1.   W niniejszym rozporządzeniu ustanawia się przepisy dotyczące dokładności pomiarów, kwantyfikacji, monitorowania, raportowania i weryfikacji emisji metanu w sektorze energetycznym w Unii, jak również przepisy dotyczące redukcji tych emisji, w tym poprzez prowadzenie badań mających na celu wykrywanie wycieków i naprawę, obowiązki dotyczące przeprowadzania napraw oraz ograniczenia dotyczące uwalniania do atmosfery i spalania gazu w pochodni. W niniejszym rozporządzeniu ustanawia się ponadto przepisy dotyczące narzędzi, które zapewnią przejrzystość w odniesieniu do emisji metanu.

2.   Niniejsze rozporządzenie ma zastosowanie do:

3.   Niniejsze rozporządzenie ma również zastosowanie do emisji metanu występujących poza Unią – w odniesieniu do ropy naftowej, gazu ziemnego i węgla wprowadzanych do obrotu w Unii, o czym mowa w rozdziale 5.

1.   Przy ustalaniu lub zatwierdzaniu taryf lub metod, które mają być stosowane przez operatorów systemów przesyłowych, operatorów systemów dystrybucyjnych, operatorów instalacji LNG lub inne podmioty objęte regulacją, w tym – w stosownych przypadkach – operatorów składowisk podziemnych gazu, organy regulacyjne określone w art. 57 dyrektywy (UE) 2019/944 i rozdziale X dyrektywy (UE) 2024/1788 uwzględniają koszty poniesione i inwestycje dokonane w celu wypełnienia obowiązków wynikających z niniejszego rozporządzenia, o ile odpowiadają one kosztom i inwestycjom efektywnie działającego i porównywalnego pod względem strukturalnym podmiotu objętego regulacją i o ile są przejrzyste.

Organy regulacyjne mogą wykorzystywać jednostkowe koszty inwestycji, o których mowa w ust. 2, do analizy porównawczej kosztów ponoszonych przez operatorów.

2.   Agencja Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) co 3 lata sporządza i udostępnia publicznie zbiór wskaźników i odpowiednich wartości odniesienia do porównania jednostkowych kosztów inwestycji – w porównywalnych projektach – związanych z pomiarami, kwantyfikacją, monitorowaniem, raportowaniem, weryfikacją i redukcją emisji metanu, w tym z wycieków, uwalniania do atmosfery i spalania gazu w pochodniach.

Odpowiednie organy regulacyjne, o których mowa w ust. 1 oraz odpowiednie podmioty objęte regulacją przekazują ACER wszystkie dane niezbędne do porównania, o którym mowa w akapicie pierwszym niniejszego ustępu.

1.   Każde państwo członkowskie wyznacza co najmniej jeden właściwy organ odpowiedzialny za monitorowanie i egzekwowanie stosowania niniejszego rozporządzenia.

Państwa członkowskie przekazują Komisji nazwy i dane kontaktowe swoich właściwych organów do dnia 5 lutego 2025 r. Państwa członkowskie niezwłocznie informują Komisję o wszelkich zmianach nazw lub danych kontaktowych swoich właściwych organów.

2.   Komisja podaje wykaz właściwych organów do wiadomości publicznej i regularnie go aktualizuje po otrzymaniu od państwa członkowskiego powiadomienia o zmianie.

3.   Państwa członkowskie zapewniają, aby właściwe organy utworzyły punkt kontaktowy i miały odpowiednie uprawnienia oraz zasoby do wykonywania zadań określonych w niniejszym rozporządzeniu.

1.   Wykonując swoje zadania, właściwe organy podejmują wszelkie działania niezbędne do zapewnienia zgodności z niniejszym rozporządzeniem.

2.   Operatorzy, przedsiębiorstwa, operatorzy kopalń i importerzy zapewniają właściwym organom wszelką pomoc umożliwiającą lub ułatwiającą wykonywanie zadań powierzonych właściwym organom na podstawie niniejszego rozporządzenia, w szczególności w zakresie przedstawienia dokumentacji lub rejestrów, dostępu do zakładów górniczych oraz – w przypadku zakładów górniczych znajdujących się na morzu – transportu do takich zakładów lub z powrotem.

3.   Właściwe organy współpracują ze sobą i z Komisją oraz mogą współpracować z organami państw trzecich, w celu zapewnienia zgodności z niniejszym rozporządzeniem. Komisja ustanawia sieć właściwych organów w celu wspierania współpracy, wraz z niezbędnymi uzgodnieniami dotyczącymi wymiany informacji, w szczególności na temat monitorowania, regulowania i zapewniania zgodności i najlepszych praktyk, oraz w celu umożliwienia konsultacji. Punkty kontaktowe utworzone w ramach właściwych organów wspierają te działania.

4.   W przypadku gdy sprawozdania mają być podawane do wiadomości publicznej zgodnie z niniejszym rozporządzeniem, właściwe organy nieodpłatnie udostępniają je publicznie na wyznaczonej stronie internetowej w powszechnie dostępnym formacie, umożliwiającym pobranie i nadającym się do odczytu maszynowego.

W przypadku gdy udostępnienie informacji wstrzymuje się z powodów, o których mowa w art. 4 dyrektywy 2003/4/WE, lub, w stosownych przypadkach, na podstawie prawa Unii dotyczącego ochrony danych osobowych, właściwe organy wskazują rodzaj informacji, które nie zostały udostępnione, wraz z uzasadnieniem.

