равнище за намаляване на емисиите на метан в своя сектор на енергетиката, много от производителите от трети държави и износителите не подлежат на каквато и да е регулация на собствения си вътрешен пазар. Те се нуждаят от ясни стимули, за да намалят своите емисии на метан. Следователно на пазарите и на широката общественост следва да бъде предоставяна прозрачна информация относно емисиите на метан, свързани с производството на суров нефт, природен газ и въглища, пуснати на пазара на Съюза.

(65)

Понастоящем са налице ограничени точни данни (отчитани на ниво 3 от РКООНИК или чрез еквивалентни методи) относно международните емисии на метан. Много трети държави, изнасящи гориво от изкопаеми източници, все още не са представили в Секретариата на РКООНИК пълни инвентаризационни данни. Освен това са налице доказателства за голямо увеличение на емисиите на метан от дейности за производство на нефт и газ в световен мащаб, а именно от 65 на 80 Mt/г. през последните 20 години.

(66)

Както е обявено в стратегията за метана, Съюзът се ангажира да работи в сътрудничество със своите партньори в областта на енергетиката и с други ключови трети държави вносителки и износителки на енергия от изкопаеми енергоизточници с цел справяне с емисиите на метан в световен мащаб. Дипломацията за климата относно емисиите на метан вече дава важни резултати. През септември 2021 г. Съюзът и Съединените американски щати обявиха Глобалния ангажимент за метана, началото на който беше поставено на Конференцията на ООН по изменението на климата (СОР 26) през ноември 2021 г. Глобалният ангажимент за метана представлява политически ангажимент за съвместна работа с цел колективно намаляване до 2030 г. на емисиите на метан в световен мащаб с 30 % в сравнение с равнищата от 2020 г. и за предприемане на всеобхватни действия на местно равнище за постигането на тази цел. Той включва и ангажимент за постигане на напредък по отношение на използването на най-добрите налични методики за инвентаризация за количествено определяне на емисиите на метан. Над 100 държави, които отделят почти половината от антропогенните емисии на метан в света, вече са се присъединили към Глобалния ангажимент за метана.

(67)

IMEO играе важна роля за повишаване на прозрачността относно емисиите на метан в сектора на енергетиката в световен мащаб, като Комисията следва да продължи сътрудничеството си с IMEO.

(68)

Успоредно с продължаването на дипломатическата си дейност за постигане на глобални ангажименти за значително намаление на емисиите на метан Съюзът допълнително насърчава всички усилия, свързани със значителното намаляване на тези емисии в световен мащаб, и по-специално в третите държави, доставящи на Съюза енергия от изкопаеми енергоизточници.

(69)

Следователно от вносителите в Съюза на суров нефт, природен газ и въглища следва да се изисква да предоставят на съответните компетентни органи информация относно предприетите от износителите в Съюза и от производителите от трети държави мерки, свързани с измерването, докладването, проверката и намаляването на емисиите на метан, по-специално относно прилагането на регулаторни или доброволни мерки за контрол на емисиите на метан от производителите от трети държави, доставящи суров нефт, природен газ или въглища, например прегледи за LDAR или мерки за контрол и ограничаване на събитията по изпускане в атмосферата и изгаряне във факел. Определените в изискванията във връзка с информацията равнища на измерване и докладване, прилагани по отношение на вносителите, следва да съответстват на тези, които се прилагат по отношение на операторите от Съюза. Освен това задължението вносителите да представят информация относно мерките, предприети за контрол на емисиите на метан, не следва да представлява по-голяма тежест от съответното задължение за операторите от Съюза. Държавите членки следва да съобщават на Комисията информацията за тези мерки. Въз основа на тази информация Съюзът следва да създаде и управлява база данни за прозрачност на метана, съдържаща, наред с другото, информация, докладвана от предприятията в Съюза и от вносителите на суров нефт, природен газ и въглища. Една такава база данни би послужила като източник на информация за решенията на вносителите в Съюза за закупуване на суров нефт, природен газ и въглища, както и за други заинтересовани страни и обществеността. В допълнение към базата данни за прозрачност на метана Комисията следва да разработи профили на метановите показатели, които съдържат данните за емисиите на метан, свързани със суровия нефт, природния газ и въглищата, пуснати на пазара на Съюза. Тези профили следва също така да включват оценка на усилията, положени от производителите в Съюза, вносителите и производителите от трети държави и износителите на енергия от изкопаеми горива към Съюза за измерване и докладване, както и за намаляване на техните емисии на метан. Тези профили следва да включват още и информация за регулаторните действия по отношение на измерването, докладването, проверката и намаляването на емисиите, предприети от третите държави — производителки на суровия нефт, природния газ и въглищата.

(70)

Освен това Комисията следва да създаде инструмент за глобален мониторинг на метана, който да дава информация за настъпването, мащаба и местоположението на събития с високи емисии на метан от енергийни източници, както и механизъм за бързо реагиране за справяне със събития със свръхемисии, възникващи в рамките на Съюза или извън него. Във връзка с това Комисията следва да взема предвид всяка надлежно обоснована информация, получавана от държавите членки или трети страни относно събития със свръхемисии. Държавите членки следва да се насърчават да обменят такава информация с Комисията. Тези инструменти следва допълнително да насърчават действителни и доказуеми резултати от прилагането на регулаторни мерки относно емисиите на метан и от ефективни действия, предприемани от предприятията в Съюза и тези, които доставят енергия от изкопаеми енергоизточници за Съюза. Следва да е възможно тези инструменти да се основават на съществуващи международни инструменти или рамки. Тези инструменти следва да обединяват данни от няколко сертифицирани доставчика на данни и услуги, включително от компонента „Коперник“ на космическата програма на Съюза, създадена с Регламент (ЕС) 2021/696 на Европейския парламент и на Съвета (15), и IMEO. Те следва да предоставят информация за целите на двустранните диалози на Комисията със съответните трети държави относно политиките и мерките във връзка с емисиите на метан.

(71)

Взети заедно, базата данни за прозрачност на метана, профилите на метановите показатели, инструментът за глобален мониторинг на метана и механизмът за бързо реагиране следва да допринасят за повишаване на прозрачността за купувачите в Съюза, като им позволяват да вземат информирани решения относно снабдяването, и за подобряване на възможността за по-широко използване на решения за намаляване на емисиите на метан в световен мащаб. Освен това тези инструменти следва допълнително да насърчават предприятия от трети държави да прилагат международни стандарти за измерване и докладване емисиите на метана, например приетите съгласно рамката на OGMP 2.0, или да приемат ефективни мерки за измерване, докладване и намаляване на емисиите, както и да позволяват извършването на проверка.

(72)

Новите договори, сключвани от вносителите от Съюза за доставката на суров нефт, природен газ или въглища, следва да засилят използването в трети държави на правила за мониторинг, докладване и проверка на емисиите на метан, еквивалентни на определените в настоящия регламент. Следва да се въведат правила, позволяващи на доставчиците от трети държави и вносителите от Съюза да доказват еквивалентността на тези мерки с изискванията съгласно настоящия регламент по отношение на суровия нефт, природния газ или въглищата, внасяни в Съюза. Въпреки че клаузи с такава сила не могат да бъдат налагани в случай на съществуващи договори, възможно е такива да бъдат включени в нови договори или в съществуващи договори в процес на подновяване, макар и мълчаливо. В този контекст за предприятията биха били полезни препоръчваните от Комисията примерни клаузи.

(73)

Следва да бъде възможно мониторингът, докладването и проверката на емисиите на метан да се постигат в еквивалентна степен не само чрез мерки, прилагани от отделни предприятия, но и на равнището на трети държави чрез съществуващите правни рамки, уреждащи този род мониторинг, докладване и проверка. Поради това на Комисията следва да се предостави правомощието да установява изискванията относно доказателствата, които да бъдат представяни от третите държави в това отношение, като работи активно с всички трети държави износителки и надлежно отчита всякакви различни обстоятелства, съществуващи в тези трети държави, и задълженията на Съюза по силата на международното право. На Комисията следва също така да се предостави правомощието, когато това е целесъобразно, да установява еквивалентност за определени трети държави или да отменя тази еквивалентност.

(74)

За да се гарантира правилното изпълнение на задълженията на вносителите, както и на производителите или износителите, установени в трети държави, доставящи суров нефт, природен газ или въглища в Съюза, следва да се предвидят инструменти, включително диалози относно събитията със свръхемисии, решения за еквивалентност по отношение на мониторинга, докладването и проверката и приемане на рамки за сътрудничество. Комисията следва да е в състояние да предлага инструменти за сътрудничество с трети държави. Приемането на тези инструменти следва да бъде предмет на съответните разпоредби на Договорите, когато е приложимо.

(75)

Комисията не следва да започва диалог с трети държави относно събитията със свръхемисии, следва да се въздържа от приемане на решения за еквивалентност и не следва да препоръчва започването на преговори за рамка за сътрудничество, когато това би довело до риск от заобикаляне на ограничителни мерки, приети съгласно член 29 от Договора за Европейския съюз (ДЕС) или член 215 от Договора за функционирането на Европейския съюз (ДФЕС) във връзка с вноса на суров нефт, природен газ и въглища.

(76)

Щом базата данни за прозрачност на метана, профилите на метановите показатели, инструментът за глобален мониторинг на метана и механизмът за бързо реагиране бъдат внедрени, Комисията следва да установи методиката за изчисляване на интензитета на метана при производството на суров нефт, природен газ и въглища. Тази методика следва да се оповести публично. Въз основа на това Комисията следва да оцени потенциалното въздействие на различните равнища на максималните стойности на интензитета на метана върху сигурността на енергийните доставки, както и върху конкурентоспособността на икономиката на Съюза.

(77)

На Комисията следва да се предостави правомощието да установи задължителни максимални стойности и класове на интензитета на метана, свързани с производството на суров нефт, природен газ и въглища, пуснати на пазара на Съюза, въз основа на методиката за изчисляване на интензитета на метана при производството на суров нефт, природен газ и въглища, както и на оценката на потенциалното въздействие от установяването на максимални стойности на интензитета на метана. Тези стойности следва да бъдат определени на такива равнища, че да се насърчава намаляването на емисиите на метан в световен мащаб, а същевременно да се запази и сигурността на енергийните доставки на равнището на Съюза и на национално равнище, като се гарантира недискриминационно третиране и се опазва конкурентоспособността на икономиката на Съюза.

(78)

За да се гарантира хармонизирано прилагане на настоящия регламент и да се създаде обща техническа рамка за всички участници в нефтения, газовия и въгледобивния сектор, Комисията следва да предвиди възможността, в съответствие с Регламент (ЕС) № 1025/2012 на Европейския парламент и на Съвета (16), да поиска от съответните европейски организации за стандартизация да изготвят хармонизирани стандарти за измерването и количественото определяне на емисиите на метан в нефтения, газовия и въгледобивния сектор, за прегледите за LDAR и за оборудването за изпускане в атмосферата и изгаряне във факел. Тези стандарти следва да станат задължителни за целите на прилагането на настоящия регламент, за да се гарантира хармонизиран подход между операторите, предприятията и операторите на мини, както и на субектите, участващи в гарантирането на спазването на настоящия регламент, по-специално Комисията, компетентните органи и проверяващите органи. Когато хармонизираните стандарти не могат да бъдат внедрени или не гарантират съответствие с изискванията на настоящия регламент, Комисията следва да бъде оправомощена да приема технически предписания, които да покриват необходимите изисквания. Докато тези стандарти или технически предписания не започнат да се прилагат, операторите, предприятията и операторите на мини следва да се придържат към най-съвременните промишлени практики и най-добрите налични технологии.

(79)

Държавите членки следва да установят правила относно санкциите, приложими за нарушения на настоящия регламент, и да предприемат всички мерки, необходими за осигуряване на прилагането им. Тези санкции следва да бъдат ефективни, пропорционални и възпиращи. Те следва да могат да включват глоби и периодични имуществени санкции. За да имат санкциите значителен възпиращ ефект, те следва да бъдат адекватни на вида на нарушението, на икономическата полза, произтичаща от нарушението, и на вида и тежестта на щетите върху околната среда и въздействието върху безопасността и здравето на човека. При налагането на санкции съответните органи следва да вземат надлежно под внимание естеството, тежестта и продължителността на въпросното нарушение. Санкциите следва да се налагат по недискриминационен начин и в съответствие с правото на Съюза, международното и националното право. Следва да се прилагат приложими процесуални гаранции и да се спазват принципите на Хартата на основните права на Европейския съюз.

(80)

От съображения за последователност следва да се изготви списък на видовете нарушения, за които следва да бъдат налагани санкции. Освен това, за да се способства за последователното налагане на санкции в държавите членки, следва да бъдат включени общи неизчерпателни и ориентировъчни критерии за налагането на санкции. Възпиращият ефект на санкциите следва да бъде подсилен чрез възможността за публикуване на информацията, свързана с наложените от държавите членки санкции, при спазване на регламенти (EС) 2016/679 (17) и (ЕС) 2018/1725 (18) на Европейския парламент и на Съвета, когато санкциите се налагат на физически лица.

(81)

В резултат на разпоредбите, съгласно които при определянето на тарифите следва да бъдат взети предвид инвестициите от регулираните субекти, Регламент (ЕС) 2019/942 на Европейския парламент и на Съвета (19) следва да бъде изменен, за да се възложи на Агенцията на Европейския съюз за сътрудничество между регулаторите на енергия (ACER) задачата да представи набор от показатели и базови стойности за сравнение на единичните инвестиционни разходи, свързани с измерването, количественото определяне, мониторинга, докладването, проверката и намаляването на емисиите на метан за съпоставими проекти.

(82)

За да се определят елементите на постепенното преустановяване на изпускането в атмосферата и изгарянето във факел в мините за коксуващи се въглища, на Комисията следва да бъде делегирано правомощието да приема актове в съответствие с член 290 от ДФЕС за допълване на настоящия регламент чрез налагане на ограничения за изпускането на метан в атмосферата от вентилационни шахти на мини за коксуващи се въглища. Освен това, за да може да се изисква допълнителна информация от вносителите, когато е необходимо, на Комисията следва да бъде делегирано правомощието да приема актове в съответствие с член 290 от ДФЕС за допълване на настоящия регламент чрез изменение или добавяне на информацията, която трябва да бъде предоставена от вносителите. Също така, за да се определи методиката за изчисляване на интензитета на метана, свързан със суров нефт, природен газ и въглища, пуснати на пазара на Съюза, на равнището на производителя, както и за да се установят съответните максимални стойности и класове на интензитета на метана, на Комисията следва да се делегира правомощието да приема актове в съответствие с член 290 от ДФЕС за допълване на настоящия регламент. И накрая, за да се гарантира хармонизирано прилагане на настоящия регламент, на Комисията следва да се делегира правомощието да приема актове в съответствие с член 290 от ДФЕС за допълване на настоящия регламент чрез приемане на хармонизирани стандарти и технически предписания. От особена важност е по време на подготвителната си работа Комисията да проведе подходящи консултации, включително на експертно равнище, и тези консултации да бъдат проведени в съответствие с принципите, заложени в Междуинституционалното споразумение от 13 април 2016 г. за по-добро законотворчество (20). По-специално, с цел осигуряване на равно участие при подготовката на делегираните актове, Европейският парламент и Съветът получават всички документи едновременно с експертите от държавите членки, като техните експерти получават систематично достъп до заседанията на експертните групи на Комисията, занимаващи се с подготовката на делегираните актове.

(83)

За да се гарантират еднакви условия на прилагането на настоящия регламент, на Комисията следва да бъдат предоставени изпълнителни правомощия за приемането на подробни правила по отношение на образците за докладване на емисиите на метан, минималните граници на откриване и техниките за откриване по отношение на устройствата за откриване и праговете, приложими на първия етап от прегледите за LDAR, както и процедурата, изискванията и индивидуалните решения във връзка с еквивалентността на мерките за мониторинг, докладване и проверка в трети държави, в съответствие с член 291 от ДФЕС. Тези правомощия следва да бъдат упражнявани в съответствие с Регламент (ЕС) № 182/2011 на Европейския парламент и на Съвета (21).

(84)

Комисията следва да извършва мониторинг и да прави преглед на прилагането на настоящия регламент и да представя доклад на Европейския парламент и на Съвета. Докладът следва да съдържа по-специално оценка на ефективността и ефикасността на настоящия регламент, на постигнатото равнище на намаляване на емисиите на метан и на необходимостта от допълнителни или алтернативни мерки. В него следва да се отчита приложимото законодателство на Съюза в съответните области. В зависимост от заключенията в доклада и като част от прегледа на настоящия регламент Комисията може да прецени да представи законодателни предложения, когато е целесъобразно.

(85)

Доколкото целите на настоящия регламент, а именно определянето на правила за точното измерване, количественото определяне, мониторинга, докладването и проверката, както и за намаляването на емисиите на метан в сектора на енергетиката в Съюза, не могат да бъдат постигнати в достатъчна степен от държавите членки, а поради обхвата и последиците от действието, могат да бъдат по-добре постигнати на равнището на Съюза, Съюзът може да приеме мерки в съответствие с принципа на субсидиарност, уреден в член 5 от ДЕС. В съответствие с принципа на пропорционалност, уреден в същия член, настоящият регламент не надхвърля необходимото за постигането на тези цели,

ПРИЕХА НАСТОЯЩИЯ РЕГЛАМЕНТ:

ГЛАВА 1

ОБЩИ РАЗПОРЕДБИ

Член 1

Предмет и приложно поле

1.   С настоящия регламент се определят правилата за точното измерване, количественото определяне, мониторинга, докладването и проверката на емисиите на метан в сектора на енергетиката в Съюза, както и намаляването на тези емисии, включително чрез прегледи за откриване и отстраняване на течове, задължения за ремонт и ограничения за изпускането в атмосферата и изгарянето във факел. С настоящия регламент се определят и правила относно инструментите за гарантиране на прозрачност по отношение на емисиите на метан.

2.   Настоящият регламент се прилага по отношение на:

a)

проучване и добив на нефт и природен газ и събиране и преработка на природен газ;

б)

недействащи кладенци, временно запечатани кладенци и постоянно запечатани и изоставени кладенци;

в)

пренос и разпределение на природен газ, с изключение на измервателните системи в точките на крайно потребление и частите от обслужващите линии между разпределителната мрежа и измервателната система, разположени в собственост на крайните клиенти, както и подземното съхранение и операциите в съоръжения за ВПГ; и

г)

действащи подземни и открити въглищни мини, закрити подземни въглищни мини и изоставени подземни въглищни мини.

3.   Настоящият регламент се прилага и за емисиите на метан, изпускани извън Съюза, по отношение на суровия нефт, природния газ и въглищата, пуснати на пазара на Съюза, както е посочено в глава 5.

