Чл. 38

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. 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. 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 < = 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 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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.

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)