1.   Kontrole obejmują opisane w niniejszym artykule rutynowe kontrole operatorów i operatorów kopalni oraz nierutynowe kontrole operatorów, przedsiębiorstw, operatorów kopalni i importerów.

2.   Kontrole obejmują, w stosownych przypadkach, kontrole na miejscu lub kontrole w terenie i dotyczą dokumentacji i rejestrów wykazujących zgodność z wymogami niniejszego rozporządzenia, dokumentujących wykrywanie i wyznaczanie emisji metanu oraz wszelkie działania następcze podjęte przez właściwy organ lub w jego imieniu w celu zweryfikowania i wspierania zgodności z wymogami niniejszego rozporządzenia.

W przypadku gdy inspekcja wykaże poważne naruszenie niniejszego rozporządzenia, właściwe organy, w ramach raportu, o którym mowa w ust. 5, wydają wezwanie do podjęcia działań zaradczych przez operatora, przedsiębiorstwo, operatora kopalni lub importera, wyraźnie określając terminy na przeprowadzenie tych działań.

Alternatywnie właściwe organy mogą podjąć decyzję o zleceniu operatorowi, przedsiębiorstwu, operatorowi kopalni lub importerowi, by w ciągu 1 miesiąca od zakończenia kontroli przedłożyli do zatwierdzenia przez właściwe organy zestaw działań zaradczych w celu usunięcia stwierdzonych poważnych naruszeń. Wspomniane działania muszą być uwzględnione w raporcie, o którym mowa w ust. 5.

3.   Pierwsza rutynowa kontrola zostanie przeprowadzona do dnia 5 maja 2026 r. Po pierwszej rutynowej kontroli właściwe organy sporządzą programy rutynowych kontroli w oparciu o ocenę ryzyka. Właściwy organ może zdecydować o zakresie i częstotliwości rutynowych kontroli, w oparciu o ocenę zagrożeń związanych z każdym zakładem, takich jak zagrożenie dla środowiska – z uwzględnieniem łącznych skutków zanieczyszczenia wszystkimi emisjami metanu – zagrożenia dla bezpieczeństwa ludzi i dla zdrowia, a także wszelkich zidentyfikowanych naruszeń niniejszego rozporządzenia.

Odstęp między kontrolami nie może przekraczać 3 lat. W przypadku gdy kontrola wykaże poważne naruszenie niniejszego rozporządzenia, kolejną kontrolę przeprowadza się przed upływem 10 miesięcy.

4.   Bez uszczerbku dla ust. 3 niniejszego artykułu właściwe organy przeprowadzają nierutynowe kontrole w celu:

5.   Po każdej kontroli właściwe organy przygotowują raport zawierający podstawę prawną kontroli, przeprowadzone kroki proceduralne, odpowiednie ustalenia i zalecenia dotyczące dalszych działań operatora, przedsiębiorstwa, operatora kopalni lub importera, wraz z terminami na ich realizację.

W stosownych przypadkach właściwe organy mogą sporządzić jeden raport obejmujący większą liczbę kontroli aktywów, zakładów górniczych lub komponentów tego samego operatora, przedsiębiorstwa, operatora kopalni lub importera, o ile takie rutynowe kontrole zostaną przeprowadzone w tym samym okresie kontrolnym.

Raport przekazuje się do wiadomości odnośnemu operatorowi, przedsiębiorstwu, operatorowi kopalni lub importerowi i podaje do wiadomości publicznej w terminie 2 miesięcy od daty kontroli. W przypadku gdy kontrola została przeprowadzona w wyniku skargi wniesionej zgodnie z art. 7, właściwe organy powiadamiają skarżącego, gdy raport zostaje podany do wiadomości publicznej.

Sprawozdanie jest podawane do wiadomości publicznej przez właściwe organy zgodnie z dyrektywą 2003/4/WE. W przypadku gdy udostępnienie informacji wstrzymuje się z powodów, o których mowa w art. 4 tej dyrektywy, właściwe organy wskazują rodzaj informacji, które nie zostały udostępnione, wraz z uzasadnieniem.

6.   W przypadku gdy w raporcie, o którym mowa w ust. 5, stwierdzono, że operator, przedsiębiorstwo, operator kopalni lub importer nie spełnia wymogów niniejszego rozporządzenia, podejmuje on wszelkie niezbędne działania w celu zapewnienia zgodności swojej działalności z niniejszym rozporządzeniem. Działania te podejmowane są niezwłocznie, w terminie określonym przez właściwe organy.

7.   Państwa członkowskie mogą zawierać formalne porozumienia z odpowiednimi instytucjami, organami, agencjami lub służbami Unii lub z innymi państwami członkowskimi, lub innymi właściwymi organizacjami międzyrządowymi lub organami publicznymi, jeżeli takie istnieją, dotyczące przekazywania specjalistycznej wiedzy fachowej, by wspierać ich właściwe organy w pełnieniu zadań powierzonych im na podstawie niniejszego artykułu.

Do celów niniejszego ustępu organizacja rządowa lub organ publiczny nie są uznawane za odpowiednie, w przypadku gdy istnieje konflikt interesów, który może zagrażać ich obiektywności.

1.   Każda osoba fizyczna lub prawna może wnieść do właściwych organów pisemną skargę dotyczącą potencjalnego naruszenia niniejszego rozporządzenia przez operatora, przedsiębiorstwo, operatora kopalni lub importera.