Член 2

Определения

За целите на настоящия регламент се прилагат следните определения:

1)

„емисии на метан“ означава всички преки емисии, отделяни от всички компоненти, независимо дали в резултат на изпускане в атмосферата, непълно изгаряне във факел или от течове;

2)

„компонент“ означава всяка част или елемент от оборудването, използвани в инсталации или инфраструктура за нефт, природен газ или въглища, които имат потенциала да отделят метан;

3)

„оператор“ означава всяко физическо или юридическо лице, което експлоатира или контролира определен актив или, когато това е предвидено в националното право, на което са делегирани решаващи икономически правомощия във връзка с техническото функциониране на актива;

4)

„актив“ означава стопанска или експлоатационна единица, която може да бъде съставена от няколко съоръжения или обекти, включително оперативни активи и неоперативни активи;

5)

„оперативни активи“ означава активи, които се намират под оперативния контрол на оператора;

6)

„неоперативни активи“ означава активи, които не се намират под оперативния контрол на оператора;

7)

„обект“ означава съвкупност от компоненти, свързани помежду си като подразделение на актив;

8)

„пренос“ означава пренос съгласно определението в член 2, точка 17 от Директива (ЕС) 2024/1788 на Европейския парламент и на Съвета (22);

9)

„оператор на газопреносна система“ означава оператор на газопреносна система съгласно определението в член 2, точка 18 от Директива (ЕС) 2024/1788;

10)

„разпределение“ означава разпределение съгласно определението в член 2, точка 19 от Директива (ЕС) 2024/1788;

11)

„оператор на газоразпределителна система“ означава оператор на газоразпределителна система съгласно определението в член 2, точка 20 от Директива (ЕС) 2024/1788;

12)

„оператор на мина“ означава всяко физическо или юридическо лице, което експлоатира или контролира определена въглищна мина или, когато това е предвидено в националното право, на което са делегирани решаващи икономически правомощия във връзка с техническото функциониране на въглищната мина;

13)

„проверка“ означава дейности, извършвани от проверяващ орган с оглед на оценката на съответствието с настоящия регламент на докладите, представени от операторите, предприятията и операторите на мини съгласно настоящия регламент;

14)

„проверяващ орган“ означава юридическо лице, което извършва дейности по проверка и което е акредитирано от национален орган по акредитация по силата на Регламент (ЕО) № 765/2008, или физическо лице, което е упълномощено по друг начин, без да се засяга член 5, параграф 2 от същия регламент, към момента на издаване на декларацията от проверката;

15)

„източник“ означава компонент или геоложка структура, която изпуска метан в атмосферата, независимо дали умишлено или неумишлено, периодично или постоянно;

16)

„емисионен фактор“ означава коефициент, с който се определят количествено емисиите на газ за единица дейност и който се основава на извадка от данни от измервания или на други методи за количествено определяне, осреднени с цел извеждане на представителен дебит на емисиите за дадено равнище на дейност при определен набор от условия за експлоатация;

17)

„общ емисионен фактор“ означава стандартизиран емисионен фактор за всеки вид източник на емисии, който е изведен от инвентаризации или бази данни, но при всички случаи не е проверен посредством преки измервания;

18)

„специфичен емисионен фактор“ означава емисионен фактор за вид източник на емисии, който е изведен от преки измервания;

19)

„пряко измерване“ означава измерване на емисиите на метан при източника, извършвано с измервателно устройство, което позволява такова измерване;

20)

„количествено определяне“ означава дейности за определяне на количеството на емисиите на метан посредством преки измервания, или, когато такива преки измервания са неосъществими, въз основа на други методи, като симулационни инструменти и други подробни инженерни изчисления, или комбинация от такива методи;

21)

„емисии на метан при обекта“ означава всички източници на емисии на метан в даден обект;

22)

„измерване при обекта“ означава измерване, с което се прави пълен преглед на всички емисии на метан, изпускани в един обект, включително за тръбопроводна мрежа — на емисиите от сегментите на тази мрежа, и което обикновено включва използването на датчици, монтирани върху мобилни платформи, например превозни средства, безпилотни летателни апарати, въздухоплавателни средства, лодки и спътници или използването на други средства, като фиксирани сензори или мрежи от непрекъснати сензори в определени точки;

23)

„предприятие“ означава физическо или юридическо лице, което извършва поне една от следните дейности: проучване и добив на нефт и природен газ, събиране и преработка на природен газ или пренос или разпределение и подземно съхранение на газ, включително по отношение на ВПГ;

24)

„съоръжение за ВПГ“ означава съоръжение за ВПГ съгласно определението в член 2, точка 33 от Директива (ЕС) 2024/1788;

25)

„преглед за откриване и отстраняване на течове“ или „преглед за LDAR“ означава преглед за установяване и откриване на източници на изтичане на метан и други неумишлени емисии на метан и за ремонт или замяна на съответните компоненти;

26)

„преглед за откриване и отстраняване на течове от тип 1“ или „преглед за LDAR от тип 1“ означава преглед за откриване и отстраняване на течове, извършван в съответствие с изискванията, определени в член 14, параграфи 2, 7 и 8 и част 1 от приложение I, за прегледи за LDAR от тип 1;

27)

„преглед за откриване и отстраняване на течове от тип 2“ или „преглед за LDAR от тип 2“ означава преглед за откриване и отстраняване на течове, извършван в съответствие с изискванията, определени в член 14, параграфи 2, 7 и 8 и част 1 от приложение I, за прегледи за LDAR от тип 2;

28)

„място на добив“ означава място, където от земята се извлича нефт или природен газ и където не се извършва преработка;

29)

„място на преработка“ означава място, където за преработка на нефт и природен газ се използват процеси като отделянето на суровия нефт и природния газ от водата;

30)

„спиране“ означава ситуация, при която даден обект или част от неговите компоненти вече не функционират при нормални условия на експлоатация и са спрени и при която е необходимо пълно или частично намаляване на налягането преди започването на работи по ремонт или поддръжка;

31)

„изпускане в атмосферата“ означава пряко изпускане в атмосферата на неизгорял метан;

32)

„изгаряне във факел“ означава обезвреждането на метан посредством контролирано изгаряне на метан в съоръжение, предназначено за тази цел;

33)

„планово изгаряне във факел“ означава изгаряне във факел, което се извършва по време на нормалния добив на нефт или природен газ и при липсата на подходящи съоръжения или поддаваща се на обработване геология за обратно нагнетяване на метан в пластовете, използването му на място или изпращането му на пазара, и като се изключва изгаряне във факел, предизвикано от извънредна ситуация или неизправност;

34)

„факелна тръба“ означава съоръжение, оборудвано със запалителна горелка, използвана за изгаряне във факел;

35)

„извънредна ситуация“ означава временна, неочаквана и рядка ситуация, при която емисиите на метан са неизбежни и е необходимо да се предотврати непосредствено и значително вредно въздействие върху безопасността на хората, здравето или околната среда и изключва ситуации, произтичащи от или свързани със следните събития:

a)

неинсталиране от страна на оператора на подходящо оборудване с достатъчен капацитет за очакваните или действителните темп и налягане при добив;

б)

неограничаване от страна на оператора на добива, когато темпът на добив надвишава капацитета на съответното оборудване или система за събиране, освен когато свръхдобивът се дължи на извънредна ситуация надолу по веригата, неизправност или непланов ремонт и не надвишава осем часа от момента на уведомяване за проблема с капацитета надолу по веригата;

в)

планова поддръжка;

г)

небрежност от страна на оператор;

д)

повтарящи се повреди, което означава четири или повече повреди в рамките на предходните 30 дни на една и съща част от оборудването;

36)

„неизправност“ означава внезапна, неизбежна повреда или отказ на оборудване извън обичайния контрол на оператора, които значително нарушават операциите, но не представляват повреда или отказ на оборудването, които са причинени изцяло или частично от лоша поддръжка, небрежна експлоатация или друга предотвратима причина;

37)

„ефикасност на унищожаване и премахване“ означава тегловният процент на метана, който се унищожава или премахва след прекратяване на горенето спрямо количеството метан, постъпващо във факелната тръба;

38)

„недействащ кладенец“ означава проучвателен или добивен нефтен или газов кладенец или сондажен обект, разположен на сушата или в морето, където операциите за проучване или добив са преустановени от поне една година, с изключение на временно запечатани и постоянно запечатани и изоставени кладенци;

39)

„временно запечатан кладенец“ означава проучвателен или добивен нефтен или газов кладенец или сондажен обект, разположен на сушата или в морето, на който са монтирани сондажни прегради за временна изолация на добивния резервоар и до който все още е възможен достъп;

40)

„постоянно запечатан и изоставен кладенец“ означава проучвателен или добивен нефтен или газов кладенец или сондажен обект, разположен на сушата или в морето, който е бил запечатан и няма да бъде повторно въведен в експлоатация, в който всички дейности са били прекратени и всички свързани с кладенеца инсталации са били отстранени в съответствие с приложимите регулаторни изисквания, за което може да бъде предоставена документация, както е посочено в част 1, точка 3 от приложение V;

41)

„отстраняване на замърсявания“ означава процесът на очистване на замърсена вода или почва;

42)

„възстановяване“ означава процесът на връщане на нефтен или газов кладенец или сондажен обект към условия на почвата и растителността, подобни на тези, които са съществували преди нарушаването им;

43)

„въглищна мина“ означава обект, където се извършва или се е извършвал въгледобив, включително терени, изкопи, подземни проходи, шахти, склонове, тунели и изработки, конструкции, съоръжения, оборудване, машини и инструменти, разположени на повърхността или под земята и използвани за добив на лигнитни, суббитуминозни, битуминозни или антрацитни въглища от естествените им находища в земята по какъвто и да е начин и метод, включително работата по подготовката на добив на въглища;

44)

„действаща въглищна мина“ означава въглищна мина, по-голямата част от приходите на която са от работата по добива на лигнитни, суббитуминозни, битуминозни или антрацитни въглища и където се прилага поне едно от следните условия:

a)

мината е в процес на разработване;

б)

в рамките на последните 90 дни са добивани въглища;

в)

вентилаторите на вентилационната уредба на мината работят;

45)

„подземна въглищна мина“ означава въглищна мина, където въглищата се добиват чрез прокопаване на тунели в земята до въглищния пласт и където впоследствие въглищата се добиват с оборудване за подземен миннодобив, като например режещи машини и машини за поточно разработване (комбайни), за разработване с непрекъснат забой (дълги фронтове) и с тесен забой (къси фронтове), и се транспортират на повърхността;

46)

„открита въглищна мина“ означава въглищна мина, където въглищата се намират близко до повърхността и могат да бъдат добити чрез отстраняване на покривни слоеве от скали и почва;

47)

„вентилационна шахта“ означава вертикален проход, използван за движение на чист въздух под земята или за отвеждане на метан и други газове от подземна въглищна мина;

48)

„дегазационна станция“ означава станция за събиране на метан от дегазационната уредба на въглищна мина;

49)

„дегазационна уредба“ означава уредба, която може да включва множество източници на метан и която отвежда богат на метан газ от въглищните пластове или околните скални пластове и го транспортира до дегазационна станция;

50)

„дейности, извършвани след миннодобива“ означава дейности, извършвани след като въглищата са били добити и транспортирани на повърхността, включително тяхното третиране, преработка, съхранение и превоз;

51)

„непрекъснато измерване“ означава измерване, при което отчитането се извършва най-малко на всяка минута;

52)

„находище на въглища“ означава площ, съдържаща значителни концентрации и подлежащи на добив количества въглища, която е определена съгласно методиката на държавата членка за документиране на геоложки минерални находища;

53)

„закрита въглищна мина“ означава въглищна мина, в която добивът на въглища е прекратен, която е закрита съгласно приложимите изисквания за лицензиране или други разпоредби и за която оператор, собственик или лицензополучател все още има валидно разрешително, лиценз или друг правен документ, възлагащ отговорност за въглищната мина;

54)

„изоставена въглищна мина“ означава въглищна мина, в която добивът на въглища е прекратен, но за която никой оператор, собственик или лицензополучател не може да бъде установен като субект на задълженията по валидно разрешително, лиценз или друг правен документ, възлагащ отговорност за въглищната мина, или която не е била закрита по регламентиран начин;

55)

„алтернативно използване на изоставена подземна въглищна мина“ означава използването на инфраструктурата и оборудването за въгледобив на подземната мина за цели, различни от добива на въглища;

56)

„оборудване за въгледобив“ означава всяко оборудване, което остава свързано с метаноносните слоеве, като вентилационни отвори и дренажни тръби;

57)

„мина за коксуващи се въглища“ означава въглищна мина, където най-малко 50 % от добитото количество, осреднено за последните три налични години, са коксуващи се въглища, както е определено в приложение Б към Регламент (ЕО) № 1099/2008 на Европейския парламент и на Съвета (23);

58)

„производител“ означава предприятие, което в хода на търговска дейност добива суров нефт, природен газ или въглища от земята в лицензиран район, като го преработва или пренася чрез свързана инфраструктура в рамките на този лицензиран район;

59)

„вносител“ означава физическо или юридическо лице, което в хода на търговска дейност пуска на пазара на Съюза суров нефт, природен газ или въглища, които произхождат от трети държави, включително всяко физическо или юридическо лице, установено в Съюза, определено да извършва действия и формалности, изисквани съгласно глава 5;

60)

„износител“ означава контрагент по договора на вносителя по всеки договор, сключен за доставка на суров нефт, природен газ или въглища за Съюза;

61)

„профил на метановите показатели“ означава индивидуалната информация и техническите фишове за производителите или вносителите от държавите членки, трети държави и според случая, от Съюза, както и за производители или износители от трети държави, доставящи суров нефт, природен газ или въглища за Съюза или пускащи суров нефт, природен газ или въглища на пазара на Съюза, според случая, които се публикуват в базата данни за прозрачност на метана;

62)

„събитие със свръхемисии“ означава събитие, настъпващо в рамките на Съюза или извън него, при което източник или няколко тясно свързани източника в даден обект отделят над 100 кг метан на час;

63)

„процес на съгласуване“ означава проучването и обяснението на причините за статистически значими несъответствия между количественото определяне при източника и измерването при обекта на емисиите на метан.

Член 3

Разходи, направени от операторите

1.   Когато определят или одобряват тарифите или методиките, които трябва да се използват от оператори на газопреносни системи, оператори на газоразпределителни системи, оператори на съоръжения за ВПГ или други регулирани субекти, включително, когато е приложимо, оператори на подземно съхранение на газ, регулаторните органи по член 57 от Директива (ЕС) 2019/944 и глава X от Директива (ЕС) 2024/1788 отчитат направените разходи и инвестиции с цел спазване на задълженията съгласно настоящия регламент, доколкото те съответстват на тези, извършени от ефективен и сравним в структурно отношение регулиран субект, и са прозрачни.

Единичните инвестиционни разходи, посочени в параграф 2, могат да бъдат използвани от регулаторните органи като референтни за направените от операторите разходи.

2.   На всеки три години Агенцията на Европейския съюз за сътрудничество между регулаторите на енергия (ACER) определя и прави публично достъпен набор от показатели и съответните базови стойности за сравнение на единичните инвестиционни разходи, свързани с измерването, количественото определяне, мониторинга, докладването, проверката и намаляването на емисиите на метан, включително от течове, изпускане в атмосферата и изгаряне във факел, за съпоставими проекти.

Съответните регулаторни органи, посочени в параграф 1, и съответните регулирани субекти предоставят на ACER всички данни, необходими за сравнението, посочено в първа алинея от настоящия параграф.

ГЛАВА 2

КОМПЕТЕНТНИ ОРГАНИ И НЕЗАВИСИМА ПРОВЕРКА

Член 4

Компетентни органи

1.   Всяка държава членка определя един или повече компетентни органи, които отговарят за мониторинга и гарантирането на прилагането на настоящия регламент.

Държавите членки уведомяват Комисията за наименованията и данните за контакт на своите компетентни органи до 5 февруари 2025 г. Държавите членки незабавно уведомяват Комисията за всякакви промени в наименованията и данните за контакт на своите компетентни органи.

2.   Комисията изготвя публично достъпен списък на компетентните органи и редовно обновява този списък след получаване на уведомление за каквато и да е промяна от страна на държава членка.

3.   Държавите членки гарантират, че компетентните органи създават звено за контакт и разполагат с подходящи правомощия и ресурси за изпълнение на задълженията, установени в настоящия регламент.

Член 5

Задачи на компетентните органи

1.   Компетентните органи предприемат, при изпълнението на своите задачи, необходимите мерки, за да гарантират спазването на настоящия регламент.

2.   Операторите, предприятията, операторите на мини и вносителите оказват на компетентните органи цялото необходимо съдействие, за да се позволи или да се улесни изпълнението на задачите на компетентните органи съгласно настоящия регламент, по-специално по отношение на представянето на документи или записи, достъпа до обекта, а в случай че обектът е разположен в морето, и транспорта до и от него.

3.   За да гарантират спазването на настоящия регламент, компетентните органи си сътрудничат помежду си и с Комисията и може да си сътрудничат с органите на трети държави. Комисията създава мрежа от компетентни органи, за да насърчи сътрудничеството, като включи необходимите условия за обмен на информация, по-специално относно мониторинга, регулирането и спазването, и най-добри практики, и да предостави възможност за консултации. Звената за контакт, създадени в рамките на компетентните органи, подпомагат тези дейности.

4.   Когато докладите трябва да бъдат оповестени публично в съответствие с настоящия регламент, компетентните органи ги публикуват безплатно на специална уебстраница и в лесно достъпен, машинночетим и позволяващ изтегляне формат.

Когато дадена информация е отказана на едно или повече основания, посочени в член 4 от Директива 2003/4/ЕО, или, когато е приложимо съгласно правото на Съюза относно защитата на личните данни, компетентните органи посочват вида информация, която е отказана, и причините, поради които е отказана.

Член 6

Инспекции

1.   Инспекциите включват планови инспекции за операторите и операторите на мини и непланови инспекции за операторите, предприятията, операторите на мини и вносителите, както е посочено в настоящия член.

2.   Инспекциите включват, когато е целесъобразно, проверки на място или преглед на документи и записи от одиторски проверки на място, които доказват спазване на изискванията на настоящия регламент, откриване и измерване на емисии на метан, както и всички последващи действия, предприети от компетентните органи или от тяхно име с цел проверка и насърчаване на спазването на изискванията на настоящия регламент.

Когато при инспекция се установи сериозно нарушение на настоящия регламент, компетентните органи издават като част от доклада, посочен в параграф 5, искане за предприемане на коригиращи действия от страна на оператора, предприятието, оператора на мина или вносителя, като определят ясни срокове за тези действия.

Като алтернативен вариант компетентните органи могат да вземат решение да дадат указания на оператора, предприятието, оператора на мина или вносителя да представи на съответните компетентни органи за одобрение серия от коригиращи действия за отстраняване на установените от тях сериозни нарушения в срок от един месец от датата на приключване на инспекцията. Тези действия се включват в доклада, посочен в параграф 5.

3.   Първата планова инспекция приключва до 5 май 2026 г. След първата планова инспекция, въз основа на оценка на рисковете, компетентните органи изготвят програми за планови инспекции. Компетентните органи могат да вземат решение относно обхвата и честотата на плановите инспекции въз основа на оценка на рисковете, свързани с всеки обект, като например риска за околната среда, включително кумулативното въздействие на всички емисии на метан като замърсител, рисковете за безопасността и здравето на хората, както и евентуалните установени нарушения на настоящия регламент.

Интервалът между инспекциите е най-много три години. Когато при дадена инспекция се установи сериозно нарушение на настоящия регламент, последващата инспекция се провежда в срок от 10 месеца.

4.   Без да се засяга параграф 3 от настоящия член, компетентните органи извършват непланови инспекции с цел:

a)

да разследват обоснованите жалби, посочени в член 7, и случаите на неспазване във възможно най-кратък срок след датата, на която компетентните органи са узнали за такива жалби или неспазване и не по-късно от 10 месеца след тази дата;

б)

да гарантират, когато самите те сметнат за уместно, че отстраняването на течове или замяната на компоненти са извършени в съответствие с член 14 и че са приложени мерки за намаляване на емисиите в съответствие с членове 18, 22 и 26;

в)

да гарантират спазването, когато е предоставена дерогация съгласно член 14, параграф 5;

г)

да проверят, когато самите те сметнат за уместно, спазването на настоящия регламент от страна на предприятията и вносителите.

5.   След всяка инспекция компетентните органи изготвят доклад, в който се посочват правното основание за инспекцията, предприетите процедурни стъпки, съответните констатации и препоръки за по-нататъшни действия от страна на оператора, предприятието, оператора на мина или вносителя, включително крайните срокове за тяхното изпълнение.

Когато е целесъобразно, компетентните органи могат да изготвят един доклад, който да обхваща множество инспекции на активи, обекти или компоненти на един и същ оператор, предприятие, оператор на мина или вносител, при условие че тези инспекции се извършват преди следващата планова проверка.

Съответният оператор, предприятие, оператор на мина или вносител се уведомява за доклада и той се публикува в срок от два месеца от датата на инспекцията. Когато инспекцията се извършва в резултат на жалба, подадена в съответствие с член 7, компетентните органи уведомяват жалбоподателя след публикуването на доклада.

Компетентните органи публикуват доклада в съответствие с Директива 2003/4/ЕО. Когато дадена информация е отказана на едно или повече от основания, посочени в член 4 от посочената директива, компетентните органи посочват в доклада вида информация, която е отказана, и причините, поради които е отказана.

6.   Когато в доклада, посочен в параграф 5, се стигне до заключение, че оператор, предприятие, оператор на мина или вносител не спазва изискванията на настоящия регламент, той или то предприема всички необходими действия, за да приведе операциите си в съответствие с регламента. Действията се предприемат без забавяне, в срока, определен от компетентните органи.

7.   Държавите членки могат да сключват официални споразумения със съответни институции, органи, агенции или служби на Съюза или с други държави членки или други подходящи междуправителствени организации или публични органи, когато има такива, за осигуряването на специализиран експертен опит за подпомагане на компетентните органи на държавите членки при изпълнението на функциите, възложени им с настоящия член.

За целите на настоящия параграф не се считат за подходящи междуправителствени организации или публични органи, чиято обективност може да бъде поставена под съмнение поради конфликт на интереси.

Член 7

Жалби

1.   Всяко физическо или юридическо лице може да подаде писмена жалба до компетентните органи относно потенциално нарушение на настоящия регламент от страна на оператор, предприятие, оператор на мина или вносител.

2.   Жалбата се обосновава надлежно и съдържа достатъчно доказателства за предполагаемото нарушение.

3.   Когато стане ясно, че жалбата не съдържа достатъчно доказателства, които оправдават провеждането на разследване, компетентните органи информират жалбоподателя в разумен срок, но не по-късно от два месеца от получаването на жалбата, за причините за тяхното решение да не проведат разследване.

Настоящият параграф не се прилага, когато недостатъчно подкрепени с доказателства жалби се подават многократно и поради тази причина компетентните органи ги считат за злоупотреба.

4.   Без да се засягат параграф 3 и приложимото националното право, компетентните органи информират жалбоподателя за хода на процедурата и когато е приложимо, го информират за подходящите средства за правна защита, като например сезиране на национални съдилища или използване на друга национална или международна процедура за подаване на жалби.

5.   Без да се засяга приложимото националното право и въз основа на сравнимите процедури, компетентните органи определят и оповестяват публично примерните срокове за вземане на решение по жалбите.

Член 8

Дейности по проверка и декларация от проверката

1.   Проверяващите органи извършват дейности по проверка, за да оценят съответствието на докладите за емисиите, представени им от операторите, предприятията, операторите на мини или вносителите в съответствие с настоящия регламент. Дейностите по проверка включват преглед на всички използвани източници на данни и методики, за да се оцени надеждността, достоверността и точността на докладите за емисиите, и по-специално следното:

a)

избора и приложението на емисионни фактори;

б)

методиките, изчисленията, вземането на проби или статистическите разпределения, водещи до количествено определяне на емисиите на метан;

в)

всички рискове от неподходящо измерване или докладване;

г)

всички системи за контрол на качеството или системи за осигуряване на качеството, които се прилагат от операторите, предприятията, операторите на мини или вносителите.

2.   При извършването на посочените в параграф 1 от настоящия член дейности по проверка, проверяващите органи използват стандартите и техническите предписания, според случая, за измерване и количествено определяне и намаляване на емисиите на метан, установени съгласно член 32.

До датата на прилагане на тези стандарти и технически предписания, според случая, операторите, предприятията, операторите на мини и вносителите, според случая, представят информация на проверяващите органи относно съответните стандарти, включително европейски или други международни стандарти, или методики, използвани от тях за целите на дейностите по проверка.

Дейностите по проверка включват по целесъобразност и провеждането на оповестени предварително и неоповестени проверки на място, за да се определят надеждността, достоверността и точността на източниците на данни и използваните методики.

3.   Дейностите по проверка, посочени в настоящия член, се привеждат в съответствие с европейските или други международни стандарти и методики за проверяващите органи, за да се ограничи тежестта за операторите, предприятията, операторите на мини или вносителите и за компетентните органи, и надлежно отчитат естеството на проверяваните дейности и насоките, издадени от Комисията в това отношение.

4.   Ако след оценката си проверяващият орган стигне с разумна увереност до заключението, че докладът за емисиите е в съответствие с изискванията на настоящия регламент, проверяващият орган издава декларация от проверката, удостоверяваща съответствието на доклада за емисиите и посочваща извършените дейности по проверка.

Проверяващият орган издава декларацията от проверката само когато наличието на надеждни, достоверни и точни данни и информация дава възможност за определяне на емисиите на метан с адекватна степен на определеност, и при условие че докладваните данни съответстват на прогнозните данни и са изчерпателни и последователни.

Ако след оценката си проверяващият орган стигне до заключението, че докладът за емисиите не е в съответствие с изискванията на настоящия регламент, проверяващият орган информират за това оператора, предприятието, оператора на мина или вносителя и представя аргументирана обратна информация на оператора, предприятието, оператора на мина или вносителя, като следват признатите стандарти. Операторът, предприятието, операторът на мината или вносителят представят на проверяващия орган преразгледан доклад за емисиите без забавяне и в рамките на срока, определен от проверяващия орган.

5.   Операторите, предприятието, операторите на мини и вносителите оказват на проверяващите органи цялото необходимо съдействие, за да се позволи и улесни изпълнението на дейностите по проверка, по-специално по отношение на достъпа до обекта и представянето на документи или записи.

Член 9

Независимост и акредитация или упълномощаване на проверяващите органи

1.   Проверяващите органи са независими от операторите, предприятията, операторите на мини и вносителите и изпълняват дейностите по настоящия регламент в обществен интерес. За тази цел нито проверяващият орган, нито която и да било част от същия правен субект не е оператор, предприятие, оператор на мина или вносител, не притежава оператор, предприятие, оператор на мина или вносител и не принадлежи на оператор, предприятие, оператор на мина или вносител.

Проверяващите органи нямат отношения с оператори, предприятия, оператори на мини или вносители, които биха могли да повлияят на тяхната независимост и безпристрастност.

2.   Проверяващите органи, които са юридически лица, се акредитират от национален орган по акредитация съгласно Регламент (ЕО) № 765/2008.

Когато в настоящия регламент няма конкретни разпоредби за акредитирането на проверяващите органи, се прилага Регламент (ЕО) № 765/2008.

3.   Държавите членки могат да решат да упълномощят за целите на настоящия регламент физически лица да бъдат проверяващи органи. Тези проверяващи органи се упълномощават от национален орган, различен от националния орган по акредитация, определен съгласно член 4, параграф 1 от Регламент (ЕО) № 765/2008.

4.   Когато държава членка реши да прилага параграф 3, тя гарантира, че въпросният национален орган е в съответствие с настоящия регламент, и предоставя на Комисията и на другите държави членки всички документи, необходими за проверка на компетентността на проверяващите органи, които упълномощава съгласно посочения параграф.

Член 10

Използване и споделяне на информация

1.   При изпълнението на своите задачи и упражняването на правомощията си съгласно настоящия регламент Комисията, компетентните органи и проверяващите органи вземат предвид информацията, предоставена публично от Международната обсерватория за емисиите на метан (IMEO) или Партньорството за емисиите на метан при добива на нефт и газ (OGMP) или друга имаща отношение международно достъпна информация, по-специално информацията относно:

a)

агрегиране на данните за емисиите на метан в съответствие с подходящите статистически методи;

б)

проверка и валидиране на методиките и статистическите процеси, използвани от сектора за количествено определяне на данните за емисиите на метан;

в)

разработване на методики за агрегиране и анализ на данни в съответствие с научните и статистическите добри практики, за да се гарантира по-високо ниво на точност на оценките за емисиите на метан, с подходящо характеризиране на неопределеността;

г)

публикуване на докладваните обобщени данни по основен източник и по равнище на докладване, класифицирани, когато са налични, по оперативни и неоперативни активи, в съответствие с изискванията за конкуренцията и поверителността;

д)

докладване на констатациите относно значителното разминаване между източниците на данни, като това допринася за изграждането на по-стабилни научни методики;

е)

докладване на събитията със свръхемисии, идентифицирани чрез система за ранно откриване и предупреждение.

2.   Комисията представя на IMEO публично достъпни данни за емисиите на метан, които счита за уместни и които са ѝ предоставени от компетентните органи в съответствие с настоящия регламент.

ГЛАВА 3

ЕМИСИИ НА МЕТАН В НЕФТЕНИЯ И ГАЗОВИЯ СЕКТОР

Член 11

Обхват

Тази глава се прилага по отношение на дейностите, посочени в член 1, параграф 2, букви а), б) и в).

Член 12

Мониторинг и докладване

1.   До 5 август 2025 г. операторите представят на компетентните органи доклад, съдържащ количествено определяне на емисиите на метан при източника, изчислени с използването най-малкото на общи емисионни фактори за всички източници. Този доклад може да съдържа количествено определяне на емисиите на метан при източника в съответствие с изискванията, посочени в параграф 2, за някои или за всички източници.

2.   Операторите и предприятията, установени в Съюза, представят на компетентните органи на държавата членка, в която се намира активът, доклад, съдържащ количествено определяне на емисиите на метан при източника:

a)

за оперативни активи до 5 февруари 2026 г.; и

б)

за неоперативни активи до 5 февруари 2027 г., при условие че тези активи не са били отчетени съгласно буква а).

Когато прякото измерване не е възможно, докладването включва използването на специфични емисионни фактори въз основа на количествено определяне при източника или изготвяне на извадка.

3.   Операторите и предприятията, установени в Съюза, представят на компетентните органи на държавата членка, в която се намира активът, доклад, съдържащ количествено определяне на емисиите на метан при източника, допълнен от измервания на емисиите на метан при обекта, като по този начин се позволява оценка и съпоставяне на оценките при източника, обобщени по обект:

a)

за оперативни активи до 5 февруари 2027 г. и до 31 май всяка година след това; и

б)

за неоперативни активи до 5 август 2028 г. и до 31 май всяка година след това, при условие че тези активи не са били отчетени съгласно буква а).

Преди да представят доклада на компетентните органи операторите и предприятията гарантират, че докладът се оценява от проверяващ орган и прилагат декларация от проверката, издадена в съответствие с член 8.

4.   Предвидените в настоящия член доклади обхващат последния наличен период в рамките на календарната година и включват най-малко следната информация:

a)

вид и местоположение на източниците на емисии;

б)

подробни данни за всеки вид източник на емисии, докладвани в тонове метан и в тонове CO2 еквивалент, като се използват потенциалите за глобално затопляне, определени в Шестия доклад за оценка на Междуправителствения комитет по изменение на климата (МКИК);

в)

подробна информация относно методиките за количествено определяне;

г)

всички емисии на метан за оперативните активи;

д)

дял на собствеността и емисии на метан от неоперативните активи, умножени по дела на собственост;

е)

списък на субектите с оперативен контрол върху неоперативните активи.

Посредством актове за изпълнение Комисията определя образец за докладване за докладите, предвидени в настоящия член, като взема предвид съществуващите национални доклади за инвентаризация и най-новите документи с технически насоки и образци за докладване на OGMP. Тези актове за изпълнение се приемат в съответствие с процедурата по консултиране, посочена в член 35, параграф 2.

До приемането на съответните актове за изпълнение операторите и предприятията използват техническите насоки и образците за докладване на OGMP 2.0 за операции нагоре по веригата и такива в средата и надолу по веригата, според случая.

5.   Измерванията и количественото определяне, посочени в настоящия член, се извършват в съответствие със стандартите и техническите предписания, според случая, установени съгласно член 32. До датата на прилагане на тези стандарти или технически предписания операторите и предприятията следват най-съвременните промишлени практики и използват най-добрите налични технологии за измерване и количествено определяне на емисиите на метан. В този контекст операторите и предприятията, установени в Съюза, могат да използват за тези цели най-новите документи с технически насоки на OGMP 2.0, одобрени до 4 август 2024 г.

Операторите и предприятията предоставят на компетентните органи и проверяващите органи информация относно използваните стандарти, включително европейски или други международни стандарти или методики.

6.   Операторите и предприятията, установени в Съюза, сравняват количественото определяне при източника на емисиите на метан и измерването на емисиите на метан при обекта. Ако са налице статистически значими несъответствия между количественото определяне при източника и измерването на емисиите на метан при обекта, операторите и предприятията:

a)

уведомяват незабавно компетентните органи преди края на периода на докладване;

б)

извършват процес на съгласуване във възможно най-кратък срок и информират компетентните органи за резултатите от процесa на съгласуване, като прилагат при необходимост доказателства и подкрепящи документи, не по-късно от следващия период на докладване.

В процеса на съгласуване се разглеждат възможните причини за несъответствията, включително най-малко точността и целесъобразността на технологиите и методите, използвани за количественото определяне при източника и измерването при обекта на емисиите на метан, или неопределеността на данните в резултатите, дължаща се на избраните методи, технологии или екстраполация на резултатите.

За целите на процеса на съгласуване операторите и предприятията обмислят извършването на допълнително количествено определяне при източника или измервания при обекта, за да предоставят необходимите доказателства за обяснение на причините за несъответствията. Въз основа на резултатите от процеса на съгласуване операторите и предприятията прилагат по целесъобразност последващи корекции в цифрово изражение в количественото определяне при източника или измерванията при обекта.

Ако компетентните органи считат, че информацията, предоставена от оператора или предприятието съгласно буква б) от първа алинея, не обяснява по подходящ начин причините за несъответствията, компетентните органи могат да поискат от оператора или предприятието да предостави допълнителна информация или да предприеме допълнителни действия.

7.   Когато дадена информацията е поверителна в съответствие с Директива (ЕС) 2016/943 на Европейския парламент и на Съвета (24), засегнатите оператори или предприятия посочват в доклада вида информация, която е отказана, и причините за отказа.

8.   Компетентните органи предоставят на обществеността и на Комисията в съответствие с член 5, параграф 4 посочените в настоящия член доклади в срок от три месеца от представянето им от съответните оператори или предприятия.

Член 13

Общо задължение за намаляване на емисиите

Операторите предприемат всички подходящи мерки за намаляване на емисиите, за да предотвратят и сведат до минимум емисиите на метан в своите операции.

Член 14

Откриване и отстраняване на течове

1.   До 5 май 2025 г. за съществуващи обекти и в срок от шест месеца от датата на започване на експлоатацията на нови обекти операторите представят на компетентните органи програма за откриване и отстраняване на течове („програма за LDAR“).

Програмата за LDAR включва подробно описание на прегледите и дейностите за LDAR, включително конкретни срокове, които трябва да бъдат извършени в съответствие с настоящия член, части 1 и 2 от приложение I и съответните стандарти и технически предписания, според случая, установени съгласно член 32. Ако в програмата за LDAR бъдат направени каквито и да било промени, операторите представят актуализирана програма за LDAR на компетентните органи във възможно най-кратък срок.

Докато стандартите или техническите предписания, установени съгласно член 32, не започнат да се прилагат, операторите следват най-съвременните промишлени практики и най-добрите технологии за прегледите за LDAR, предлагани на пазара. Операторите предоставят на компетентните органи и проверяващите органи информация относно използваните стандарти, включително международни стандарти или методики.

Компетентните органи могат да изискат от операторите да променят програмата за LDAR, като вземат предвид изискванията на настоящия регламент.

2.   Операторите започват първия преглед за LDAR от тип 2 за всички компоненти, за които отговарят, в съответствие с програмата за LDAR, във възможно най-кратък срок, считано от 4 август 2024 г.

При всички случаи операторите извършват първия преглед за LDAR от тип 2 до 5 август 2025 г. за съществуващи обекти. Без да се засяга честотата, установена в част 1 от приложение I, прегледите за LDAR от тип 2, извършени между 3 август 2022 г. и 4 август 2024 г., могат да се считат от операторите за първи преглед за LDAR от тип 2.

В срок от девет месеца от датата на започване на експлоатацията на нови обекти операторите извършват първия преглед за LDAR от тип 2 за всички компоненти, за които отговарят, в съответствие с програмата за LDAR.

След извършването на първия преглед за LDAR от тип 2 операторите извършват прегледи за LDAR от тип 1 и от тип 2 със следната честота:

a)

за наземни и подземни компоненти с изключение на разпределителни и преносни мрежи — в съответствие с минималната честота, посочена в част 1, точка 1 от приложение I;

б)

за компоненти на разпределителните и преносните мрежи — в съответствие с минималната честота, посочена в част 1, точка 2 от приложение I;

в)

за всички компоненти, разположени в морето — в съответствие с минималната честота, посочена в част 1, точка 3 от приложение I;

г)

за всички останали компоненти — в съответствие с минималната честота, посочена в част 1, точка 4 от приложение I.

3.   Без да се засяга задължението за извършване на прегледи за LDAR от тип 2 в съответствие с настоящия член, когато се изисква преглед за LDAR от тип 1, операторите могат да изберат да извършат преглед за LDAR от тип 2 вместо преглед за LDAR от тип 1.

4.   Като част от прегледите за LDAR операторите могат да използват модерни технологии за откриване, при условие че:

a)

компетентните органи одобряват използването им в контекста на програмата за LDAR;

б)

измерването се извършва при всеки отделен потенциален източник на емисии; и

в)

модерните технологии за откриване отговарят на изискванията, определени в параграфи 7 и 8, и е в съответствие с изискванията, посочени в част 2 от приложение I.

5.   Чрез дерогация от параграф 2, четвърта алинея от настоящия член, когато операторите, които добиват или преработват нефт или природен газ, представят доказателства въз основа на измервания от предходните пет години, докладвани от операторите в съответствие с член 12 и оценени от проверяващ орган, че има течове в по-малко от 1 % от всички техни компоненти и подкомпоненти във всеки обект и че общите емисии на метан, свързани с тези течове, представляват по-малко от 0,08 % от общия обем газ или 0,015 % от общата маса на преработения или извлечения нефт, може да се прилага различна честота на прегледите за LDAR за компонентите на обекти, в които не са установени течове, при условие че компетентните органи са одобрили това и че:

a)

за всички компоненти на местата на преработка се извършват прегледи за LDAR от тип 1 най-малко на всеки 12 месеца;

б)

за най-малко 25 % от всички компоненти на местата на преработка се извършват прегледи за LDAR от тип 2 на всеки 12 месеца, като всички компоненти се проверяват най-малко на всеки 48 месеца;

в)

за всички компоненти на местата на добив се извършват прегледи за LDAR от тип 1 най-малко на всеки 36 месеца;

г)

за всички компоненти на местата на добив се извършват прегледи за LDAR от тип 2 най-малко на всеки 60 месеца.

Ако след прегледите за LDAR, извършени в съответствие с първа алинея от настоящия параграф, има течове в 1 % или в повече от 1 % от всички компоненти и подкомпоненти във всеки обект или общите емисии на метан, свързани с тези течове, представляват повече от 0,08 % от общия обем газ или 0,015 % от общата маса на преработения или извлечения суров нефт, за съответния оператор в този обект се прилагат задълженията по параграф 2.

Компетентният орган уведомява Комисията за дерогациите, предоставени съгласно настоящия параграф, и извършва непланови инспекции, както е посочено в член 6, параграф 4.

6.   Прегледите за LDAR се извършват с устройства за откриване, които позволяват да се установят течове, за всеки тип компонент, както следва:

a)

на равнище, възможно най-близко до всеки отделен потенциален източник на емисии за надземни компоненти и компоненти над морското равнище;

б)

за подземните компоненти — при интерфейса между земята и атмосферата като първи етап и ако бъде открит теч, както е посочено в акта за изпълнение, приет в съответствие с параграф 7, възможно най-близо до източника на емисии като втори етап;

в)

като се прилагат най-добрите техники за откриване, предлагани на пазара, за компонентите, разположени в морето под морското равнище или под морското дъно.

7.   До 5 август 2025 г. Комисията приема актове за изпълнение, с които уточнява:

a)

минималните граници на откриване и техниките за откриване, които да се прилагат за различните устройства за откриване, използвани в изпълнение на изискванията за всички компоненти по параграф 8;

б)

праговете, приложими към първия етап от прегледите за LDAR, които да се прилагат в изпълнение на изискванията за подземните компоненти по параграф 8.

Свързаните с откриването минимални граници, техники и прагове се основават на най-добрите налични технологии и най-добрите налични техники за откриване, като се вземат предвид различните видове компоненти и прегледи за LDAR. Този акт за изпълнение се приема в съответствие с процедурата по разглеждане, посочена в член 35, параграф 3.

До приемането на този акт за изпълнение, за да изпълнят изискванията на параграф 8, операторите използват най-добрите налични технологии и най-добрите налични техники за откриване в съответствие със спецификациите на производителя за експлоатация и поддръжка.

8.   Операторите ремонтират или заменят всички компоненти, за които е установено, че отделят метан на или над следните равнища при стандартна температура и налягане, като използват устройства за откриване в съответствие със спецификациите на производителя за експлоатация и поддръжка:

a)

за прегледи за LDAR от тип 1: 7 000 милионни части в обем метан или 17 грама метан на час;

б)

за прегледи за LDAR от тип 2:

i)

500 милионни части в обем метан или 1 грам метан на час за надземни компоненти и за компоненти, разположени в морето над морското равнище;

ii)

1 000 милионни части в обем метан или 5 грама метан на час за втория етап от прегледите за LDAR за подземни компоненти;

iii)

7 000 милионни части в обем метан или 17 грама метан на час за компоненти, разположени в морето под морското равнище или под морското дъно.

9.   Ремонтът или замяната на компонентите, посочени в параграф 8, се извършва незабавно след откриването. Ако ремонтът не може да бъде извършен непосредствено след откриването, се прави опит за това във възможно най-кратък срок и не по-късно от пет дни след откриването и се завършва в рамките на 30 дни след откриването.

Когато оператор може да докаже, че ремонтът или замяната няма да бъдат успешни или възможни в срок от пет дни за първия опит или когато операторът очаква, че пълен ремонт няма да бъде възможен в срок от 30 дни, поради съображения за безопасност, административни или технически съображения, операторът уведомява компетентните органи и им представя доказателства за това заедно с графиците за ремонт и мониторинг, съдържащи най-малко елементите, посочени в приложение II, не по-късно от 12 дни от датата на откриването.