2.   Skarga musi być należycie uzasadniona i zawierać wystarczające dowody domniemanego naruszenia.

3.   W przypadku gdy okaże się, że w skardze nie podano wystarczających dowodów uzasadniających wszczęcie dochodzenia, właściwe organy informują skarżącego w rozsądnym terminie, a w każdym razie nie później niż w ciągu 2 miesięcy od dnia otrzymania skargi, o powodach swojej decyzji dotyczącej niewszczynania dochodzenia.

Niniejszy ustęp nie ma zastosowania w przypadku, gdy skargi, które nie są wystarczająco uzasadnione, są składane wielokrotnie i z tego powodu właściwe organy uznały je za nadużycie.

4.   Bez uszczerbku dla ust. 3 i mających zastosowanie przepisów prawa krajowego, właściwe organy informują skarżącego na bieżąco o działaniach podejmowanych w ramach procedury oraz – w stosownych przypadkach – informują skarżącego o odpowiednich alternatywnych formach dochodzenia roszczeń, takich jak możliwość odwołania się do sądu krajowego lub dowolna inna krajowa lub międzynarodowa procedura dotycząca rozpatrywania skarg.

5.   Bez uszczerbku dla mających zastosowanie przepisów prawa krajowego, a także na podstawie porównywalnych procedur właściwe organy ustanawiają i podają do wiadomości publicznej orientacyjne terminy na podjęcie decyzji w sprawie skarg.

1.   Weryfikatorzy przeprowadzają działania weryfikacyjne, aby ocenić zgodność z wymogami niniejszego rozporządzenia raportów dotyczących wielkości emisji przedkładanych im przez operatorów, przedsiębiorstwa, operatorów kopalń lub importerów. Działania weryfikacyjne obejmują przegląd wszystkich wykorzystanych źródeł danych i metod, aby ocenić ich rzetelność, wiarygodność i dokładność raportów dotyczących wielkości emisji, uwzględniając w szczególności:

2.   Podczas przeprowadzania działań weryfikacyjnych, o których mowa w ust. 1 niniejszego artykułu, weryfikatorzy stosują odpowiednio normy i wymagania techniczne ustanowione zgodnie z art. 32, dotyczące pomiaru, kwantyfikacji i łagodzenia emisji metanu.

Do dnia, w którym, odpowiednio, te normy i wymagania techniczne zostaną zastosowane, do celów działań weryfikacyjnych operatorzy, przedsiębiorstwa, operatorzy kopalń i importerzy, w zależności od przypadku, przekazują weryfikatorom informacje o stosowanych przez siebie normach, w tym normach europejskich lub innych normach międzynarodowych, lub metodach.

Działania weryfikacyjne obejmują także, w odpowiednich przypadkach, zapowiedziane i niezapowiedziane kontrole na miejscu w celu ocenienia rzetelności, wiarygodności i dokładności wykorzystywanych źródeł danych i metodyki.

3.   Działania weryfikacyjne, o których mowa w niniejszym artykule, są dostosowane do europejskich lub innych międzynarodowych norm i metod dla weryfikatorów, jeśli chodzi o jednostki oceniające zgodność i ich działalność, aby ograniczyć obciążenia operatorów, przedsiębiorstwa, operatorów kopalń lub importerów oraz właściwych organów, a także należycie uwzględniają charakter weryfikowanych działań i wytyczne wydane w tym zakresie przez Komisję.

4.   Jeżeli po dokonaniu oceny weryfikator stwierdzi z wystarczającą pewnością, że raport dotyczący wielkości emisji spełnia wymogi niniejszego rozporządzenia, wydaje on oświadczenie weryfikacyjne, w którym poświadcza zgodność tego raportu dotyczącego wielkości emisji z wymogami i określają przeprowadzone działania weryfikacyjne.

Weryfikator wydaje oświadczenie weryfikacyjne jedynie w przypadku, gdy rzetelne, wiarygodne i dokładne dane i informacje pozwalają na określenie wielkości emisji metanu z dostateczną pewnością, i pod warunkiem, że zgłoszone dane są zgodne z danymi szacunkowymi, kompletne i spójne.

Jeżeli po dokonaniu oceny weryfikator stwierdzi, że raport dotyczący wielkości emisji nie spełnia wymogów niniejszego rozporządzenia, informuje o tym ustaleniu operatora, przedsiębiorstwo, operatora kopalni lub importera i przekazują mu uzasadnioną informację zwrotną uwzględniającą uznane normy. Operator, przedsiębiorstwo, operator kopalni lub importer niezwłocznie i w terminie wyznaczonym przez weryfikatora przedkładają weryfikatorowi poprawiony raport dotyczący wielkości emisji.

5.   Operatorzy, przedsiębiorstwa, operatorzy kopalń i importerzy zapewniają weryfikatorom wszelką niezbędną pomoc umożliwiającą lub ułatwiającą wykonywanie działań weryfikacyjnych, w szczególności w zakresie dostępu do zakładu górniczego i przedstawiania dokumentacji lub rejestrów.

1.   Weryfikatorzy są niezależni od operatorów, przedsiębiorstw, operatorów kopalń i importerów, a działania weryfikacyjne wymagane na podstawie niniejszego rozporządzenia prowadzą w interesie publicznym. W związku z tym weryfikatorzy ani żadna część tego samego podmiotu prawnego nie mogą być operatorem, przedsiębiorstwem, operatorem kopalni ani importerem oraz nie może być właścicielem ani własnością operatora, przedsiębiorstwa, operatora kopalni ani importera.

Weryfikatorzy nie mogą mieć takich powiązań z operatorami przedsiębiorstwami, operatorami kopalni ani importerami, które mogłyby wpływać na ich niezależność i bezstronność.