Графиците за ремонт и мониторинг включват всички необходими доказателства, обосноваващи всяко забавяне. Те гарантират, че въздействието върху околната среда е сведено до минимум, като същевременно се зачитат съображенията за безопасност, административните и техническите съображения. Компетентните органи могат да изискат от операторите да променят графиците за ремонт и мониторинг, като се вземат предвид изискванията на настоящия регламент. При всички случаи ремонтът или замяната се извършват във възможно най-кратък срок.

Операторите дават приоритет на отстраняването на по-големи течове.

При ремонта или замяната, посочени в настоящия параграф, се използват най-добрите технологии, предлагани на пазара, които осигуряват дългосрочна защита срещу бъдещи течове.

Съображенията за безопасност, административните и техническите съображения, посочени в настоящия параграф, се ограничават до:

a)

безопасността на персонала и другите хора в близост до открития теч;

б)

всяко неблагоприятно въздействие върху околната среда, ако операторът може да докаже, че това въздействие би било по-голямо от ползите за околната среда, например когато даден ремонт би могъл да доведе до по-високо общо равнище на емисии на метан, отколкото при липса на ремонт;

в)

достъпността на даден компонент, включително плановата поддръжка, изискванията за процеса на издаване на разрешения или изискваното административно разрешение;

г)

липсата на резервни части, необходими за ремонта на компонента, или на компоненти за замяна; и

д)

значително влошаване на положението с доставките на газ, което има вероятност да доведе до ниво на опасност, както е посочено в член 11, параграф 1 от Регламент (ЕС) 2017/1938 на Европейския парламент и на Съвета (25).

10.   Когато се прилага едно или повече от условията, посочени в параграф 9, шеста алинея, букви а) — д), и е необходимо спиране, преди да може да се предприеме ремонт или замяна, операторите свеждат до минимум течовете в рамките на 24 часа от откриването и отстраняват течовете до края на следващото планирано спиране или в рамките на една година, в зависимост от това кое от двете събития настъпи по-рано, освен ако може разумно да се очаква, че извършването на по-ранен ремонт ще доведе до ситуация, при която количеството метан, изпуснато по време на ремонтните дейности, е много вероятно да бъде значително по-голямо от количеството метан, което би изтекло при липса на ремонт, или освен ако може разумно да се очаква, че извършването на по-ранен ремонт ще доведе до проблеми със сигурността на доставките в малки свързани системи, както е определено в Директива (ЕС) 2019/944.

Операторът предоставя без забавяне на компетентните органи всички необходими доказателства, обосноваващи решението му да забави ремонта.

Решението за забавяне на ремонта поради съображения за безопасност, административни и технически съображения подлежи на одобрение от компетентните органи и се включва в графиците за ремонт и мониторинг. Компетентните органи могат да изискат от съответния оператор да промени графиците за ремонт и мониторинг, като се вземат предвид изискванията на настоящия регламент.

11.   Операторите създават без забавяне, актуализират и предоставят изцяло на компетентните органи документация за всички решения за забавяне на ремонти съгласно настоящия член, включително всички необходими доказателства, обосноваващи всяко решение, както и съответните графици за ремонт и мониторинг.

12.   Независимо от параграф 2 операторите правят преглед на компонентите, за които е установено, че са източник:

a)

на нива на метан, по-високи или равни на праговете, посочени в параграф 8, при стандартна температура и налягане по време на някой от предходните прегледи за LDAR, незабавно след ремонта, извършен съгласно параграф 9, и не по-късно от 45 дни след това, за да се уверят, че ремонтът е бил успешен; и

б)

на нива на метан, по-ниски от праговете, посочени в параграф 8, при стандартна температура и налягане, не по-късно от три месеца от датата на откриването на емисиите, за да проверят поне веднъж дали размерът на загуба на метан се е променил и дали е необходим ремонт.

Когато се установи по-висок риск за безопасността или по-висок риск от загуби на метан, компетентните органи могат да препоръчат прегледите за LDAR на съответните компоненти да се извършват по-често.

13.   Без да се засягат задълженията за докладване съгласно параграф 14, операторите записват всички установени течове, независимо от техния размер, като редовно ги преглеждат и гарантират, че са отстранени в съответствие с параграф 9.

Операторите пазят документацията за срок от най-малко 10 години и предоставят тази информация на компетентните органи при поискване.

14.   Всяка година, операторите представят всички графици за ремонт и мониторинг и доклад, обобщаващ резултатите от всички прегледи за LDAR, извършени през предходната година, на компетентните органи на държавата членка, в която са разположени съответните активи.

Компетентните органи могат да изискат от операторите да променят доклада или графиците за ремонт и мониторинг, като вземат предвид изискванията на настоящия регламент.

15.   Операторите могат да делегират всяка от определените в настоящия член задачи. Делегираните задачи не засягат отговорността на операторите и не влияят върху ефективността на надзора от страна на компетентните органи.

16.   Държавите членки гарантират, че по отношение на прегледите за LDAR за доставчиците на услуги за LDAR и за операторите са налични сертификационни схеми, схеми за акредитация или еквивалентни квалификационни схеми, включително подходящи програми за обучение.

17.   Без да се засягат директиви 2008/56/ЕО (26) и 2013/30/ЕС (27) на Европейския парламент и на Съвета, компетентните органи могат да решат да освободят нефтените и газовите компоненти, разположени в морето, на тяхна територия, на дълбочина на водата, по-голяма от 700 метра, от изискванията по настоящия член, ако съответният оператор може да представи надеждни доказателства, че въздействието върху климата на потенциалните емисии на метан от тези компоненти е много вероятно да бъде незначително.

Член 15

Ограничения за изпускането в атмосферата и изгарянето във факел

1.   Изпускането в атмосферата се забранява, освен при предвидените в настоящия член обстоятелства. Забранява се плановото изгаряне във факел.

2.   Изпускането в атмосферата или изгарянето във факел се разрешава само в случай на извънредна ситуация или неизправност.

3.   Независимо от параграф 2 изпускането в атмосферата или изгарянето във факел се разрешава, когато е неизбежно и строго необходимо и при спазване на задълженията за докладване, определени в член 16.

Изпускането в атмосферата и изгарянето във факел се считат за неизбежни и строго необходими в следните специфични ситуации, когато изпускането в атмосферата или изгарянето във факел, според случая, не могат да бъдат напълно изключени или са необходими от съображения за безопасност:

а)

по време на нормалната работа на пневматични устройства, компресори, резервоари за съхранение под атмосферно налягане, устройства за вземане на проби и измерване и сухи газови уплътнения, или други компоненти, предназначени за изпускане в атмосферата, при условие че това оборудване отговаря на стандартите или техническите предписания, установени съгласно член 32, и е правилно поддържано с цел свеждане до минимум на загубите на метан;

б)

за изпразване или очистване на течността, задържана в кладенец при атмосферно налягане;

в)

по време на измерване или вземане на проби от резервоар за съхранение или друг съд под ниско налягане, при условие че резервоарът или съдът отговаря на стандартите или техническите предписания, установени съгласно член 32;

г)

по време на прехвърляне на течности от резервоар за съхранение или друг съд под ниско налягане в транспортно средство, при условие че резервоарът или съдът отговаря на стандартите или техническите предписания, установени съгласно член 32;

д)

по време на ремонта, поддръжката, процедурите за изпитване и извеждането от експлоатация, включително оборудване за продухване и намаляване на налягането, с цел извършване на ремонт и поддръжка;

е)

по време на изпитване на муфа на Браден;

ж)

по време на хидравлично изпитване за теч от пакер (херметизиращо у-во);

з)

по време на производствено изпитване с продължителност по-малко от 24 часа;

и)

когато метанът не отговаря на спецификациите на събирателния тръбопровод, при условие че операторът анализира проби от метан два пъти седмично, за да определи дали са постигнати спецификациите, и насочва метана в събирателен тръбопровод веднага щом спецификациите за тръбопровода бъдат изпълнени;

й)

по време на въвеждане в експлоатация на тръбопроводи, оборудване или съоръжения само за периода от време, необходим за продухване на въведените примеси от тръбопровода или оборудването;

к)

по време на вътрешнотръбно прочистване, продухване за ремонт, извеждане от експлоатация или продухване на тръбопровода за ремонт или поддръжка и само когато не е възможно задържането или пренасочването на газ към незасегната част от тръбопровода.

4.   Когато съгласно параграфи 2 и 3 изпускането в атмосферата е позволено, операторите изпускат в атмосферата само когато изгарянето във факел е технически неосъществимо поради липса на запалимост, неспособност за поддържане на пламък, поражда рискове за безопасността на операциите или личния състав, или когато би довело до по-вредно въздействие върху околната среда по отношение на емисиите. В такъв случай, като част от задълженията за докладване, определени в член 16, операторите уведомяват компетентните органи и им предоставят доказателства за необходимостта да използват изпускане в атмосферата вместо изгаряне във факел.

5.   Оборудване за изпускане в атмосферата се заменя с алтернативи, които не отделят емисии, когато такива алтернативи са предлагани на пазара и ако отговарят на стандартите или техническите предписания за компоненти, проектирани за изпускане в атмосферата, установени съгласно член 32.

6.   В допълнение към условията, установени съгласно параграфи 2 и 3, изгаряне във факел се позволява само, когато обратното нагнетяване в пластовете, използването на място, съхранението за по-късна употреба или изпращането на метана на пазара не са осъществими по причини, различни от икономически съображения. В такъв случай, като част от задълженията за докладване, определени в член 16, операторите доказват на компетентните органи необходимостта да използват изгаряне във факел вместо обратно нагнетяване в пластовете, използване на място, съхранение за по-късна употреба или изпращане на метана на пазара.

7.   Когато даден обект се изгражда, подменя или обновява изцяло, операторите инсталират и използват само предлагани на пазара пневматични устройства с нулеви емисии, компресори, резервоари за съхранение на атмосферно налягане, устройства за вземане на проби и измерване и сухи газови уплътнения. Когато даден обект се подменя или обновява частично, операторите инсталират и използват в тази част само предлагани на пазара пневматични устройства с нулеви емисии, компресори, резервоари за съхранение на атмосферно налягане, устройства за вземане на проби и измерване и сухи газови уплътнения.

8.   Операторите спазват настоящия член и без забавяне настоящия член и във всеки случай не по-късно от 5 февруари 2026 г. за съществуващи обекти и не по-късно от 12 месеца от датата на започване на експлоатацията на нови обекти. Когато операторите не са в състояние да изпълнят изискванията на настоящия член поради извънредно забавяне, причинено от необходимостта да получат разрешение или друго административно разрешение от съответните органи, или поради липсата на оборудване за изпускане в атмосферата или изгаряне във факел, те предоставят на компетентните органи подробен график за изпълнение. Този график включва достатъчно доказателства за изпълнението на условията, определени в настоящия параграф. Компетентните органи могат да изискат изменения на този график.

Член 16

Докладване на събития по изпускане в атмосферата и изгаряне във факел

1.   Операторите уведомяват компетентните органи за събития по изпускане в атмосферата и изгаряне във факел:

а)

причинени от извънредна ситуация или неизправност; или

б)

с обща продължителност от осем или повече часа в рамките на период от 24 часа от единично събитие.

Уведомяването, посочено в първа алинея, се извършва незабавно след събитието и най-късно в рамките на 48 часа от началото на събитието или момента, в който операторът е узнал за него, в съответствие с елементите, определени в приложение III.

Чрез дерогация от първа алинея контролираното изгаряне във факел по време на спирания, се докладва в годишния доклад.

2.   Операторите представят на компетентните органи годишни доклади за всички събития на изпускане в атмосферата и на изгаряне във факел, посочени в параграф 1 от настоящия член и в член 15, в съответствие с определените в приложение III елементи и като част от съответния доклад, посочен в член 12.

Член 17

Изисквания за ефикасност на унищожаване и премахване

1.   Когато даден обект е изграден, подменен или обновен изцяло или частично, или в случай че са инсталирани нови факелни тръби или други съоръжения за изгаряне, операторите инсталират само факелни тръби, съоръжения за изгаряне със самовъзпламенител или запалителна горелка с непрекъснато действие и с най-малко 99 % проектирана ефикасност на унищожаване и премахване.

2.   Операторите гарантират, че всички факелни тръби или други съоръжения за изгаряне съответстват на изискванията на параграф 1 до 5 февруари 2026 г.

3.   Операторите инспектират факелните тръби или другите съоръжения за изгаряне на всеки 15 дни в съответствие с приложение IV, освен когато те не се използват редовно. Когато факелните тръби или другите съоръжения за изгаряне не се използват редовно, операторите ги инспектират преди всяка употреба.

Като алтернатива на редовните инспекции, след одобрение от компетентните органи, операторите могат да използват системи за дистанционен или автоматизиран мониторинг, определени в съответствие с точки 1 и 2 от приложение IV.

Когато бъдат открити нередности, операторите разследват причината за нередността и я отстраняват в срок от шест часа, а в случай на тежки метеорологични явления или други екстремни условия – в рамките на шест часа след нормализирането на условията.

4.   Когато се използват самовъзпламенител или запалителна горелка с непрекъснато действие, операторите използват оборудване за непрекъснато наблюдение на основния пламък или на запалителния пламък, за да се гарантира, че няма да има изпускане в атмосферата поради изгасване на пламъка.

Член 18

Недействащи, временно запечатани и постоянно запечатани и изоставени кладенци

1.   До 5 август 2025 г. държавите членки изготвят и правят публично достъпна инвентаризацията на всички недействащи, временно запечатани и постоянно запечатани и изоставени кладенци на тяхна територия или под тяхна юрисдикция, които са регистрирани или когато съществува информация или доказателства за местоположението им или когато местоположението им може да бъде идентифицирано чрез полагането на всички разумни усилия. Тази инвентаризация включва най-малко елементите, посочени в част 1 от приложение V.

Държавите членки поддържат и актуализират тази инвентаризация, включително като полагат всички разумни усилия за локализиране и документиране на всички идентифицирани недействащи кладенци, временно запечатани кладенци и постоянно запечатани и изоставени кладенци, разположени на тяхна територия или под тяхна юрисдикция, въз основа на надеждна оценка, при която се вземат предвид най-актуалните научни констатации и най-добрите налични техники.

2.   Чрез дерогация от параграф 1 държавите членки, които уведомяват Комисията за доказателства за съществуването на тяхна територия или под тяхна юрисдикция на общо 40 000 или повече регистрирани недействащи кладенци, временно запечатани и постоянно запечатани и изоставени кладенци, могат да приемат план за завършване на инвентаризацията, посочена в параграф 1, и за количествено определяне на емисиите на метан или за доказване на отсъствието на емисии на метан, според случая, във връзка с тези кладенци, включително най-малко елементите, определени в част 1 от приложение V, и ги правят публично достъпни, при условие че:

а)

до 5 август 2025 г. най-малко 20 % от тези кладенци са включени в инвентаризацията, като се дава приоритет на недействащите и временно запечатаните кладенци;

б)

до 5 август 2026 г. най-малко 40 % от тези кладенци са включени в инвентаризацията;

в)

на всеки 12 месеца след 5 август 2026 г. допълнително най-малко 15 % от тези кладенци са включени в инвентаризацията;

г)

до 5 август 2030 г. всички кладенци са включени в инвентаризацията.

Този план подлежи на одобрение от компетентните органи.

3.   Без да се засягат разпоредбите на параграф 4, докладите, съдържащи информация за количественото определяне на емисиите на метан и, когато съществува оборудване за мониторинг на налягането, информацията относно мониторинга на налягането от всички недействащи и временно запечатани кладенци се представят на компетентните органи до 5 май 2026 г. и до 31 май всяка година след това.

Тези доклади включват количествено определяне на емисиите на метан във въздуха и водата и информация за мониторинга на налягането, когато е приложимо, като се използват стандартите или техническите предписания, установени в член 32. До датата на прилагане на тези стандарти или технически предписания операторите и държавите членки, според случая, следват най-съвременните промишлени практики и използват най-добрите налични технологии за измерване и количествено определяне на емисиите на метан.

Когато оператори или държави членки докладват за емисии на метан в рамките на международни или регионални споразумения, по които Съюзът или съответната държава членка е страна, посочените в настоящия параграф доклади могат да включват информация, докладвана в рамките на такива споразумения.

Докладите за недействащи кладенци и временно запечатани кладенци, разположени в държави членки, в които има общо 40 000 или повече недействащи, временно запечатани и постоянно запечатани и изоставени кладенци, се представят в срок от 12 месеца от включването на всеки от кладенците в инвентаризацията и до 31 май всяка година след това.

4.   Когато на компетентните органи е предоставена информация за количественото определяне на емисиите на метан и, когато съществува оборудване за мониторинг на налягането, данни от мониторинга на налягането, които доказват, че не е имало емисии на метан от временно запечатан кладенец на брега през последните пет години, параграф 3 престава да се прилага за този кладенец.

Когато на компетентните органи е предоставена информация за количественото определяне на емисиите на метан, а когато съществуват съоръжения за мониторинг на налягането — данни от мониторинга на налягането, които доказват, че през последните три години не е имало емисии на метан от разположен в морето недействащ кладенец или разположен в морето временно запечатан кладенец, параграф 3 престава да се прилага за този кладенец.

5.   Когато на компетентните органи са предоставени надеждни доказателства за материални количества емисии на метан в разположен в морето недействащ кладенец или временно запечатан кладенец след периода, посочен в параграф 4, или в постоянно запечатан и изоставен кладенец и когато тези доказателства са потвърдени от независима трета страна, компетентните органи вземат решение относно прилагането по отношение на този кладенец на задълженията, определени в настоящия член във връзка с временно запечатани кладенци.

6.   Когато се открият емисии на метан в недействащи кладенци, временно запечатани кладенци или постоянно запечатани и изоставени кладенци, държавите членки или отговорната страна съгласно параграф 8 предприемат всички необходими мерки, с които разполагат, за отстраняване, възстановяване и постоянно запечатване на този кладенец, според случая, когато е технически осъществимо и като вземат предвид въздействието върху околната среда от необходимите дейности с оглед на свързаното с това намаляване на емисиите на метан.

7.   Преди представянето им на компетентните органи, посочените в параграф 3 от настоящия член доклади се оценяват от проверяващ орган и включват декларация от проверката, издадена в съответствие с член 8.

8.   Държавите членки гарантират, че операторите изпълняват задълженията, определени в параграфи 3—7 и параграф 9. Когато оператор, собственик, лицензополучател или страна, отговорна по друг начин за кладенеца съгласно националното право, предостави на компетентния орган подходящи и надеждни доказателства, че не разполага с подходящите финансови средства за изпълнение на тези задължения, или когато отговорната страна не може да бъде установена, отговорност за тези задължения носи държавата членка.

9.   До 5 август 2026 г. държавите членки или отговорната съгласно параграф 8 страна разработват план за намаляване на емисиите, за отстраняване на замърсяването, възстановяване и постоянно запечатване на недействащи кладенци и временно запечатани кладенци, включително най-малко елементите, посочени в част 2 от приложение V, като го изпълняват в рамките на 12 месеца от представянето на първия доклад, посочен в параграф 3.

Чрез дерогация от първа алинея, когато държавата членка или отговорната съгласно параграф 8 страна може да докаже, че изпълнението на този план за намаляване на емисиите не е възможно в рамките на този срок поради съображения за безопасност, административни или технически съображения, тази държава членка или отговорна страна може да забави изпълнението му. Планът за намаляване на емисиите включва всички необходими доказателства, обосноваващи такова решение. В такива случаи изпълнението се извършва възможно най-скоро, като се гарантира, че крайната дата за действията за намаляване на емисиите за всеки кладенец не надвишава три години от представянето на първия доклад, посочен в параграф 3.

Компетентните органи могат да изискат от отговорната страна да промени плана за намаляване на емисиите, като вземат предвид изискванията на настоящия регламент.

Държавите членки или отговорната съгласно параграф 8 страна редовно актуализират плана за намаляване на емисиите в съответствие с инвентаризацията, посочена в параграф 1, и докладите, посочени в параграф 3, и всички промени или нова информация, получена от тях, и въз основа на надеждна оценка, като вземат предвид най-актуалните научни констатации и най-добрите налични техники.

В плановете за намаляване на емисиите се използва инвентаризацията, посочена в параграф 1 и докладите, посочени в параграф 3, с цел определяне на приоритетите за дейностите, включително:

а)

отстраняване на замърсяването, възстановяване и запечатване за постоянно на кладенците;

б)

възстановяване на съответните подходи или заобикалящата ги почва под водата, според случая;

в)

възстановяване на земята, водата, морското дъно и местообитанията, засегнати от кладенците и предишни операции;

г)

мониторинг, за да се гарантира, че запечатаните кладенци не са източник на емисии на метан в съответствие с настоящия член.

10.   Компетентните органи преглеждат докладите и плановете за намаляване на емисиите, посочени в настоящия член, и ги предоставят на обществеността и на Комисията в съответствие с член 5, параграф 4 в срок от три месеца от представянето им от оператора или от изпълнението на плана за намаляване на емисиите от държава членка.

11.   Без да се засягат директиви 2008/56/ЕО и 2013/30/ЕС, компетентните органи могат да решат да освободят нефтените и газовите кладенци, разположени в морето на дълбочина на водата, по-голяма от 700 метра, от изискванията по параграф 3 или 9 от настоящия член, ако могат да бъдат предоставени надеждни доказателства, че въздействието върху климата на потенциалните емисии на метан от тези кладенци е много вероятно да бъде незначително.

12.   Без да се засягат директиви 2008/56/ЕО и 2013/30/ЕС и с одобрението на компетентните органи, временно запечатани кладенци, разположени в морето, и постоянно запечатани и изоставени кладенци, разположени на дълбочина на водата между 200 и 700 метра, могат да бъдат освободени от изискванията по параграф 3 или 9 от настоящия член, ако операторът може да докаже, че въздействието върху климата на потенциалните емисии на метан от тези кладенци е много вероятно да бъде незначително чрез позоваване на оценка на въздействието върху околната среда, извършена преди сондирането или след аварии по време на експлоатацията.

ГЛАВА 4

ЕМИСИИ НА МЕТАН ВЪВ ВЪГЛИЩНИЯ СЕКТОР

Раздел I

Мониторинг и докладване в действащи въглищни мини

Член 19

Обхват

1.   Настоящият раздел се прилага по отношение на действащи подземни и открити въглищни мини.

2.   Емисиите на метан от действащи подземни въглищни мини включват следните емисии:

а)

емисии на метан от всички вентилационни шахти, използвани от оператора на мината;

б)

емисии на метан от дегазационни станции и от дегазационни уредби за метан, независимо дали са отделени в резултат на умишлено или неумишлено изпускане в атмосферата, или от непълно изгаряне във факел;

в)

емисии на метан, отделяни по време на дейности, извършвани след миннодобива и в района на въглищната мина.

3.   Емисиите на метан от действащи открити въглищни мини включват следните емисии:

а)

емисии на метан, отделяни във въглищна мина по време на миннодобивния процес;

б)

емисии на метан, отделяни по време на дейности, извършвани след миннодобива и в района на въглищната мина.

Член 20

Мониторинг и докладване

1.   По отношение на подземните въглищни мини операторите на мини извършват непрекъснато директни измервания при източника и количествено определяне на всички изпускателни вентилационни шахти. Операторите на мини докладват на компетентните органи емисиите на метан за всяка вентилационна шахта годишно в килотонове метан, като използват оборудване и методики, водещи до точност на измерването с допустимо отклонение от 0,5 килотона метан годишно или 5 % от докладваното количество в зависимост от това коя от двете стойности е по-ниска.

2.   Операторите на дегазационни станции извършват непрекъснати преки измервания при източника и количествено определяне на общо изпуснатия в атмосферата и изгорения във факел метан, независимо от причините, довели до такава дейност по изпускане в атмосферата и изгаряне във факел.

3.   За откритите въглищни мини операторите на мини използват специфични за находището емисионни фактори за метан от въглищни мини за количествено определяне на емисиите на метан, изпускани в резултат на миннодобивните операции. Операторите на мини установяват тези емисионни фактори на тримесечна база в съответствие с подходящи научни стандарти и като вземат предвид емисиите на метан от околните пластове.

4.   Посочените в параграфи 1, 2 и 3 измервания и количествено определяне се извършват в съответствие с приложимите стандарти или техническите предписания, установени в член 32. До датата на прилагане на тези стандарти или технически предписания операторите на мини следват най-съвременните промишлени практики и използват най-добрите налични технологии за измерване и количествено определяне на емисиите на метан. Операторите на мини предоставят на компетентните органи и на проверяващите органи информация относно използваните стандарти, включително международни стандарти или методики.

Що се отнася до непрекъснатите преки измервания при източника и количественото определяне, посочени в параграфи 1 и 2, когато част от измервателното оборудване не работи за определен период, показанията, отчетени през периодите, когато оборудването е работило, могат да се използват за оценка на данните на пропорционален принцип за периода, през който оборудването не е работило.

Оборудването, използвано за непрекъснатите преки измервания при източника и количественото определяне, посочени в параграфи 1 и 2, работи през повече от 90 % от срока, за който се използва за мониторинг на емисиите на метан, с изключение на времето за престой, необходимо за повторно калибриране и ремонти.

5.   Където е целесъобразно, операторите на мини оценяват емисиите на метан след въгледобива, като използват емисионните фактори, установени след въгледобива, които се актуализират ежегодно, въз основа на специфични за находищата проби от въглища и в съответствие с подходящи научни стандарти.

6.   До 5 август 2025 г. и до 31 май всяка година след това операторите на мини и операторите на дегазационни станции представят на компетентните органи доклад, съдържащ годишните данни за емисиите на метан при източника, в съответствие с настоящия член.

Този доклад обхваща последния наличен период в рамките на календарната година и включва елементите, посочени в част 1 от приложение VI за действащите подземни въглищни мини, част 2 от приложение VI за действащите открити въглищни мини и част 3 от приложение VI за дегазационните станции.

Преди да ги представят на компетентните органи, операторите на мини и операторите на дегазационни станции гарантират, че посочените в настоящия параграф доклади се оценяват от проверяващ орган и включват декларация от проверката, издадена в съответствие с член 8.

7.   Компетентните органи предоставят на обществеността и на Комисията в съответствие с член 5, параграф 4 посочените в настоящия член доклади в срок от три месеца от представянето им от операторите на мини.

Раздел II

Намаляване на емисиите на метан от действащи подземни въглищни мини

Член 21

Обхват

Настоящият раздел се прилага по отношение на емисиите на метан от подземни въглищни мини, посочени в член 19, параграф 2.

Член 22

Мерки за намаляване на емисиите

1.   Изгарянето във факел с проектирана ефикасност на унищожаване и премахване под 99 % и изпускането в атмосферата на метан от системи за дегазация се забранява от 1 януари 2025 г., освен в случай на извънредна ситуация или неизправност, или когато това е неизбежно и строго необходимо за поддръжката и с изключение на изпускането в атмосферата в съответствие с параграф 2. В тези случаи операторите на дегазационни станции изпускат в атмосферата метан единствено ако изгарянето във факел е технически неосъществимо или поражда рискове за безопасността на операциите или личния състав. В такъв случай, като част от задълженията за отчитане, определени в член 23, операторите на дегазационни станции доказват на компетентните органи необходимостта от изпускане в атмосферата вместо изгаряне във факел.

2.   Изпускането на метан в атмосферата през вентилационни шахти във въглищни мини, при което се отделят повече от пет тона метан/килотон добити въглища, различни от мините за коксуващи се въглища, се забранява от 1 януари 2027 г., освен в случай на извънредна ситуация.

Изпускането на метан в атмосферата през вентилационни шахти за всеки оператор на мина във въглищни мини, при което се отделят повече от три тона метан/килотон добити въглища, различни от мините за коксуващи се въглища, се забранява от 1 януари 2031 г., освен в случай на извънредна ситуация.

Посочените прагове се прилагат годишно за всяка мина и за всеки оператор, ако един субект експлоатира няколко мини.

Мерките, предприети в съответствие с настоящия параграф, не водят до влошаване на безопасността на работниците.

3.   До 5 август 2027 г. Комисията приема делегиран акт в съответствие с член 34 за допълване на настоящия регламент чрез налагане на ограничения за изпускане на метан в атмосферата от вентилационни шахти за мини за коксуващи се въглища.

4.   Без да се засягат членове 107 и 108 от Договора за функционирането на Европейския съюз (ДФЕС), държавите членки могат да използват система от стимули за намаляване на емисиите на метан въз основа на такси, налози или санкции, както е посочено в член 33, за да гарантират изпълнението от страна на операторите на съществуващи въглищни мини на задълженията по параграфи 1 и 2 от настоящия член.

Член 23

Докладване на събития по изпускане в атмосферата и изгаряне във факел

1.   От 1 януари 2025 г. операторите на дегазационни станции уведомяват компетентните органи за всички събития по изпускане в атмосферата и събития по изгаряне във факел, които са с проектирана ефикасност на унищожаване и премахване под 99 %:

а)

причинени от извънредна ситуация или неизправност,

б)

настъпващи неизбежно поради поддръжка на дегазационната уредба.

В съответствие с приложение VII това уведомяване се извършва незабавно след събитието и най-късно в срок от 48 часа от началото на събитието или момента, в който операторът е узнал за него.

2.   Компетентните органи предоставят на обществеността и на Комисията на годишна база в съответствие с член 5, параграф 4 представената им информация съгласно настоящия член.

Раздел III

Емисии на метан от закрити подземни въглищни мини и изоставени подземни въглищни мини

Член 24

Обхват

Настоящият раздел се прилага за следните емисии на метан от закрити подземни въглищни мини и изоставени подземни въглищни мини, където производството на въглища е преустановено след 3 август 1954 г.

а)

емисии на метан от всички вентилационни шахти, които продължават да отделят метан;

б)

емисии на метан от оборудване за въглищни мини, чието използване е преустановено;

в)

емисии на метан от други ясно определени точкови източници на емисии, както е посочено в част 1 от приложение VIII.

Член 25

Мониторинг и докладване

1.   До 5 август 2025 г. държавите членки изготвят и правят публично достъпна инвентаризация на всички закрити подземни въглищни мини и изоставени подземни въглищни мини на тяхна територия или под тяхна юрисдикция, където операциите са преустановени след 3 август 1954 г., в съответствие с методиката и като включват най-малко елементите, посочени в част 1 от приложение VIII.

2.   Считано от 5 май 2026 г. емисиите на метан се измерват във всички закрити подземни въглищни мини и изоставени подземни въглищни мини, където операциите са преустановени след 3 август 1954 г.

Измервателното оборудване се монтира на всички елементи, изброени в част 1, точка 1.5 от приложение VIII, за които е установено, че отделят над 0,5 тона метан годишно въз основа на инвентаризацията по параграф 1 от настоящия член. С това измервателно оборудване се правят преки измервания при източника или се извършва количествено определяне при източника в съответствие с приложимите стандарти или техническите предписания, установени в член 32 най-малко на всеки час и с достатъчно качество, за да се даде възможност за представителна оценка на годишните емисии на метан от всички елементи, изброени в част 1, точка 1.5 от приложение VIII, за които е установено, че отделят метан. До датата на прилагане на тези стандарти или технически предписания операторите на мини следват най-съвременните промишлени практики и използват най-добрите налични технологии за измерване и количествено определяне на емисиите на метан. Операторите на мини предоставят на компетентните органи и на проверяващите органи информация относно използваните стандарти, включително европейски или други международни стандарти, технически предписания или методики.

Оборудването за измерване работи през повече от 90 % от срока, за който се използва за мониторинг на емисиите, с изключение на времето за престой, необходимо за повторно калибриране и ремонт.

3.   Ако наблюдаваните годишни емисии на метан от някой от елементите, изброени в част 1, точка 1.5 от приложение VIII, са под 1 тон метан в продължение на шест последователни години в случай на наводнени подземни въглищни мини или 12 последователни години в случай на ненаводнени подземни въглищни мини, за този конкретен елемент не се извършват по-нататъшен мониторинг и докладване.

4.   По искане на отговорната страна компетентните органи могат да освободят закритите подземни въглищни мини и изоставените подземни въглищни мини от изискванията на параграфи 2 и 3 от настоящия член и част 1, точка 1.5 от приложение VIII, когато отговорната страна докаже, че тези мини са били напълно наводнени в продължение на най-малко 10 години преди датата на искането.

Това искане се придружава от доклад от отговорната страна. Този доклад доказва стабилизирането на хидрогеоложките условия, както и липсата на материални количества емисии на метан от съответната въглищна мина. Компетентните органи правят публично достъпен този доклад в съответствие с националното право.

5.   Когато компетентните органи получат надеждни доказателства за съществени количества емисии на метан от затворена подземна въглищна мина или изоставена подземна въглищна мина, както е посочено в параграф 4, задълженията, определени в параграфи 2 и 3, се прилагат за тази въглищна мина.

6.   Докладите, съдържащи оценки на годишните данни за емисиите на метан при източника, се представят на компетентните органи до 5 август 2026 г. и до 31 май всяка година след това.

Тези доклади обхващат последната налична календарна година и включват елементите, определени в част 2 от приложение VIII.

Преди да бъдат представени на компетентните органи, докладите, посочени в настоящия параграф, се оценяват от проверяващ орган. Те включват декларация за проверка, издадена в съответствие с член 8.

7.   Операторите на мини или държавите членки са отговорни за спазването на изискванията, посочени в параграфи 2 – 6 от настоящия член във връзка със закритите подземни въглищни мини. Държавите членки са отговорни за спазването на изискванията, посочени в параграфи 2 – 6 от настоящия член във връзка със закритите подземни въглищни мини. В случай на алтернативно използване на изоставени подземни въглищни мини притежателят на разрешителното, посочен в член 26, параграф 3, е отговорен за спазването на изискванията, посочени в параграфи 2, 3 и 6 от настоящия член.

8.   Компетентните органи предоставят на обществеността и на Комисията в съответствие с член 5, параграф 4 посочените в настоящия член доклади в срок от три месеца от представянето им от отговорната страна.

Член 26

Мерки за намаляване на неблагоприятното въздействие

1.   Въз основа на посочената в член 25 инвентаризация държавите членки разработват и прилагат план за намаляване на емисиите за справяне с емисиите на метан от закрити подземни въглищни мини и изоставени подземни въглищни мини, където операциите са преустановени след 3 август 1954 г.

Този план за намаляване на емисиите се представя на компетентните органи до 5 февруари 2027 г. Той включва ключови етапни цели за неговото изпълнение и най-малко елементите, посочени в част 3 от приложение VIII.

2.   Посоченото в член 25, параграф 2 оборудване за изпускане в атмосферата и изгаряне във факел се забранява от 1 януари 2030 г., освен когато използването на метан или намаляването на емисиите на метан не е технически осъществимо или поражда риск за околната среда, безопасността, включително тази на персонала, или здравето на хората. В такъв случай, като част от задълженията за докладване, определени в член 25, операторите на мини или държавите членки доказват необходимостта от изпускане в атмосферата или изгаряне във факел вместо използване на метан или намаляване на емисиите на метан.

3.   Разрешава се алтернативното използване на изоставени подземни въглищни мини след процедура за издаване на разрешение, адаптирана към конкретния вид алтернативно използване на изоставената подземна въглищна мина. Заявителят предоставя на компетентните органи подробен план с мерки за избягване на емисиите на метан. Притежателят на разрешително спазва задълженията за мониторинг, докладване и намаляване на емисиите съгласно член 25 и настоящия член.

4.   Без да се засяга приложимото секторно право на Съюза, за закрити подземни въглищни мини се разрешават съществуващите най-добри практики за намаляване на емисиите на метан.

ГЛАВА 5

ЕМИСИИ НА МЕТАН ОТ СУРОВ НЕФТ, ПРИРОДЕН ГАЗ И ВЪГЛИЩА, ПУСНАТИ НА ПАЗАРА НА СЪЮЗА

Член 27

Изисквания, приложими за вносителите

1.   До 5 май 2025 г. и до 31 май всяка година след това вносителите предоставят посочената в приложение IX информация на компетентните органи на държавата членка, в която са установени. Когато вносителите не предоставят цялата или част от тази информация, те предоставят солидна обосновка за този пропуск на тези компетентни органи, и определят действията, които са предприели, за да получат тази информация.

На Комисията се предоставя правомощието да приема делегирани актове в съответствие с член 34 за изменение на настоящия регламент чрез промяна на изискваната информация, която трябва да бъде предоставена от вносителите.

2.   До 5 август 2025 г. и до 31 август всяка година след това държавите членки представят на Комисията предоставената от вносителите информация.

Комисията предоставя наличната информация в съответствие с член 30.

Член 28

Еквивалентност на мерките за мониторинг, докладване и проверка

1.   От 1 януари 2027 г. вносителите доказват и докладват в съответствие с член 27, параграф 1 пред компетентните органи на държавата членка, в която са установени, че договорите, сключени или подновени на или след 4 август 2024 г. за доставка на суров нефт, природен газ или въглища, произведени извън Съюза, обхващат само суров нефт, природен газ или въглища, които са предмет на мерки за мониторинг, докладване и проверка, прилагани на равнището на производителя, които са равностойни на предвидените в настоящия регламент.

2.   За договорите, сключени преди 4 август 2024 г. за доставка на суров нефт, природен газ или въглища, произведени извън Съюза, вносителите полагат всички разумни усилия, за да изискат суровият нефт, природният газ или въглищата да подлежат на мерки за мониторинг, докладване и проверка, прилагани на равнището на производителя, които са равностойни на определените в настоящия регламент. Тези усилия могат да включват изменение на тези договори.

От 1 януари 2027 г. вносителите ежегодно информират компетентните органи на държавата членка, в която са установени, за резултатите от тези усилия, като част от информацията, която трябва да бъде предоставена съгласно член 27, параграф 1, и в случай на непредприемане на такива усилия, предоставят солидна обосновка за този пропуск на тези компетентни органи и определят действията, които са предприели като част от тези усилия.

3.   Комисията издава препоръки, съдържащи незадължителни образци на клаузи, свързани с информацията, която трябва да бъде предоставена за целите на параграфи 1 и 2, която да се използва от вносителите, които пускат суров нефт, природен газ и въглища на пазара на Съюза в процеса на изменение или подновяване на съществуващи договори или подписване на нови договори за доставка на суров нефт, природен газ и въглища.

4.   Компетентните органи на държавите членки защитават поверителността на информацията, получена от вносителите съгласно настоящия член, в съответствие с правото на Съюза. Компетентните органи предоставят тази информация на Комисията, която защитава нейната поверителност в съответствие с правото на Съюза.

5.   За целите на настоящия член мерките за мониторинг, докладване и проверка се считат за еквивалентни на предвидените в настоящия регламент в следните случаи:

а)

суровият нефт, природният газ и въглищата подлежат на независима проверка от трета страна, равностойна на посочената в членове 8 и 9, и производителят, установен в трета държава, прилага:

i)

за суровия нефт и природния газ — мерки за мониторинг и докладване, гарантиращи количествено определяне на емисиите на метан, еквивалентни на посочените в член 12, или мониторинг и докладване на равнище 5 от OGMP 2.0;

ii)

за въглища —мерки за мониторинг и докладване, еквивалентни на посочените в член20; или

б)

третата държава е въвела и прилага по отношение на производителите и износителите, установени в тази трета държава и доставящи суров нефт, природен газ или въглища на пазара на Съюза, регулаторна рамка за мониторинг, докладване и проверка, която е най-малко равностойна на прилаганата в Съюза; по-специално третата държава е доказала, че тези изисквания за мониторинг и докладване гарантират най-малко количествено определяне при източника и при обекта и редовно докладване, равностойни на определените в член 12 за суровия нефт и природния газ и в член 20 — за въглищата, и че са налице ефективни проверки от независима трета страна, равностойни на посочените в членове 8 и 9, както и ефективен надзор и правоприлагане.

6.   За целите на параграф 5, буква б) Комисията определя чрез акт за изпълнение процедурата и изискванията относно доказателствата, които трябва да бъдат представени от трета държава за установяване на еквивалентност. Този акт за изпълнение се приема в съответствие с процедурата по разглеждане, посочена в член 35, параграф 3.

Процедурата за установяване на еквивалентност може да бъде започната по искане на трета държава или от Комисията.

Комисията работи активно с всички трети държави, изнасящи суров нефт, природен газ или въглища за пазара на Съюза, за да получи тяхното съгласие за започване на такава процедура, като взема предвид количеството, внесено от тези трети държави, и потенциала им за намаляване на техните емисии на метан.

Еквивалентността се установява от Комисията чрез актове за изпълнение за всяка съответна трета държава само когато третата държава отговаря на всички условия, посочени в параграф 5, буква б) от настоящия член, и са представени всички необходими доказателства. Тези актове за изпълнение се приемат в съответствие с процедурата по разглеждане, посочена в член 35, параграф 3 от настоящия член. Комисията се въздържа от приемането на такива актове за изпълнение, когато приемането им би довело до заобикаляне на ограничителните мерки, приети съгласно член 215 от ДФЕС, ограничаващи вноса на суров нефт, природен газ или въглища.