2.   Weryfikatorzy będący osobami prawnymi są akredytowani przez krajową jednostkę akredytującą na podstawie rozporządzenia (WE) nr 765/2008.

W przypadku gdy w niniejszym rozporządzeniu nie ustanowiono szczegółowych przepisów dotyczących akredytacji weryfikatorów, zastosowanie ma rozporządzenie (WE) nr 765/2008.

3.   Państwa członkowskie mogą podejmować decyzje o upoważnieniu osób fizycznych do pełnienia roli weryfikatorów do celów niniejszego rozporządzenia. Upoważnienia takim weryfikatorom udziela organ krajowy odrębny od krajowej jednostki akredytującej wyznaczonej na podstawie art. 4 ust. 1 rozporządzenia (WE) nr 765/2008.

4.   W przypadku gdy państwo członkowskie zdecyduje o zastosowaniu ust. 3, zapewnia ono, aby organ krajowy przestrzegał niniejszego rozporządzenia, oraz przedstawia Komisji i pozostałym państwom członkowskim pełną dokumentację niezbędną do weryfikacji kompetencji weryfikatorów, którym udziela się upoważnienia na podstawie tego ustępu.

1.   Wykonując swoje zadania i uprawnienia na mocy niniejszego rozporządzenia, Komisja, właściwe organy i weryfikatorzy uwzględniają informacje podawane do wiadomości publicznej przez Międzynarodowe Obserwatorium Emisji Metanu (IMEO) lub Partnerstwo w zakresie metanu w sektorze ropy naftowej i gazu ziemnego (OGMP) lub inne odpowiednie dostępne na szczeblu międzynarodowym informacje, w szczególności informacje dotyczące:

2.   Komisja przekazuje IMEO publicznie dostępne dane dotyczące emisji metanu, które uzna za istotne, udostępnione jej przez właściwe organy zgodnie z niniejszym rozporządzeniem.

1.   Do dnia 5 sierpnia 2025 r. operatorzy przedkładają właściwym organom raport przedstawiający kwantyfikację emisji metanu na poziomie źródła oszacowaną za pomocą co najmniej ogólnych współczynników emisji w odniesieniu do wszystkich źródeł. Raport ten może przedstawiać kwantyfikację emisji metanu na poziomie źródła zgodnie z wymogami określonymi w ust. 2 w odniesieniu do niektórych lub wszystkich źródeł.

2.   Operatorzy i przedsiębiorstwa mający siedzibę w Unii przedkładają właściwym organom państwa członkowskiego, w którym znajduje się dany składnik aktywów, raport zawierający kwantyfikację emisji metanu na poziomie źródła:

W przypadku gdy pomiar bezpośredni nie jest możliwy, w raportach wykorzystuje się szczególne współczynniki emisji oparte na kwantyfikacji lub pobieraniu próbek na poziomie źródła.

3.   Operatorzy i przedsiębiorstwa mający siedzibę w Unii przedkładają właściwym organom państwa członkowskiego, w którym znajduje się dany składnik aktywów, raport przedstawiający kwantyfikację emisji metanu na poziomie źródła, uzupełniony pomiarami emisji metanu na poziomie zakładu, by umożliwić ocenę i porównanie szacunków emisji na poziomie źródła, zagregowanych w podziale na zakłady górnicze:

Przed przedłożeniem raportów właściwym organom operatorzy i przedsiębiorstwa zapewniają, aby raporty te zostały ocenione przez weryfikatora i zawierały oświadczenie weryfikacyjne wydane zgodnie z art. 8.

4.   Raporty przewidziane w niniejszym artykule obejmują ostatni dostępny okres roku kalendarzowego i zawierają co najmniej następujące informacje:

Komisja, w drodze aktów wykonawczych, określa wzór raportu na potrzeby raportów przewidzianych w niniejszym artykule, uwzględniając już istniejące sprawozdania dotyczące wykazu krajowego oraz najnowsze wytyczne techniczne i wzory raportów. Te akty wykonawcze przyjmuje się zgodnie z procedurą doradczą, o której mowa w art. 35 ust. 2.

Do czasu przyjęcia odpowiednich aktów wykonawczych operatorzy i przedsiębiorstwa korzystają z wytycznych technicznych i wzorów raportów OGMP 2.0 w odniesieniu do działalności, stosownie do przypadku, w sektorze upstream, midstream i downstream.

5.   Pomiary i kwantyfikacje, o których mowa w niniejszym artykule, przeprowadza się zgodnie z normami i wymaganiami technicznymi, stosownie do przypadku, ustanowionymi zgodnie z art. 32. Do dnia rozpoczęcia stosowania tych norm lub wymagań technicznych operatorzy i przedsiębiorstwa stosują najnowocześniejsze praktyki branżowe i do pomiaru i kwantyfikacji emisji metanu wykorzystują najlepsze dostępne technologie. W tym kontekście, operatorzy i przedsiębiorstwa, mający siedzibę w Unii, mogą do tych celów korzystać z najnowszych wytycznych technicznych OGMP 2.0 zatwierdzonych do dnia 4 sierpnia 2024 r.

Operatorzy i przedsiębiorstwa przekazują właściwym organom i weryfikatorom informacje na temat norm, w tym norm europejskich lub innych norm międzynarodowych, lub stosowanych metod.

6.   Operatorzy i przedsiębiorstwa, mający siedzibę w Unii, porównują kwantyfikację emisji metanu na poziomie źródła z pomiarami emisji metanu na poziomie zakładu. Jeżeli istnieją statystycznie istotne rozbieżności między kwantyfikacją na poziomie źródła a pomiarem emisji metanu na poziomie zakładu, operatorzy i przedsiębiorstwa:

W procesie uzgadniania bada się możliwe przyczyny rozbieżności, w tym co najmniej dokładność i adekwatność technologii i metod stosowanych do kwantyfikacji na poziomie źródła i pomiaru emisji metanu na poziomie zakładu górniczego lub wszelkie niepewności danych w wynikach powstałe wskutek wybranych metod, technologii lub ekstrapolacji wyników.

Do celów procesu uzgadniania operatorzy i przedsiębiorstwa rozważają przeprowadzenie dodatkowych kwantyfikacji na poziomie źródła lub pomiarów na poziomie zakładu, aby dostarczyć dowodów niezbędnych do wyjaśnienia przyczyn rozbieżności. W oparciu o wyniki procesu uzgadniania operatorzy i przedsiębiorstwa w stosownych przypadkach korygują wartości liczbowe w kwantyfikacji na poziomie źródła lub w pomiarach na poziomie zakładu.

Jeżeli właściwe organy uznają, że informacje dostarczone przez operatora lub przedsiębiorstwo zgodnie z lit. b) akapitu pierwszego nie wyjaśniają odpowiednio przyczyn rozbieżności, właściwe organy mogą zwrócić się do operatora lub przedsiębiorstwa o dostarczenie dodatkowych informacji lub o podjęcie dodatkowych działań.

7.   W przypadku gdy informacje są poufne zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2016/943 (24), odnośni operatorzy i przedsiębiorstwa wskazują w raporcie rodzaj informacji, które nie zostały ujawnione, wraz z uzasadnieniem.

8.   Właściwe organy udostępniają opinii publicznej i Komisji raporty, o których mowa w niniejszym artykule, zgodnie z art. 5 ust. 4 w terminie 3 miesięcy od ich złożenia przez odpowiednich operatorów lub przedsiębiorstwa.

1.   Do dnia 5 maja 2025 r. w odniesieniu do istniejących zakładów górniczych i w ciągu 6 miesięcy od daty uruchomienia nowych zakładów górniczych operatorzy przedłożą właściwym organom program wykrywania wycieków i naprawy (zwany dalej „programem LDAR”).

Program LDAR zawiera szczegółowy opis badań LDAR i działań, wraz z ich szczegółowymi harmonogramami, które należy przeprowadzić zgodnie z niniejszym artykułem, załącznikiem I cześć 1 1 i 2 oraz mającymi zastosowanie odpowiednimi normami i wymaganiami technicznymi ustanowionymi zgodnie z art. 32. W przypadku wprowadzenia jakichkolwiek zmian w programie LDAR operatorzy jak najszybciej przedkładają właściwym organom zaktualizowany program.

Do dnia rozpoczęcia stosowania norm lub wymagań technicznych ustanowionych zgodnie z art. 32 operatorzy stosują najnowocześniejsze praktyki branżowe i wykorzystują do badań LDAR najlepsze technologie dostępne na rynku. Operatorzy przekazują właściwym organom i weryfikatorom informacje na temat norm, w tym norm międzynarodowych, lub stosowanych metod.

Właściwe organy mogą zażądać od operatora zmiany programu LDAR z uwzględnieniem wymogów niniejszego rozporządzenia.

2.   Operatorzy rozpoczynają pierwsze badanie LDAR typu 2 w odniesieniu do wszystkich komponentów, za które są odpowiedzialni zgodnie z programem LDAR, jak najszybciej począwszy od dnia 4 sierpnia 2024 r.

W każdym przypadku operatorzy przeprowadzają pierwsze badanie LDAR typu 2 w odniesieniu do istniejących zakładów górniczych do dnia 5 sierpnia 2025 r. Bez uszczerbku dla częstotliwości badań, jaką ustalono w załączniku I część 1, operatorzy mogą uznawać badania LDAR typu 2 przeprowadzone między dniem 3 sierpnia 2022 r. a dniem 4 sierpnia 2024 r. za pierwsze badanie LDAR typu 2.

W ciągu 9 miesięcy od daty uruchomienia nowych zakładów górniczych operatorzy przeprowadzają zgodnie z programem LDAR pierwsze badanie LDAR typu 2 w odniesieniu do wszystkich komponentów, za które są odpowiedzialni.

Po przeprowadzeniu pierwszego badania LDAR typu 2 operatorzy przeprowadzają badania LDAR typu 1 i 2 z następującą częstotliwością:

3.   Bez uszczerbku dla obowiązku przeprowadzania badań LDAR typu 2 zgodnie z niniejszym artykułem, jeśli wymagane jest badanie LDAR typu 1, operatorzy mogą zdecydować się na przeprowadzenie badania LDAR typu 2 zamiast badania LDAR typu 1.