Еквивалентността може да бъде отменена по всяко време от Комисията чрез акт за изпълнение, когато третата държава вече не отговаря, съгласно правото или практиката, на условията, посочени в параграф 5, буква б) от настоящия член, за период от най-малко 12 месеца. Този акт за изпълнение се приема в съответствие с процедурата по разглеждане, посочена в член 35, параграф 3. Преди да приеме този акт за изпълнение, Комисията уведомява третата държава за своите опасения и ѝ дава възможност да изложи становището си.

При изготвянето на актовете за изпълнение, посочени в настоящия параграф, Комисията информира Координационната група за нефта и нефтопродуктите, създадена с Директива 2009/119/ЕО на Съвета (28), Координационната група по природния газ, създадена с Регламент (ЕС) 2017/1938 на Европейския парламент и на Съвета (29), и Групата за координация в областта на електроенергетиката, създадена от Комисията, както и други съответни заинтересовани страни. Тeзи актове за изпълнение влиза в сила не по-рано от 30 календарни дни след датата на приемането им.

7.   Вносителите се освобождават от задълженията за докладване, посочени в параграфи 1 и 2, когато внасят суров нефт, природен газ или въглища от трета държава, за която е установена еквивалентност в съответствие с параграф 6.

8.   От 4 август 2024 г., когато е целесъобразно и при спазване на приложимите процедури, Комисията предлага и цели Съюзът да установи рамки за сътрудничество с трети държави, от които Съюзът внася суров нефт, природен газ или въглища, за да ги подпомогне при създаването на система за мониторинг, докладване и проверка, еквивалентна на установената в настоящия регламент. Комисията не препоръчва установяването на такива рамки за сътрудничество, когато те биха довели до заобикаляне на ограничителните мерки, приети съгласно член 215 от ДФЕС във връзка с вноса на суров нефт, природен газ или въглища.

Член 29

Интензитет на метана при производството на суров нефт, природен газ и въглища

1.   До 5 август 2028 г. и всяка година след това за договорите за доставка, сключени или подновени на или след 4 август 2024 г., производителите и съгласно член 27, параграф 1 вносителите от Съюза докладват на компетентните органи на държавата членка, в която са установени, интензитетът на метан при производството на суров нефт, природен газ и въглища, пуснати от тях на пазара на Съюза, изчислен в съответствие с методиката, определена съгласно параграф 4 от настоящия член.

За договори за доставка, сключени преди 4 август 2024 г., производителите и съгласно член 27, параграф 1 вносителите от Съюза полагат всички разумни усилия да докладват на компетентните органи на държавата членка, в която са установени, интензитетът на метан при производството на суров нефт, природен газ и въглища, пуснати от тях на пазара на Съюза, изчислен в съответствие с методиката, определена съгласно параграф 4 от настоящия член. От 5 август 2028 г. производителите и вносителите от Съюза, които пускат суров нефт, природен газ или въглища на пазара на Съюза, докладват ежегодно на компетентните органи на държавата членка, в която са установени, за резултатите от тези усилия.

2.   До 5 август 2030 г. и всяка година след това производителите и вносителите от Съюза, които пускат суров нефт, природен газ и въглища на пазара на Съюза по договори за доставка, сключени или подновени след 5 август 2030 г., доказват на компетентните органи на държавата членка, в която са установени, че интензитетът на метан при производството на суров нефт, природен газ и въглища, пуснати от тях на пазара на Съюза, изчислен в съответствие с методиката, определена съгласно параграф 4, е под максималните стойности на интензитета на метана, установени в съответствие с параграф 6 за насърчаване на намаляването на глобалните емисии на метан за тези продукти.

3.   Компетентните органи на държавите членки защитават поверителността на информацията, получена от производителите или вносителите от Съюза съгласно настоящия член, в съответствие с правото на Съюза. Компетентните органи предоставят тази информация на Комисията, която защитава нейната поверителност в съответствие с правото на Съюза.

4.   До 5 август 2027 г. Комисията приема делегиран акт в съответствие с член 34 за допълване на настоящия регламент чрез определяне на методиката за изчисляване на равнището на производителя на интензитета на метан при производството на суров нефт, природен газ и въглища, пуснати на пазара на Съюза. Тази методика взема предвид различните производствени процеси и условия на обекта, както и съществуващите международни методики и най-добри практики за изчисляване на интензитета на метана. Тази методика е недискриминационна и се основава на прозрачни и обективни критерии. При изготвянето на такива делегирани актове Комисията информира Координационната група за нефта и нефтопродуктите, Групата за координация по природния газ, Групата за координация в областта на електроенергетиката, и други съответни заинтересовани страни.

5.   До 5 август 2029 г. Комисията оценява потенциалното въздействие на различните равнища на максималните стойности на интензитета на метана, свързани със суров нефт, природен газ и въглища, пуснати на пазара на Съюза на равнището на производителя, и представя доклад на Европейския парламент и на Съвета. Този доклад включва оценка на потенциалното намаляване на емисиите на метан в световен мащаб, на въздействието върху сигурността на енергийните доставки на равнището на Съюза и на национално равнище и върху конкурентоспособността на икономиката на Съюза, както и на потенциалните нарушения на световния и регионалния пазар. Този доклад включва и оценка на пазара по отношение на интензитета на метана на настоящите и бъдещите доставки за Съюза до 2049 г., както чрез дългосрочни договори, така и чрез спот покупки. В тази оценка се анализира ситуацията по държави членки, като се вземат предвид договорните задължения, поети преди 4 август 2024 г., капацитетът на енергийната инфраструктура и потенциалните ограничения.

6.   Въз основа на оценката, посочена в параграф 5, и въз основа на обективни критерии Комисията приема делегирани актове в съответствие с член 34 за допълване на настоящия регламент, като определя максималните стойности на интензитета на метана, свързани с производството на суров нефт, природен газ и въглища, пуснати на пазара на Съюза, на равнището на производителя. Тези делегирани актове са в съответствие с методиката за изчисляване на интензитета на метана при производството на суров нефт, природен газ и въглища, пуснати на пазара на Съюза, определена в съответствие с настоящия член. В тези делегирани актове се определят и различни класове на интензитет на метана за суровия нефт, природния газ и въглищата. Тези максимални стойности на интензитета на метана се определят поотделно за суровия нефт, природния газ и въглищата, като се обхващат класът или класовете с най-добри показатели. Тези максимални стойности на интензитета на метана и класове на интензитет на метана отчитат различните източници, производствени процеси и условия на обекта и се определят на равнища, които насърчават намаляването на глобалните емисии на метан във връзка със суровия нефт, природния газ и въглищата, пуснати на пазара на Съюза, като същевременно се запазва сигурността на енергийните доставки на равнището на Съюза и на национално равнище, гарантира се балансирано разпределение на количествата суров нефт, природен газ и въглища, пуснати на пазара на Съюза, както и недискриминационно третиране, и се защитава конкурентоспособността на икономиката на Съюза.

Член 30

База данни за прозрачност за метана и профил на метановите показатели

1.   До 5 февруари 2026 г. Комисията създава и поддържа база данни за прозрачност за метана, включително съответната информация за държавите членки и третите държави, предприятията, вносителите и обемите суров нефт, природен газ и въглища, пуснати на пазара на Съюза, и по-специално информацията, която ѝ е предоставена съгласно член 12, параграф 8, член 18, параграф 10, член 20, параграф 7, член 23, параграф 2, член 25, параграф 8, член 27, параграф 2, член 28, параграф 4 и член 29, параграф 3.

2.   Освен посочената в параграф 1 информация базата данни включва най-малко следното:

а)

списък на третите държави, в които суровият нефт, природният газ или въглищата са произведени и от които са изнесени за Съюза;

б)

следната информация за всяка държава членка или трета държава, посочени в буква а):

i)

дали има въведени задължителни регулаторни мерки относно емисиите на метан в сектора на енергетиката, обхващащи определените в настоящия регламент мерки относно измерването, докладването, проверката и намаляването на емисиите на метан в сектора на енергетиката, по-специално ограничаване на изпускането в атмосферата и изгарянето във факел;

ii)

дали е подписала Парижкото споразумение, прието съгласно Рамковата конвенция на ООН по изменение на климата (РКООНИК), и дали се е присъединила към Глобалния ангажимент за метана;

iii)

дали представя национални доклади за инвентаризацията в съответствие с изискванията на РКООНИК, когато е приложимо;

iv)

дали националните доклади за инвентаризация, представени съгласно РКООНИК, включват докладване от ниво 3 на емисиите на метан в сектора на енергетиката, когато е приложимо, и посочване на категориите емисии на метан, докладвани на ниво 3;

v)

количеството на емисиите на метан в сектора на енергетиката, посочено в националните доклади за инвентаризация, представени съгласно РКООНИК, когато е приложимо, и дали тези данни са били подложени на независима проверка;

vi)

когато са налични, електронни връзки към национални източници на данни с информация относно емисиите на метан в сектора на енергетиката;

в)

за всяка държава членка — списък на вносителите, които пускат суров нефт, природен газ или въглища на пазара на Съюза;

г)

следната информация за всяка трета държава, посочена в буква а):

i)

списък на производителите или износителите на суров нефт, природен газ или въглища в Съюза, според случая, и информация относно това дали те са част от глобални инициативи за намаляване на емисиите на метан, като например OGMP и Инициативата за нулево планово изгаряне във факел;

ii)

ориентировъчни стойности за оценка на емисиите на метан, свързани с транспорта на суров нефт, природен газ и въглища.

Базата данни за прозрачност на метана служи като информационен инструмент, който трябва да се оповести безплатно.

В базата данни за прозрачност на метана се посочва къде качеството и надеждността на подадената информация са били проверени от независими трети страни.

3.   До 5 август 2026 г., въз основа на информацията, налична в базата данни за прозрачност на метана, Комисията публикува профилите на метановите показатели на държавите членки и на производителите или вносителите от Съюза, според случая, които пускат суров нефт, природен газ или въглища на пазара на Съюза, както и на трети държави, от които Съюзът внася суров нефт, природен газ или въглища, и на производители или износители от трети държави, които ги предоставят на Съюза.

4.   Профилите на метановите показатели, публикувани в съответствие с параграф 3, се актуализират ежегодно и съдържат най-малко и когато е приложимо:

а)

емисиите на метан, свързани със суров нефт, природен газ и въглища, пуснати на пазара на Съюза, и оценка на качеството на данните за докладваните емисии на метан, включително равнището на докладване на OGMP 2.0, когато е приложимо;

б)

оценка на усилията, предприети за мониторинг, докладване и намаляване на емисиите на метан от производители или вносители от Съюза, както и от производители или износители от трети държави, които пускат суров нефт, природен газ или въглища на пазара на Съюза, включително по региони, когато е приложимо;

в)

анализ на събитията със свръхемисии, настъпили в държави членки или в трети държави, от които Съюзът внася суров нефт, природен газ или въглища, и какви мерки са предприети по отношение на тези събития.

5.   Профилите на метановите показатели, публикувани в съответствие с параграф 3, са безплатно оповестени онлайн.

6.   Настоящият член се прилага, без да се засяга Директива (ЕС) 2016/943.

Член 31

Инструмент за глобален мониторинг на метана и механизъм за бързо реагиране

1.   До 5 август 2026 г. Комисията създава глобален инструмент за мониторинг на метана, който се основава на спътникови данни и данни от няколко сертифицирани доставчици на данни и услуги, включително компонента „Коперник“ на космическата програма на Съюза, създадена с Регламент (ЕС) 2021/696. За тази цел Комисията може да използва съществуващите международни инструменти или рамки, когато има такива.

Инструментът за глобален мониторинг на метана се оповестява публично и с него се предоставят редовни актуализации най-малко за настъпването, мащаба и местоположението на събития с високи емисии на метан от енергийни източници в рамките на Съюза или извън него.

2.   До 5 февруари 2026 г. Комисията създава механизъм за бързо реагиране с цел справяне със събитията със свръхемисии.

Комисията незабавно уведомява държавата членка или третата държава, под чиято юрисдикция е настъпило събитието, за всяко открито събитие със свръхемисии, в зависимост от случая. Когато е осъществимо, Комисията уведомява също така производителя, свързан с източника или набора от свързани източници, които отделят метан. Това уведомление включва искане за своевременно предоставяне на допълнителна информация относно събитието със свръхемисии и коригиращите мерки, които са предприети или се планира да бъдат предприети за намаляване на емисиите или за спиране на събитието, включително срока, в който тези мерки трябва да се осъществят. Комисията установява всички необходими контакти, за да получи и провери информацията, получена във връзка със събитието, включително, когато е приложимо, в сътрудничество с компетентните международни организации. За тази цел Комисията може да използва съществуващите международни инструменти или рамки, когато има такива.

3.   Комисията предлага да се установят от името на Съюза двустранни диалози с трети държави, от които Съюзът внася суров нефт, природен газ или въглища, с цел да се създаде рамка за обмен на информация и система за ранно откриване и предупреждение с цел взаимно откриване и сигнализиране за настъпването на събития със свръхемисии и коригиращи мерки, които са предприети или предстои да бъдат предприети с цел предотвратяване или спиране на такива събития. Тези диалози имат за цел също така да определят начини за ускоряване на намаляването на емисиите на метан в сектора на енергетиката и, ако е необходимо, могат да предложат обмен на най-добри практики и съвети за въвеждане на мерки за мониторинг, докладване, проверка и намаляване, еквивалентни на установените в настоящия регламент.

Комисията не предлага установяване на двустранен диалог с трети държави, когато това би заобиколило ограничителните мерки, приети съгласно член 215 от ДФЕС, във връзка с вноса на суров нефт, природен газ и въглища.

4.   Въз основа на мониторинга, извършван в контекста на диалозите, посочени в параграфи 2 и 3, Комисията информира Европейския парламент и Съвета за уведомленията за събития със свръхемисии и за прилагането на мерки за отстраняване в Съюза и в трети държави, от които Съюзът внася суров нефт, природен газ или въглища, както и за всяко потенциално въздействие върху сигурността на енергийните доставки на равнището на Съюза и на национално равнище.

5.   Настоящият член се прилага, без да се засяга Директива (ЕС) 2016/943.

ГЛАВА 6

ЗАКЛЮЧИТЕЛНИ РАЗПОРЕДБИ

Член 32

Стандарти и технически предписания

1.   В съответствие с член 10, параграфи 1 — 5 от Регламент (ЕС) № 1025/2012 Комисията изисква от една или повече европейски организации за стандартизация да изготвят хармонизирани стандарти за:

а)

измерването и количественото определяне на емисиите на метан, посочени в член 12, параграф 5;

б)

прегледите за LDAR, посочени в член 14, параграф 1;

в)

оборудването, посочено в член 15, параграфи 3 и (5);

г)

количественото определяне на емисиите на метан, посочено в член 18, параграф 3; и

д)

измерването и количественото определяне на емисиите на метан, посочени в член 20, параграф 4 и член 25, параграф 2.

След като получи проект на стандарт от европейска организация за стандартизация, Комисията оценява неговото съответствие със съответното искане за стандартизация, с настоящия регламент и с останалото приложимо право на Съюза.

На Комисията се предоставя правомощието да приема делегирани актове в съответствие с член 34 за допълване на настоящия регламент чрез определяне на задължителни стандарти или части от такива, както е посочено в настоящия параграф.

2.   Когато не е приет делегиран акт в съответствие с параграф 1 от настоящия член, на Комисията се предоставя правомощието да приема делегирани актове в съответствие с член 34 за допълване на настоящия регламент чрез установяване на задължителни технически предписания или части от такива за целите на:

а)

измерването и количественото определяне на емисиите на метан, посочени в член 12, параграф 5;

б)

прегледите за LDAR, посочени в член 14, параграф 1;

в)

оборудването, посочено в член 15, параграфи 3 и 5;

г)

количественото определяне на емисиите на метан, посочено в член 18, параграф 3; и

д)

измерването и количественото определяне на емисиите на метан, посочени в член 20, параграф 4 и член 25, параграф 2.

Комисията може да приема тези делегирани актове само когато е подала искане за стандартизация до една или повече европейски организации за стандартизация и е изпълнено някое от следните условия:

а)

искането не е прието;

б)

исканите стандарти не са представени в определения краен срок;

в)

стандартите, изготвени от европейските организации за стандартизация, не отговарят на искането; или

г)

стандартите, изготвени от европейската организация за стандартизация, се считат за недостатъчни, за да покрият изцяло или частично изискванията на настоящия регламент.

Член 33

Санкции

1.   Държавите членки установяват система от санкции, приложими при нарушение на разпоредби на настоящия регламент, и вземат всички мерки, необходими за осигуряване на прилагането им.

Предвидените санкции са ефективни, съразмерни и възпиращи и включват най-малкото:

а)

глоби, съразмерни на щетите върху околната среда и въздействието върху безопасността и здравето на човека, определени на равнище, което:

i)

най-малкото ефективно лишава отговорните лица от икономическите ползи, произтичащи от нарушението; и

ii)

при повтарящи се тежки нарушения постепенно се увеличава;

б)

периодични финансови санкции, които да принудят операторите, предприятията, операторите на мини или вносителите да преустановят установено нарушение, да се съобразят с решение, с което се разпореждат коригиращи действия или коригиращи мерки, да представят информация или да се подложат на инспекция, според случая.

Държавите членки уведомяват Комисията за тези правила и мерки до 5 август 2025 г. и я уведомяват незабавно за всяко последващо изменение, което ги засяга.

2.   Държавите членки гарантират в съответствие с националното право, че компетентните органи имат правомощията да налагат най-малкото следните административни санкции и административни мерки за нарушения на член 12, член 14, параграф 14, член 16, параграф 2, член 20, член 23, параграф 1, член 27, параграф 1, член 28, параграфи 1 и 2 и член 29, параграфи 1 и 2, при условие че не се застрашава сигурността на енергийните доставки:

а)

приемане на решение, изискващо от лицето да прекрати нарушението;

б)

разпореждане на конфискация на реализираната печалба или избегнатата загуба в резултат на нарушенията, доколкото размерът им може да бъде определен;

в)

издаване на предупреждения или известия до обществеността;

г)

приемане на решение за налагане на периодични имуществени санкции;

д)

приемане на решение за налагане на административни глоби.

По отношение на юридическите лица размерът на административните глоби, посочени в буква д), не надвишава 20 % от годишния оборот за предходната финансова година. По отношение на физическите лица размерът на тези глоби не надвишава 20 % от годишния доход за предходната календарна година.

3.   Когато правната система на държавата членка не предвижда административни глоби, глоби може да налагат компетентните национални съдилища по искане на компетентните органи. Тези глоби трябва да са ефективни и техният ефект да е равностоен на този на административните глоби, налагани от административните органи.

4.   При упражняването на правомощията си по настоящия член компетентните органи осъществяват тясно сътрудничество, за да се уверят, че правомощията им се упражняват и административните санкции и административните мерки, които налагат, се определят и прилагат ефективно и последователно в целия Съюз.

5.   На санкции подлежат най-малкото следните нарушения:

а)

неоказване от операторите, предприятията, операторите на мини или вносителите на необходимото съдействие на компетентните или проверяващите органи за изпълнението на техните задачи в съответствие с настоящия регламент;

б)

неизвършване от операторите или операторите на мини на действията, предписани в докладите от инспекциите, посочени в член 6, параграфи 5 и 6;

в)

непредставяне от операторите или операторите на мини на докладите за емисиите на метан съгласно изискванията в член 12, член 18, параграф 3, член 20 и член 25, параграф 6, включително на декларацията от проверката, издадена от независим проверяващ орган в съответствие с член 8, параграф 4;

г)

непредставяне от операторите на програма за LDAR в съответствие с член 14, параграф 1 или непровеждане на преглед за LDAR в съответствие с член 14, параграфи 2, 5 и 6;

д)

неизвършване от операторите на ремонт или замяна на компоненти и на постоянен преглед на компонентите и нерегистрирането на течове в съответствие с член 14, параграфи 8—13;

е)

непредставяне от операторите на доклад в съответствие с член 14, параграф 14;

ж)

изпускане в атмосферата или изгаряне във факел, включително планово изгаряне във факел, от операторите или операторите на мини, с изключение на случаите, предвидени в член 15, параграфи 2 и 3, член 22, параграфи 1 и 2 и член 26, параграф 2;

з)

неспособност на операторите или операторите на мини да докажат необходимостта да използват изпускане в атмосферата — вместо изгаряне във факел, и изгаряне във факел — вместо обратно нагнетяване в пластовете, използване на място, съхранение за по-късна употреба или изпращане на метана на пазара — в случай на оператори, или използване или намаляване на емисиите — в случай на оператори на мини, в съответствие с член 15, параграфи 4 и 6, член 22, параграфи 1 и 2 и член 26, параграф 2;

и)

незамяна или неизползване от операторите на оборудването за изпускане в съответствие с член 15, параграф 5 и 7;

й)

неуведомяване или недокладване от операторите или операторите на мини на събития по изпускане в атмосферата и изгаряне във факел в съответствие с член 16, член 23, параграф 1 или член 26, според случая;

к)

използване на факелни тръби или съоръжения за изгаряне в нарушение на изискванията, определени в членове 17, 22 и 23;

л)

неприлагане от отговорната страна на мерки за намаляване на емисиите в съответствие с член 18, параграфи 6 и 9;

м)

непредставяне от вносителите на информацията, изисквана в съответствие с член 27, параграф 1 и приложение IХ;

н)

непредставяне от вносителите на информацията, изисквана в съответствие с член 28, параграфи 1 и 2;

о)

непредставяне от производителите или вносителите от Съюза на информацията, изисквана в съответствие с член 29, параграфи 1 и 2;

п)

неспазване от страна на производителите или вносителите от Съюза на максималните стойности на интензитета на метана, установени в делегираните актове, приети в съответствие с член 29, параграф 6.