4.   W ramach badań LDAR operatorzy mogą wykorzystywać zaawansowane technologie wykrywania, pod warunkiem że:

5.   Na zasadzie odstępstwa od ust. 2 akapit czwarty niniejszego artykułu, jeżeli operatorzy, którzy produkują lub przetwarzają ropę naftową lub gaz ziemny, przedstawią – oparte na pomiarach z ostatnich pięciu lat, które zostały zgłoszone przez tych operatorów zgodnie z art. 12 i ocenione przez weryfikatora – dowody, z których wynika, że wycieki występują w mniej niż 1 % wszystkich ich komponentów i podkomponentów w każdym zakładzie górniczym oraz że zagregowane emisje metanu związane z tymi wyciekami stanowią mniej niż 0,08 % całkowitej objętości gazu lub 0,015 % całkowitej masy przetworzonej lub wydobytej ropy naftowej, w odniesieniu do komponentów w zakładach górniczych, w których nie stwierdzono wycieków, można zastosować różną częstotliwość badań LDAR z zastrzeżeniem zatwierdzenia przez właściwe organy i pod warunkiem że:

Jeżeli badania LDAR przeprowadzone zgodnie z akapitem pierwszym niniejszego ustępu wykażą, że wycieki występują w co najmniej 1 % wszystkich komponentów i podkomponentów w każdym zakładzie górniczym lub łączne emisje metanu związane z tymi wyciekami stanowią ponad 0,08 % całkowitej objętości gazu lub 0,015 % całkowitej masy przetworzonej lub wydobytej ropy naftowej, w odniesieniu do danego zakładu górniczego operator podlega obowiązkom określonym w ust. 2.

Właściwy organ powiadamia Komisję o odstępstwach przyznanych na podstawie niniejszego ustępu i przeprowadza nierutynowe kontrole, o których mowa w art. 6 ust. 4.

6.   Badania LDAR przeprowadza się przy użyciu urządzeń wykrywających umożliwiających stwierdzenie wycieku dla każdego rodzaju elementu jak następuje:

7.   Do dnia 5 sierpnia 2025 r. Komisja w drodze aktu wykonawczego określi:

Te minimalne granice wykrywalności, techniki i progi ustalane są na podstawie najlepszych dostępnych technologii i najlepszych dostępnych technik wykrywania, z uwzględnieniem różnych rodzajów komponentów i badań LDAR. Ten akt wykonawczy przyjmuje się zgodnie z procedurą sprawdzającą, o której mowa w art. 35 ust. 3.

Do czasu przyjęcia tego aktu wykonawczego, aby spełnić wymogi określone w ust. 8, operatorzy stosują najlepsze dostępne technologie i najlepsze dostępne techniki wykrywania, zgodnie ze specyfikacjami producenta dotyczącymi eksploatacji i konserwacji.

8.   Operatorzy naprawiają lub wymieniają wszystkie elementy, co do których stwierdzono – stosując urządzenia wykrywające zgodnie ze specyfikacjami producenta dotyczącymi eksploatacji i konserwacji – że w standardowych warunkach temperatury i ciśnienia emitują metan na następujących poziomach:

9.   Naprawa lub wymiana części, o których mowa w ust. 8, odbywa się natychmiast po wykryciu. Jeżeli naprawa nie może zostać przeprowadzona natychmiast po wykryciu, próbę naprawy należy podjąć jak najszybciej, nie później jednak niż w ciągu 5 dni po wykryciu, i zakończyć w ciągu 30 dni od wykrycia.

W przypadku gdy operator może wykazać, że naprawa lub wymiana nie zakończą się powodzeniem lub nie będą możliwe w ciągu 5 dni – w ramach pierwszej próby – lub w przypadku gdy operator przewiduje, że pełna naprawa nie będzie możliwa w ciągu 30 dni ze względów bezpieczeństwa, względów administracyjnych lub technicznych, nie później niż 12 dni od daty wykrycia powiadamia on o tym właściwe organy, przedstawiając im na to stosowne dowody wraz z harmonogramem napraw i monitorowania, zawierającym co najmniej elementy określone w załączniku II.

Te harmonogramy napraw i monitorowania zawierają wszystkie niezbędne dowody usprawiedliwiające opóźnienia. Harmonogramy zapewniają minimalizację wpływu na środowisko, przy jednoczesnym poszanowaniu odpowiednich względów bezpieczeństwa oraz względów administracyjnych i technicznych. Właściwe organy mogą zażądać od operatora zmiany harmonogramów napraw i monitorowania z uwzględnieniem wymogów niniejszego rozporządzenia. W każdym przypadku naprawy lub wymiany dokonuje się tak szybko, jak to możliwe.

Operatorzy muszą priorytetowo traktować naprawy większych wycieków.

Podczas naprawy lub wymiany, o których mowa w niniejszym ustępie, stosuje się najlepsze dostępne na rynku technologie zapewniające długoterminową ochronę przed wyciekami w przyszłości.

Względy bezpieczeństwa oraz względy administracyjne i techniczne, o których mowa w niniejszym ustępie, ograniczają się do:

10.   W przypadku gdy zastosowanie ma co najmniej jeden z warunków określonych w ust. 9 akapit szósty lit. a)–e), a naprawa lub wymiana wymagają wyłączenia systemu, operatorzy minimalizują wyciek w ciągu 24 godzin od jej wykrycia i naprawiają ją do końca kolejnego zaplanowanego wyłączenia systemu lub w terminie jednego roku, w zależności od tego, co nastąpi wcześniej, chyba że istnieje wysokie prawdopodobieństwo, iż przeprowadzenie naprawy wcześniej doprowadzi do sytuacji, w której ilość metanu uwolnionego do atmosfery w trakcie działań naprawczych będzie znacznie wyższa niż ilość metanu, który wyciekłby w przypadku braku naprawy, lub można się spodziewać, że przeprowadzenie naprawy wcześniej zagrozi bezpieczeństwu dostaw w małych systemach połączonych zdefiniowanych w dyrektywie (UE) 2019/944.

Operator niezwłocznie przedstawia właściwym organom wszelkie niezbędne dowody uzasadniające jego decyzję o opóźnieniu naprawy.

Decyzja o opóźnieniu naprawy ze względów bezpieczeństwa, względów administracyjnych i technicznych podlega zatwierdzeniu przez właściwe organy i zostaje włączona do harmonogramów napraw i monitorowania. Właściwe organy mogą zażądać od odnośnego operatora zmiany harmonogramów napraw i monitorowania z uwzględnieniem wymogów niniejszego rozporządzenia.

11.   Operatorzy niezwłocznie ustanawiają, przechowują i udostępniają w całości właściwym organom rejestr wszystkich decyzji o opóźnieniu naprawy zgodnie z niniejszym artykułem, w tym wszelkie niezbędne dowody uzasadniające każdą decyzję oraz odnośne harmonogramy napraw i monitorowania.

12.   Niezależnie od ust. 2 operatorzy przeprowadzają badanie komponentów, w których:

W przypadku stwierdzenia wyższego ryzyka dla bezpieczeństwa lub wyższego ryzyka emisji metanu właściwe organy mogą zalecić zwiększenie częstotliwości badań LDAR w odniesieniu do odpowiednich komponentów.

13.   Bez uszczerbku dla obowiązków sprawozdawczych na podstawie ust. 14 operatorzy dokumentują wszystkie zidentyfikowane wycieki, niezależnie od ich wielkości, i regularnie przeprowadzają badania tych wycieków oraz zapewniają ich naprawę zgodnie z ust. 9.

Operatorzy przechowują tę dokumentację przez co najmniej 10 lat i na żądanie przekazują stosowne informacje właściwym organom.

14.   Co roku operatorzy przedkładają właściwym organom państwa członkowskiego, w którym znajdują się odnośne aktywa, wszystkie harmonogramy napraw i monitorowania oraz raport, w którym podsumowują wyniki wszystkich badań LDAR przeprowadzonych w ciągu poprzedniego roku.

Właściwe organy mogą zażądać od operatorów zmiany sprawozdania lub harmonogramów napraw i monitorowania z uwzględnieniem wymogów niniejszego rozporządzenia.

15.   Operatorzy mogą delegować każde z zadań określonych w niniejszym artykule. Delegowane zadania nie wpływają na obowiązki operatorów ani na skuteczność nadzoru sprawowanego przez właściwe organy.

16.   Państwa członkowskie zapewniają, aby dostawcy usług LDAR i operatorzy mieli dostęp do systemów certyfikacji, akredytacji lub równoważnych systemów kwalifikacji, w tym odpowiednich programów szkoleniowych, w odniesieniu do badań LDAR.

17.   Bez uszczerbku dla dyrektyw Parlamentu Europejskiego i Rady 2008/56/WE (26) i 2013/30/UE (27), właściwe organy mogą podjąć decyzję o zwolnieniu z wymogów niniejszego artykułu morskich komponentów naftowych i gazowych znajdujących się na ich terytorium na głębokości poniżej 700 metrów pod wodą, jeżeli dany operator jest w stanie przedstawić solidne dowody na to, że wpływ potencjalnych emisji metanu z tych komponentów na klimat jest najprawdopodobniej znikomy.

1.   Zakazuje się uwalniania do atmosfery z wyjątkiem okoliczności przewidzianych w niniejszym artykule. Zakazuje się rutynowego spalania gazu w pochodni.

2.   Uwalnianie do atmosfery lub spalanie gazu w pochodni jest dozwolone jedynie w przypadku sytuacji nadzwyczajnej lub awarii.

3.   Niezależnie od ust. 2 uwalnianie do atmosfery lub spalanie gazu w pochodni jest dozwolone, w przypadku gdy jest to nieuniknione i absolutnie niezbędne oraz z zastrzeżeniem obowiązków sprawozdawczych określonych w art. 16.

Uwalnianie do atmosfery i spalanie gazu w pochodni uznaje się za nieuniknione i absolutnie niezbędne w następujących szczególnych sytuacjach, w których uwalniania do atmosfery lub spalania gazu w pochodni, w zależności od przypadku, nie można całkowicie wyeliminować lub jest ono konieczne ze względów bezpieczeństwa:

4.   W przypadku gdy uwalnianie do atmosfery jest dozwolone na podstawie ust. 2 i 3, operatorzy uwalniają metan do atmosfery wyłącznie wówczas, gdy spalanie gazu w pochodni jest technicznie niewykonalne z powodu braku palności lub niemożności podtrzymania płomienia, gdy stwarza zagrożenie dla bezpieczeństwa prowadzonej działalności lub personelu lub w przypadku, gdy miałoby to gorsze skutki dla środowiska pod względem emisji. W takiej sytuacji, w ramach obowiązków sprawozdawczych określonych w art. 16, operatorzy powiadamiają właściwe organy o konieczności zastosowania uwalniania do atmosfery zamiast spalania gazu w pochodni i dostarczają dowody tej konieczności.

5.   Urządzenia uwalniające do atmosfery zastępuje się bezemisyjnymi urządzeniami alternatywnymi, jeżeli są one dostępne na rynku i jeżeli spełniają ustanowione na mocy art. 32 normy lub wymagania techniczne dotyczące komponentów przeznaczonych do uwalniania do atmosfery.

6.   Oprócz warunków określonych w ust. 2 i 3 spalanie gazu w pochodni jest dozwolone, jedynie w przypadku, gdy ponowne zatłoczenie gazu, wykorzystanie go na miejscu, magazynowanie go do późniejszego wykorzystania albo wysłanie na rynek nie jest wykonalne z przyczyn innych niż względy ekonomiczne. W takiej sytuacji, w ramach obowiązków sprawozdawczych określonych w art. 16, operatorzy muszą udowodnić właściwym organom konieczność zastosowania spalania gazu w pochodni zamiast ponownego zatłoczenia gazu, wykorzystania go na miejscu, magazynowania go do późniejszego wykorzystania albo wysłania na rynek.