6.   Когато бъдат изпълнени условията, посочени в член 15, параграф 8, държавите членки разглеждат възможността да намалят санкциите на операторите или да не им наложат такива за периода на изпълнение, който националните органи счетат за необходим.

7.   Държавите членки вземат предвид най-малко следните ориентировъчни критерии за налагането на санкции, когато е целесъобразно:

а)

продължителността или временните ефекти, естеството и тежестта на нарушението;

б)

всяко действие, предприето от оператора, предприятието, оператора на мина или вносителя за своевременно намаляване или коригиране на вредата;

в)

дали нарушението е извършено умишлено, или поради небрежност;

г)

всички предишни или повтарящи се нарушения на оператора, предприятието, оператора на мина или вносителя;

д)

реализираните икономически ползи или избегнатите загуби — пряко или косвено — от оператора, предприятието, оператора на мина или вносителя вследствие на нарушението, ако са налични съответните данни;

е)

размера на оператора, предприятието, оператора на мина или вносителя;

ж)

степента на оказване на съдействие на органите;

з)

начина, по който нарушението е станало известно на органите, по-специално дали и до каква степен операторите, предприятията, операторите на мини или вносителите своевременно са уведомили за нарушението;

и)

всеки друг утежняващ или смекчаващ фактор, приложим за обстоятелствата по случая, включително действия на трети страни.

8.   Държавите членки публикуват ежегодно информация за вида и размера на санкциите, наложени съгласно настоящия регламент, нарушенията и операторите, предприятията, операторите на мини или вносителите, на които са наложени санкции.

Когато е приложимо, тази информация се съобщава в съответствие с член 22 от Директива (EС) 2024/1203 на Европейския парламент и на Съвета (30).

Член 34

Упражняване на делегирането

1.   Правомощието да приема делегирани актове се предоставя на Комисията при спазване на предвидените в настоящия член условия.

2.   Правомощието да приема делегирани актове, посочено в член 22 параграф 3, член 27, параграф 1, член 29, параграфи 4 и 6 и член 32, се предоставя на Комисията за срок от пет години, считано от 4 август 2024 г., и се продължава мълчаливо за срокове с еднаква продължителност.

3.   Делегирането на правомощия, посочено в член 22, параграф 3, член 27, параграф 1, член 29, параграфи 4 и 6 и член 32, може да бъде оттеглено по всяко време от Европейския парламент или от Съвета. С решението за оттегляне се прекратява посоченото в него делегиране на правомощия. Оттеглянето поражда действие в деня след публикуването на решението в Официален вестник на Европейския съюз или на по-късна дата, посочена в решението. То не засяга действителността на делегираните актове, които вече са в сила.

4.   Преди приемането на делегиран акт Комисията се консултира с експерти, определени от всяка държава членка в съответствие с принципите, залегнали в Междуинституционалното споразумение от 13 април 2016 г. за по-добро законотворчество.

5.   Веднага след като приеме делегиран акт, Комисията нотифицира акта едновременно на Европейския парламент и на Съвета.

6.   Делегиран акт, приет съгласно член 22, параграф 3, член 27, параграф 1, член 29, параграфи 4 и 6 или член 32, влиза в сила единствено ако нито Европейският парламент, нито Съветът не са представили възражения в срок от два месеца след нотифицирането на същия акт на Европейския парламент и Съвета или ако преди изтичането на този срок и Европейският парламент, и Съветът са уведомили Комисията, че няма да представят възражения. Посоченият срок може да се удължи с два месеца по инициатива на Европейския парламент или на Съвета.

Член 35

Процедура на комитет

1.   Комисията се подпомага от Комитета за Енергийния съюз, създаден с член 44 от Регламент (ЕС) 2018/1999. Този комитет е комитет по смисъла на Регламент (ЕС) № 182/2011.

2.   При позоваване на настоящия параграф се прилага член 4 от Регламент (ЕС) № 182/2011.

3.   При позоваване на настоящия параграф се прилага член 5 от Регламент (ЕС) № 182/2011.

Член 36

Мониторинг, преглед и доклади от Комисията

1.   Комисията извършва мониторинг и преглед на прилагането на настоящия регламент и до 1 януари 2028 г., както и на всеки пет години след това, представя доклад на Европейския парламент и на Съвета.

2.   В първия доклад, посочен в параграф 1, се прави преглед по-специално на следното:

а)

ефективността и ефикасността на настоящия регламент за установяването на прозрачни и точни правила за измерване, докладване и проверка и за намаляването на емисиите на метан, свързани с производството на суров нефт, природен газ и въглища, пуснати на пазара на Съюза;

б)

ако е осъществимо, постигнатото в резултат на настоящия регламент равнище на намаляване на емисиите на метан, свързани с производството на суров нефт, природен газ и въглища, пуснати на пазара на Съюза;

в)

дали са необходими допълнителни или алтернативни мерки за насърчаване и ускоряване на намаляването на емисиите на метан във веригата на стойността на суровия нефт, природния газ и въглищата, пуснати на пазара на Съюза, за да се подкрепят целта на Съюза за нулеви нетни емисии на парникови газове до 2050 г. и ангажиментите, поети съгласно Парижкото споразумение.

В прегледа се отчита приложимото законодателство на Съюза в свързаните области. Когато е целесъобразно, Комисията представя на Европейския парламент и на Съвета, заедно със своя доклад, законодателно предложение, като взема предвид съответното законодателство на Съюза в свързаните области.

3.   За целите на настоящия член Комисията може да изисква информация от държавите членки и компетентните органи и взема по-специално предвид информацията, предоставена от държавите членки в техните интегрирани национални планове в областта на енергетиката и климата, в актуализациите на тези планове и в техните национални доклади за напредъка в областта на енергетиката и климата съгласно Регламент (ЕС) 2018/1999.

Член 37

Изменение на Регламент (ЕС) 2019/942

В член 15 от Регламент (ЕС) 2019/942 се добавя следният параграф:

„8.   На всеки три години, след като се консултира с държавите членки, ACER определя и прави публично достъпен набор от показатели и съответните базови стойности за сравнение на единичните инвестиционни разходи, свързани с измерването, количественото определяне, мониторинга, докладването, проверката и намаляването на емисиите на метан, включително изпускането в атмосферата и изгарянето във факел, за съпоставими проекти. ACER издава препоръки относно показателите и базовите стойности за единичните инвестиционни разходи за целите на спазването на задълженията съгласно Регламент (ЕС) 2024/1787 на Европейския парламент и на Съвета (*1), както е предвидено в член 3 от посочения регламент.

Член 38

Влизане в сила

Настоящият регламент влиза в сила на двадесетия ден след публикуването му в Официален вестник на Европейския съюз.

Настоящият регламент е задължителен в своята цялост и се прилага пряко във всички държави членки.

Съставено в Брюксел на 13 юни 2024 година.

За Европейския парламент

Председател

R. METSOLA

За Съвета

Председател

H. LAHBIB

(1)   ОВ C 323, 26.8.2022 г., стр. 101.

(2)   ОВ C 498, 30.12.2022 г., стр. 83.

(3)  Позиция на Европейския парламент от 10 април 2024 г. (все още непубликувана в Официален вестник) и решение на Съвета от 27 май 2024 г.

(4)  Регламент (ЕС) 2021/1119 на Европейския парламент и на Съвета от 30 юни 2021 г. за създаване на рамката за постигане на неутралност по отношение на климата и за изменение на регламенти (ЕО) № 401/2009 и (ЕС) 2018/1999 (Европейски закон за климата) (ОВ L 243, 9.7.2021 г., стр. 1).

(5)  Регламент (ЕС) 2018/842 на Европейския парламент и на Съвета от 30 май 2018 г. за задължителните годишни намаления на емисиите на парникови газове за държавите членки през периода 2021—2030 г., допринасящи за действията в областта на климата в изпълнение на задълженията, поети по Парижкото споразумение, и за изменение на Регламент (ЕС) № 525/2013 (ОВ L 156, 19.6.2018 г., стр. 26).

(6)  Директива 2010/75/ЕС на Европейския парламент и на Съвета от 24 ноември 2010 г. относно емисиите от промишлеността (комплексно предотвратяване и контрол на замърсяването) (ОВ L 334, 17.12.2010 г., стр. 17).

(7)  Регламент (ЕС) 2021/240 на Европейския парламент и на Съвета от 10 февруари 2021 г. за създаване на Инструмент за техническа подкрепа (ОВ L 57, 18.2.2021 г., стр. 1).

(8)  Директива 2003/4/ЕО на Европейския парламент и на Съвета от 28 януари 2003 г. относно обществения достъп до информация за околната среда и за отмяна на Директива 90/313/ЕИО на Съвета (ОВ L 41, 14.2.2003 г., стр. 26).

(9)  Регламент (ЕО) № 765/2008 на Европейския парламент и на Съвета от 9 юли 2008 г. за определяне на изискванията за акредитация и за отмяна на Регламент (ЕИО) № 339/93 (ОВ L 218, 13.8.2008 г., стр. 30).

(10)   ОВ L 33, 7.2.1994 г., стр. 13.

(11)   ОВ L 282, 19.10.2016 г., стр. 4.

(12)  Регламент (ЕС) 2018/1999 на Европейския парламент и на Съвета от 11 декември 2018 г. относно управлението на Енергийния съюз и на действията в областта на климата, за изменение на регламенти (ЕО) № 663/2009 и (ЕО) № 715/2009 на Европейския парламент и на Съвета, директиви 94/22/ЕО, 98/70/ЕО, 2009/31/ЕО, 2009/73/ЕО, 2010/31/ЕС, 2012/27/ЕС и 2013/30/ЕС на Европейския парламент и на Съвета, директиви 2009/119/ЕО и (ЕС) 2015/652 на Съвета и за отмяна на Регламент (ЕС) № 525/2013 на Европейския парламент и на Съвета (ОВ L 328, 21.12.2018 г., стр. 1).

(13)  Директива (ЕС) 2019/944 на Европейския парламент и на Съвета от 5 юни 2019 г. относно общите правила за вътрешния пазар на електроенергия и за изменение на Директива 2012/27/ЕС (ОВ L 158, 14.6.2019 г., стр. 125).

(14)  Регламент (ЕО) № 166/2006 на Европейския парламент и на Съвета от 18 януари 2006 г. за създаване на Европейски регистър за изпускането и преноса на замърсители и за изменение на Директиви 91/689/ЕИО и 96/61/ЕО на Съвета (ОВ L 33, 4.2.2006 г., стр. 1).

(15)  Регламент (ЕС) 2021/696 на Европейския парламент и на Съвета от 28 април 2021 г. за създаване на космическа програма на Съюза и Агенция на Европейския съюз за космическата програма и за отмяна на регламенти (ЕС) № 912/2010, (ЕС) № 1285/2013 и (ЕС) № 377/2014 и на Решение № 541/2014/ЕС (ОВ L 170, 12.5.2021 г., стр. 69).

(16)  Регламент (ЕС) № 1025/2012 на Европейския парламент и на Съвета от 25 октомври 2012 г. относно европейската стандартизация, за изменение на директиви 89/686/ЕИО и 93/15/ЕИО на Съвета и на директиви 94/9/ЕО, 94/25/ЕО, 95/16/ЕО, 97/23/ЕО, 98/34/ЕО, 2004/22/ЕО, 2007/23/ЕО, 2009/23/ЕО и 2009/105/ЕО на Европейския парламент и на Съвета и за отмяна на Решение 87/95/ЕИО на Съвета и на Решение № 1673/2006/ЕО на Европейския парламент и на Съвета (ОВ L 316, 14.11.2012 г., стр. 12).

(17)  Регламент (EС) 2016/679 на Европейския парламент и на Съвета от 27 април 2016 г. относно защитата на физическите лица във връзка с обработването на лични данни и относно свободното движение на такива данни и за отмяна на Директива 95/46/EО (Общ регламент относно защитата на данните) (ОВ L 119, 4.5.2016 г., стр. 1).

(18)  Регламент (ЕС) 2018/1725 на Европейския парламент и на Съвета от 23 октомври 2018 г. относно защитата на физическите лица във връзка с обработването на лични данни от институциите, органите, службите и агенциите на Съюза и относно свободното движение на такива данни и за отмяна на Регламент (ЕО) № 45/2001 и Решение № 1247/2002/ЕО (ОВ L 295, 21.11.2018 г., стр. 39).

(19)  Регламент (ЕС) 2019/942 на Европейския парламент и на Съвета от 5 юни 2019 г. за създаване на Агенция на Европейския съюз за сътрудничество между регулаторите на енергия (ОВ L 158, 14.6.2019 г., стр. 22).

(20)   ОВ L 123, 12.5.2016 г., стр. 1.

(21)  Регламент (ЕС) № 182/2011 на Европейския парламент и на Съвета от 16 февруари 2011 г. за установяване на общите правила и принципи относно реда и условията за контрол от страна на държавите членки върху упражняването на изпълнителните правомощия от страна на Комисията (ОВ L 55, 28.2.2011 г., стр. 13).

(22)  Директива (ЕС) 2024/1788 Европейския парламент и на Съвета от 13 юни 2024 г. относно общите правила за вътрешните пазари на възобновяем газ, природен газ и водород, за изменение на Директива (ЕС) 2023/1791 и за отмяна на Директива 2009/73/ЕО (OВ L, 2024/1788, 15.7.2024 г.., ELI: https://eur-lex.europa.eu/eli/dir/2024/1788/oj).

(23)  Регламент (ЕО) № 1099/2008 на Европейския парламент и на Съвета от 22 октомври 2008 г. относно статистиката за енергийния сектор (ОВ L 304, 14.11.2008 г., стр. 1).

(24)  Директива (ЕС) 2016/943 на Европейския парламент и на Съвета от 8 юни 2016 г. относно защитата на неразкрити ноу-хау и търговска информация (търговски тайни) срещу тяхното незаконно придобиване, използване и разкриване (ОВ L 157, 15.6.2016 г., стр. 1).

(25)  Регламент (ЕС) 2017/1938 на Европейския парламент и на Съвета от 25 октомври 2017 г. относно мерките за гарантиране на сигурността на доставките на газ и за отмяна на Регламент (ЕС) № 994/2010 (ОВ L 280, 28.10.2017 г., стр. 1).

(26)  Директива 2008/56/ЕО на Европейския парламент и на Съвета от 17 юни 2008 г. за създаване на рамка за действие на Общността в областта на политиката за морска среда (Рамкова директива за морска стратегия) (ОВ L 164, 25.6.2008 г., стр. 19).

(27)  Директива 2013/30/ЕС на Европейския парламент и на Съвета от 12 юни 2013 г. относно безопасността на свързаните с нефт и газ дейности в крайбрежни води и за изменение на Директива 2004/35/ЕО (ОВ L 178, 28.6.2013 г., стр. 66).

(28)  Директива на Съвета 2009/119/ЕО от 14 септември 2009 г. за налагане на задължение на държавите членки да поддържат минимални запаси от суров нефт и/или нефтопродукти (ОВ L 265, 9.10.2009 г., стр. 9).

(29)  Регламент (ЕС) 2017/1938 на Европейския парламент и на Съвета от 25 октомври 2017 г. относно мерките за гарантиране на сигурността на доставките на газ и за отмяна на Регламент (ЕС) № 994/2010 (ОВ L 280, 28.10.2017 г., стр. 1).

(30)  Директива (EС) 2024/1203 на Европейския парламент и на Съвета от 11 април 2024 г. относно защитата на околната среда чрез наказателното право и за замяна на директиви 2008/99/ЕО и 2009/123/ЕО (ОВ L, 2024/1203, 30.4.2024 г., ELI: https://eur-lex.europa.eu/eli/dir/2024/1203/oj).

ПРИЛОЖЕНИЕ I

Прегледи за откриване и отстраняване на течове съгласно член 14

Част 1

Честота на прегледите за LDAR

1.

За всички наземни и подземни компоненти с изключение на разпределителните и преносните мрежи прегледите за LDAR се извършват със следната минимална честота:

Тип преглед за LDAR

Тип компонент

Честота

Преглед за LDAR тип 1

Компресорна станция

Подземно хранилище

Съоръжение за LNG

Регулираща и измервателна станция

4 месеца

 

Клапанна станция

9 месеца

Преглед за LDAR тип 2

Компресорна станция

Подземно хранилище

Съоръжение за LNG

Регулираща и измервателна станция

8 месеца

 

Клапанна станция

18 месеца

Тип преглед за LDAR

Вид материал

Честота

Преглед за LDAR тип 1

Битумни платна

Сив лят чугун

3 месеца

 

Азбест

Пластичен чугун

6 месеца

 

Стомана без антикорозионно покритие

Мед

9 месеца

 

Полиетилен

Поливинилхлорид (PVC)

Стомана с антикорозионно покритие

15 месеца

Преглед за LDAR тип 2

Битумни платна

Сив лят чугун

6 месеца

 

Азбест

Пластичен чугун

12 месеца

 

Стомана без антикорозионно покритие

Полиетилен

Поливинилхлорид (PVC)

Мед

18 месеца

 

Стомана с антикорозионно покритие

30 месеца

Когато типът материал не може да бъде определен, се прибягва до най-голямата честота за съответния тип преглед за LDAR.

2.

За всички компоненти на разпределителните и преносните мрежи прегледите за LDAR се извършват със следната минимална честота:

Тип преглед за LDAR

Тип компонент

Честота

Преглед за LDAR тип 1

(проектирано налягане > 16 bar)

Компресорна станция

Регулираща и измервателна станция

4 месеца

 

Клапанна станция

9 месеца

Преглед за LDAR тип 2

(проектирано налягане > 16 bar)

Компресорна станция

Регулираща и измервателна станция

8 месеца

 

Клапанна станция

18 месеца

Преглед за LDAR тип 2

(проектирано налягане ≤ 16 bar)

Регулираща и измервателна станция

9 месеца

 

Клапанна станция

21 месеца

Тип преглед за LDAR

Вид материал

Честота на прегледа

Преглед за LDAR тип 1

(проектирано налягане > 16 bar)

Сив лят чугун

Битумни платна

3 месеца

 

Азбест

Пластичен чугун

6 месеца

 

Стомана без антикорозионно покритие

Мед

12 месеца

 

Полиетилен

Поливинилхлорид (PVC)

Стомана с антикорозионно покритие

24 месеца

Преглед за LDAR тип 2

(проектирано налягане ≤ 16 bar)

Сив лят чугун

Битумни платна

6 месеца

 

Азбест

Пластичен чугун

12 месеца

 

Стомана без антикорозионно покритие

Мед

24 месеца

 

Полиетилен

Поливинилхлорид (PVC)

Стомана с антикорозионно покритие

36 месеца

Преглед за LDAR тип 2

(проектирано налягане

Сив лят чугун

Битумни платна

6 месеца

 

Азбест

Пластичен чугун

12 месеца

 

Стомана без антикорозионно покритие

Мед

24 месеца

 

Полиетилен

Поливинилхлорид (PVC)

Стомана с антикорозионно покритие

36 месеца

Когато типът материал не може да бъде определен, се прибягва до най-голямата честота за съответния тип преглед за LDAR.

Прегледите за LDAR може да се извършват на два етапа: първо от разстояние, и само когато бъде открит теч — чрез второ обследване възможно най-близо до източника.

За подземни и разположени в морето под морското равнище тръбопроводи от стомана с антикорозионно покритие с проектирано налягане над 16 бара операторите провеждат също и основано на риска превантивно управление на целостта на тръбопроводите с цел предотвратяване на течове в съответствие с приложимите европейски стандарти или националното законодателство относно управлението на целостта на тръбопроводите. Превантивното управление на целостта на тръбопроводите включва постоянен мониторинг на потока, състава на течността, налягането и температурата на пренасяния през системата газ, за да се гарантира, че тези параметри съответстват на приложимите спецификации за цялост на тръбопроводите, както и за да се локализира източникът на евентуални емисии на метан и същите да бъдат оценени. Като взема предвид резултатите от това превантивно управление на целостта на тръбопроводите, компетентният орган може да одобри различна честота — до 36 месеца за преглед за LDAR от тип 1 и до 48 месеца за преглед за LDAR от тип 2.

3.

За всички компоненти в морето прегледите за LDAR се извършват със следната минимална честота:

Тип преглед за LDAR

Тип компонент

Честота

Преглед за LDAR тип 1

Компоненти в морето над морско равнище

12 месеца

 

Компоненти в морето под морско равнище

24 месеца

 

Компоненти в морето под морското дъно

36 месеца

Преглед за LDAR тип 2

Компоненти в морето над морско равнище

24 месеца

4.

За всички останали компоненти прегледите за LDAR от тип 1 се извършват на всеки 6 месеца, а от тип 2 — на всеки 12 месеца.

Част 2

Изисквания за информация относно устройствата, използвани при прегледите за LDAR

Като част от програмата за LDAR, посочена в член 14, параграф 1, операторите трябва да предоставят следното:

1.

информация от производителя за устройството;

2.

информация за способностите за откриване на течове, надеждността и ограниченията на устройството, включително, но не само, способността за установяване на конкретни течове или местоположения, границите на откриване и всички ограничения за употреба, както и спомагателните данни;

3.

описание за това къде, кога и как ще се използва устройството.

ПРИЛОЖЕНИЕ II

Графици за ремонт и мониторинг при откриване на течове съгласно член 14

График за ремонт

Графикът за ремонт включва най-малкото следните елементи:

1)

инвентаризация и идентификация на всички проверени компоненти;

2)

резултати от инспекцията от гледна точка на това дали е открита загуба на метан и в какъв размер;

3)

по отношение на компоненти, за които при преглед за LDAR се установи, че има емисии на или над праговете, определени в член 14, параграф 9 — указване дали при прегледа за LDAR е предприет ремонт или замяна, а ако не, поради каква причина, като се вземат предвид елементите, можещи да оправдаят забавяне на ремонта или замяната съгласно посоченото в член 14, параграф 9; и график за ремонт, съдържащ датата на ремонт или замяна;

4)

по отношение на компоненти, за които при предишен преглед за LDAR е установено, че има емисии под праговете, определени в член 14, параграф 8, но за които при мониторинг след LDAR се установи, че има емисии на или над праговете — проверка дали има промяна в размера на загубата на метан, указване дали е предприет незабавен ремонт или замяна, а ако не, поради каква причина, като се вземат предвид елементите, можещи да оправдаят забавяне на ремонта или замяната съгласно посоченото в член 14, параграф 8, и график за ремонт, в който се посочва датата на ремонт или замяна.

Този график за ремонт трябва да бъде последван от график за мониторинг след ремонта, който да покаже кога фактически са извършвани ремонти или замени.

График за мониторинг

Графикът за мониторинг включва най-малкото следните елементи:

1)

инвентаризация и идентификация на всички проверени компоненти;

2)

резултати от инспекцията от гледна точка на това дали е открита загуба на метан и в какъв размер;

3)

по отношение на компоненти, за които при предишен преглед за LDAR е установено, че има емисии на или над праговете, определени в член 14, параграф 8 — информация за предприетия ремонт или замяна и за резултатите от мониторинга след ремонта, за да се види дали ремонтът или замяната са успешни;

4)

по отношение на компоненти, за които при предишен преглед за LDAR е установено, че има емисии под праговете, определени в член 14, параграф 8 — резултатите от последващ мониторинга след преглед за LDAR, за да се види дали има промяна в размера на загубата на метан, и препоръки въз основа на тези резултати.

ПРИЛОЖЕНИЕ III

Докладване на събития по изпускане в атмосферата и изгаряне във факел съгласно член 16

Операторите уведомяват компетентните органи най-малкото за следната информация относно събития по изпускане в атмосферата и изгаряне във факел:

1)

наименование на оператора;

2)

местонахождение, наименование и вид на актива;

3)

използвано оборудване;

4)

дата и час (или дати и часове), когато събитието е установено или е започнало и приключило;

5)

количествено определяне на обема метан, изпуснат в атмосферата или изгорен във факел;

6)

проектирана ефикасност на унищожаване и премахване и тип използвана факелна тръба или друго съоръжение за изгаряне;

7)

причина за събитието и естество;

8)

предприети мерки за ограничаване на продължителността и мащаба на събитието;

9)

предприети коригиращи действия за отстраняване на причината и повторяемостта на такива събития;

10)

резултати от провежданите на всеки две седмици инспекции на факелните тръби или другите съоръжения за изгаряне и на системите за дистанционен или автоматизиран мониторинг, според случая, извършвани в съответствие с член 17, особено когато е установена нередност;

11)

решение за замяна на оборудването за изпускане в атмосферата и график за замяна, когато е приложимо.

ПРИЛОЖЕНИЕ IV

Инспекции на факелни тръби и други съоръжения за изгаряне

Инспекциите на факелните тръби или другите съоръжения за изгаряне трябва да включват цялостна слухова, зрителна и обонятелна инспекция, включително външна зрителна инспекция на факелните тръби или другите съоръжения за изгаряне, прослушване за налягане и течове на течност и обонятелно обследване за необичайни и силни миризми.

В доклада се включват следните наблюдения:

1)

в случай на запалени факелни тръби или други съоръжения за изгаряне: дали изгарянето се счита за адекватно, или за неадекватно;

2)

в случай на незапалени факелни тръби или други съоръжения за изгаряне: дали незапаленият факел има газоотвеждащ отвор; когато факелната тръба или друго съоръжение за изгаряне е оборудвано със система за дистанционен или автоматизиран мониторинг, емисиите на метан се изчисляват въз основа на дебита и изпускането на неизгорял метан, в случай че има газоотвеждащ отвор.

За целите на точка 1 „неадекватно изгаряне“ означава изгаряне с видими емисии, надвишаващи общо пет минути в продължение на два последователни часа, или, в случай на факелна тръба или друго съоръжение за изгаряне, оборудвано със система за дистанционен или автоматизиран мониторинг — изгаряне с видими емисии, надвишаващи общо пет минути в продължение на два последователни часа, отчетени в реално време.

ПРИЛОЖЕНИЕ V

Инвентаризации на недействащи, временно запечатани и постоянно запечатани и изоставени кладенци и планове за намаляване на техните емисии съгласно член 18

Част 1

1.

Инвентаризациите на недействащи, временно запечатани и постоянно запечатани и изоставени кладенци трябва да включват най-малкото следните елементи:

а)

наименование и адрес на оператора, собственика или лицензополучателя, според случая;

б)

наименование, вид и местонахождение на кладенеца или сондажния обект, като се посочва дали той е недействащ, временно запечатан или постоянно запечатан и изоставен;

в)

когато е осъществимо — карта, показваща границите на кладенеца или сондажния обект;

г)

резултати от извършено количествено определяне на емисиите на метан във въздуха и във водата.

2.

Инвентаризациите на недействащи, временно запечатани и постоянно запечатани и изоставени кладенци може да включват следните елементи:

а)

дати на първоначално сондиране и последна експлоатация;

б)

ориентация (вертикална, хоризонтална и наклонена);

в)

обща дълбочина на кладенеца;

г)

дали по време на сондажния процес са настъпили значими събития, като фонтаниране;

д)

дали кладенецът е достигнал до газ, съдържащ значителни количества серни съединения (кисел природен газ) или следи от такива съединения (сладък природен газ);

е)

сеизмични данни, налични за кладенеца в горните 1 000 m от траекторията му в радиус от 1 000 m;

ж)

последния доклад за оценка на целостта;

з)

дали кладенецът е проучвателен, или експлоатационен;

и)

дали кладенецът е достигнал до резервоари от „плитък“ газ, зони на „плитък“ газ или зони на загуба на циркулация;

й)

дали кладенецът е разположен на сушата (да се посочи вида район — градски, селски или друг) или в морето (да се посочи дълбочината на водата);

к)

в случай на кладенци в морето — информация за всички условия на морското дъно, които биха могли да способстват за преминаването на метан през водния стълб;

л)

информация за състоянието на жизнения цикъл на кладенеца (действащ, недействащ, запечатан във вътрешността, изведен от експлоатация на повърхността и др.);

м)

дали капакът на изведен от експлоатация кладенец е вентилиран.

3.

По отношение на постоянно запечатани и изоставени кладенци инвентаризациите трябва да включват също:

а)

последните известни измервания или количествено определяне на емисиите на метан във въздуха и във водата, ако има такива;

б)

информация, която да показва, че съответният компетентен орган е удостоверил, че въпросният кладенец или сондажен обект отговаря на критериите, посочени в член 2, точка 40;

в)

документация, която е годна да докаже, че от кладенеца или сондажния обект няма емисии на метан, включително количествено определяне въз основа на емисионен фактор или на проби, или надеждни данни за постоянна изолация под повърхността в съответствие със стандарт ISO 16530-1:2017:

i)

за всички кладенци, постоянно запечатани и изоставени през или след 3 август 1994 г.;

ii)

когато са налични, за всички кладенци, постоянно запечатани и изоставени преди 3 август 1994 г.

Част 2

Плановете за намаляване на емисиите от недействащи и временно запечатани кладенци трябва да включват най-малкото следните елементи:

1)

графика за мерките за всеки недействащ и временно запечатан кладенец, включително действията, които трябва да бъдат изпълнени;

2)

наименование и адрес на оператора, собственика или лицензополучателя на недействащия или временно запечатания кладенец, според случая;

3)

планирана крайна дата на отстраняване на замърсяването, възстановяване или запечатване на недействащи и временно запечатани кладенци.

ПРИЛОЖЕНИЕ VI

Доклади за действащи въглищни мини, посочени в член 20

Част 1

Докладите за действащи подземни мини за въглища включват най-малкото следните елементи:

1)

наименование и адрес на оператора на мината;

2)

адрес на въглищната мина;

3)

тонаж за всеки вид въглища, добивани във въглищната мина;

4)

по отношение на всички вентилационни шахти, използвани във въглищната мина:

а)

наименование (ако има такова);

б)

период на използване, ако е различен от периода на докладване;

в)

координати;

г)

цел (подаване на въздух, изпускане);

д)

технически спецификации на измервателното оборудване, използвано за измерването и количественото определяне на емисиите на метан, и оптимални условия на експлоатация, определени от производителя;

е)

делът от времето, в рамките на който оборудването за непрекъснато измерване е било в експлоатация;

ж)

посочване на приложимите стандарти или технически предписания за:

—

място на вземане на проби с оборудването за измерване на метан;

—

измерване на дебит;

—

измерване на концентрациите на метан;

з)

емисии на метан, регистрирани от оборудването за непрекъснато измерване (в тонове);

и)

емисии на метан, регистрирани чрез месечно вземане на проби (в тонове/час), включително информация за:

—

дата на вземане на пробите;

—

метод на вземане на пробите;

—

показания за атмосферните условия (налягане, температура, влажност), отчетени при подходящо отстояние, за да отразяват условията на експлоатация на оборудването за непрекъснато измерване;

й)

когато въглищната мина е съединена с друга въглищна мина чрез каквито и да било средства, които позволяват допускане на въздушен поток между въглищните мини — наименованието на въпросната въглищна мина;

5)

емисионни фактори след миннодобива и описание на използвания за изчисляването им метод;

6)

емисии след миннодобива (в тонове).

Част 2

Докладите за действащи наземни въглищни мини включват най-малкото следните елементи:

1)

наименование и адрес на оператора на мината;

2)

адрес на въглищната мина;

3)

тонаж за всеки вид въглища, добивани във въглищната мина;

4)

карта на всички използвани от въглищната мина находища, очертаваща границите на тези находища;

5)

за всяко находище на въглища:

а)

наименование (ако има такова);

б)

период на използване, ако е различен от периода на докладване;

в)

описание на експерименталния метод, използван за определяне на емисиите на метан, дължащи се на добивни дейности, включително избора на методиката за отчитане на емисиите на метана от околните пластове;

6)

емисионни фактори след миннодобива и описание на използвания за изчисляването им метод;

7)

емисии след миннодобива.

Част 3

Докладите за дегазационни станции включват най-малкото следните елементи:

1)

наименование и адрес на оператора на мината;

2)

тонаж на метана, транспортиран от мина или дегазационна уредба на мина, по мини;

3)

тонаж на изпуснатия в атмосферата метан;

4)

тонаж на изгорения във факел метан;

5)

проектирана ефикасност на унищожаване и премахване на факелната тръба или друго съоръжение за изгаряне;

6)

употреба на уловения метан.

ПРИЛОЖЕНИЕ VII

Докладване на събития по изпускане в атмосферата и изгаряне във факел в дегазационни станции съгласно член 23

Операторите на дегазационни станции докладват на компетентните органи най-малкото за следните елементи относно събития по изпускане в атмосферата и изгаряне във факел:

1)

наименование и адрес на оператора дегазационна станция;

2)

момент на установяване на събитието;

3)

причина за събитието;

4)

обосновка за използването на изпускане в атмосферата вместо изгаряне във факел, ако е приложимо;

5)

тонаж на изпуснатия в атмосферата или изгорения във факел метан или приблизителна оценка, ако не е възможно количествено определяне.

ПРИЛОЖЕНИЕ VIII

Инвентаризации, доклади и планове за намаляване на емисиите за закрити и изоставени подземни въглищни мини съгласно членове 24, 25 и 26

Част 1

1.

За всеки обект инвентаризацията на закритите и изоставените подземни въглищни мини, посочена в членове 24 и 25, включва най-малкото следните елементи:

1.1.

наименование и адрес на оператора, собственика или лицензополучателя, според случая;

1.2.

адрес на обекта;

1.3.

карта, показваща границите на въглищната мина;

1.4.

схеми на съоръженията във въглищните мини и тяхното състояние;

1.5.

резултати от преки измервания на метан при източника или количествено определяне на следните точкови източници на емисии:

а)

всички шахти, използвани във въглищната мина, докато е била действаща, придружени от:

i)

координати на шахтите;

ii)

наименование на шахтите (ако има такова);

iii)

състояние на уплътняването и метод на уплътняването, ако е известен;

б)

неизползвани вентилационни тръби;

в)

неизползвани газоотвеждащи кладенци;

г)

други регистрирани потенциални точкови източници на емисии.

2.

Измерванията, посочени в точка 1.5, се извършват в съответствие със следните принципи:

2.1.

измерванията се извършват при атмосферно налягане, позволяващо откриването на евентуални течове на метан, и в съответствие с подходящите научни стандарти;

2.2.

измерванията се извършват с помощта на оборудване с точност най-малко 0,5 тона годишно;

2.3.

измерванията се придружават от информация за:

а)

датата на измерването;

б)

атмосферното налягане;

в)

технически подробности за оборудването, използвано за измерването;

2.4.

вентилационните шахти, използвани в миналото от две или повече въглищни мини, се присвояват само на едната въглищна мина, за да се избегне двойното отчитане.

Част 2

Докладът, посочен в член 25, параграф 6, включва следните елементи:

1.

наименование и адрес на оператора, собственика или лицензополучателя, според случая;

2.

адрес на обекта;

3.

емисии на метан от всички точкови източници на емисии, посочени в част 1, включително:

а)

вид на точковия източник на емисии;

б)

технически данни за измервателното оборудване и метода, използван за оценка на емисиите на метан, включително чувствителността;

в)

делът от времето, в рамките на който измервателното оборудване е било в експлоатация;

г)

концентрация на метан, регистрирана от измервателното оборудване;

д)

оценки на емисиите на метан от точковия източник на емисии.

Част 3

1.

Планът за намаляване на емисиите, посочен в член 26, параграф 1, включва най-малкото следните елементи:

1.1.

списък на всички точкови източници на емисии, посочени в част 1;

1.2.

техническа осъществимост на намаляването на емисиите на метан при обекта въз основа на точковите източници на емисии;

1.3.

график за намаляване на емисиите на метан от всеки обект;

1.4.

оценка на ефикасността на проектите за събиране на метан от изоставена въглищна мина, където това се извършва.

2.

Планът за намаляване на емисиите може да включва преглед на практиките за намаляване на емисиите на метан, например разработването на геотермални проекти и проекти за акумулиране на топлинна енергия в наводнени въглищни мини, приложения за производство на водноелектрическа енергия в ненаводнени въглищни мини, улавяне на метан чрез обезгазяване, използване на устройства за обезгазяване, съобразени с безопасността, използване на рудничен газ като енергиен ресурс или събиране на води от мините и други възможни употреби.

ПРИЛОЖЕНИЕ IX

Информация, представяна от вносителите в съответствие с член 27, параграф 1, член 28, параграфи 1, 2 и 3 и член 29, параграф 1

Вносителите представят следната информация:

1)

наименование и адрес на износителя и наименование и адрес на производителя, ако е различен от износителя;

2)

изнасящи трети държави и региони, класифицирани в ниво 1 по общата класификация на Съюза на териториалните единици за статистически цели (NUTS), където са произведени продуктите, и държави и региони, класифицирани в ниво 1 по NUTS, през които са транспортирани продуктите преди пускането им на пазара на Съюза;

3)

по отношение на суровия нефт и природния газ — информация дали производителят или износителят, според случая, извършва измерване и количествено определяне при източника и при обекта, дали тези данни подлежат на проверка от независима трета страна, дали неговите емисии на метан се докладват — самостоятелно или като част от ангажименти за докладване на национални инвентаризации на парниковите газове в съответствие с изискванията на РКООНИК, и дали те са в съответствие с изискванията за докладване по РКООНИК или със стандартите на OGMP 2.0; копие от последния доклад за емисиите на метан, включително, когато е налична, посочената в член 12, параграф 4 информация, когато такава е представена в този доклад; и метода за количествено определяне (например нива по РКООНИК или равнища по OGMP 2.0), използван при докладването за всеки вид емисии на метан;

4)

по отношение на суровия нефт и природния газ — информация дали производителят или износителят, според случая, прилага регулаторни или доброволни мерки за контрол на своите емисии на метан, включително мерки като прегледи за LDAR или мерки за контрол и ограничаване на събитията по изпускане в атмосферата и изгаряне във факел, включително описание на тези мерки, заедно със — когато са налични — съответните доклади от прегледи за LDAR и от събития по изпускане в атмосферата и изгаряне във факел за последната налична календарна година;

5)

по отношение на въглищата — информация дали производителят или износителят, според случая, извършва измерване и количествено определяне на емисиите на метан при източника, дали тези емисии на метан се изчисляват и определят количествено в съответствие с приложение VI, дали тези данни подлежат на проверка от независима трета страна, дали неговите емисии на метан се докладват — самостоятелно или като част от ангажиментите за докладване на националните инвентаризации на парниковите газове в съответствие с изискванията на РКООНИК и дали те са в съответствие с изискванията за докладване по РКООНИК или с европейски или международен стандарт за мониторинг, докладване и проверка на емисиите на метан; копие от последния доклад за емисиите на метан, включително, когато е налична, посочената в член 20, параграф 6 информация; и метода за количествено определяне (например нива по РКООНИК), използван при докладването за всеки вид емисии на метан;

6)

по отношение на въглищата — дали производителят или износителят прилага регулаторни или доброволни мерки за контрол на емисиите си на метан, включително мерки за контрол и ограничаване на събития по изпускане в атмосферата и изгаряне във факел; и когато има такива — количествата метан, изпуснати в атмосферата и изгорени във факел, изчислени за всяка въглищна мина най-малкото през последната календарна година, както и съществуващите планове за намаляване на емисиите за всяка въглищна мина, заедно с описание на тези мерки, включително, когато са налични, доклади от събития по изпускане в атмосферата и изгаряне във факел за последната налична календарна година;

7)

наименование на субекта, извършил независимата проверка от трета страна на докладите, посочени в точки 3 и 5, ако има такъв;

8)

информация съгласно член 28, параграф 1 или 2, според случая, показваща, че по отношение на суровия нефт, природния газ или въглищата се прилагат мерки за мониторинг, докладване и проверка на равнище производител, които са еквивалентни на предвидените в настоящия регламент, за договори, сключени или подновени, считано от 4 август 2024 г., и информация за усилията, предприети, за да се гарантира, че по отношение на суровия нефт, природния газ или въглищата, доставяни по договори, сключени преди 4 август 2024 г., се прилагат мерки за мониторинг, докладване и проверка на равнище производител, които са еквивалентни на предвидените в настоящия регламент;

9)

информация дали в договорите за доставка се използват образците на клаузи, посочени в член 28, параграф 3, с уточнението кои от тях са използвани;

10)

информация съгласно член 29, параграф 1 относно интензитета на метана при производството на суров нефт, природен газ и въглища, пуснати на пазара на Съюза, по силата на съответните договори за доставка.

ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj

ISSN 1977-0618 (electronic edition)

Top

Full & Egal Universal Law Academy