7.   Jeżeli zakład górniczy jest budowany, wymieniany lub modernizowany w całości, operatorzy instalują i wykorzystują wyłącznie dostępne na rynku bezemisyjne urządzenia pneumatyczne, sprężarki, zbiorniki magazynowe o ciśnieniu atmosferycznym, urządzenia do pobierania próbek i urządzenia pomiarowe oraz uszczelnienia gazodynamiczne. Jeżeli zakład górniczy jest wymieniany lub modernizowany częściowo, operatorzy instalują i wykorzystują w tej części wyłącznie dostępne na rynku bezemisyjne urządzenia pneumatyczne, sprężarki, zbiorniki ciśnieniowe o ciśnieniu atmosferycznym, urządzenia do pobierania próbek i pomiaru oraz uszczelnienia gazu suchego.

8.   Operatorzy niezwłocznie, a w każdym razie nie później niż w dniu 5 lutego 2026 r. w odniesieniu do istniejących obiektów i nie później niż 12 miesięcy od daty uruchomienia nowych obiektów, zapewniają zgodność z niniejszym artykułem. W przypadku gdy operatorzy nie są w stanie osiągnąć pełnej zgodności z niniejszym artykułem z powodu wyjątkowego opóźnienia spowodowanego koniecznością uzyskania pozwolenia lub innego zezwolenia administracyjnego od odpowiednich organów lub z powodu niedostępności urządzeń przeznaczonych do uwalniania do atmosfery lub do spalania gazu w pochodni, przekazują oni właściwym organom szczegółowy harmonogram osiągania zgodności. Harmonogram ten zawiera wystarczające dowody spełnienia warunków ustanowionych w niniejszym ustępie. Właściwe organy mogą zażądać wprowadzenia zmian w tym harmonogramie.

1.   Operatorzy powiadamiają właściwe organy o wszystkich zdarzeniach związanych z uwalnianiem do atmosfery i zdarzeniach związanych ze spalaniem gazu w pochodni:

Powiadomienia, o którym mowa w akapicie pierwszym, dokonuje się niezwłocznie po zdarzeniu i najpóźniej w ciągu 48 godzin od rozpoczęcia zdarzenia lub od chwili, w której operator dowiedział się o nim, zgodnie z elementami określonymi w załączniku III.

Na zasadzie odstępstwa od akapitu pierwszego w raporcie rocznym zgłasza się kontrolowane spalanie gazu w pochodni, które ma miejsce podczas wyłączania.

2.   W ramach odpowiednich raportów, o których mowa w art. 12, operatorzy przedkładają właściwym organom roczne raporty na temat wszystkich zdarzeń związanych z uwalnianiem do atmosfery i zdarzeń związanych ze spalaniem gazu w pochodni, o których mowa w ust. 1 niniejszego artykułu i w art. 15, zgodnie z elementami określonymi w załączniku II.

1.   W przypadku budowy, wymiany lub modernizacji całości lub części zakładu górniczego lub w przypadku instalacji nowych urządzeń do spalania odpadów petrochemicznych lub innych urządzeń do spalania operatorzy instalują wyłącznie takie urządzenia do spalania odpadów petrochemicznych lub inne urządzenia do spalania, które są wyposażone w samozapłon lub palnik stałego zapłonu oraz mają nominalną skuteczność spalania na poziomie co najmniej 99 %.

2.   Operatorzy zapewniają, aby do dnia 5 lutego 2026 r. wszystkie urządzenia do spalania odpadów petrochemicznych lub inne urządzenia do spalania spełniały wymogi określone w ust. 1.

3.   Operatorzy kontrolują urządzenia do spalania odpadów petrochemicznych lub innych urządzeń do spalania zgodnie z załącznikiem IV co 15 dni, z wyjątkiem przypadków, w których nie są one używane regularnie. W przypadku gdy, urządzenia do spalania odpadów petrochemicznych lub inne urządzenia do spalania nie są używane regularnie, operatorzy kontrolują je przed każdym użyciem.

Pod warunkiem zatwierdzenia przez właściwe organy, zamiast regularnych kontroli operatorzy mogą korzystać ze zdalnych lub zautomatyzowanych systemów monitorowania, zgodnie z elementami określonymi w załączniku IV pkt 1 i 2.

W przypadku wykrycia nieprawidłowości operatorzy badają jej przyczynę i usuwają ją w ciągu 6 godzin lub, w przypadku poważnych zjawisk pogodowych lub innych ekstremalnych warunków, w ciągu 6 godzin od unormowania się sytuacji.

4.   W przypadku stosowania zapalników automatycznych lub palników stałego zapłonu, do stałego monitorowania głównego płomienia pochodni lub płomienia pilotowego operatorzy używają urządzeń nadzorujących płomień, aby nie dochodziło do uwalniania do atmosfery z powodu zaniku płomienia.

1.   Do dnia 5 sierpnia 2025 r. państwa członkowskie ustanowią i podadzą do wiadomości publicznej wykaz wszystkich znajdujących się na ich terytorium lub podlegających ich jurysdykcji odwiertów nieczynnych, odwiertów tymczasowo zaczopowanych oraz odwiertów permanentnie zaczopowanych i opuszczonych, które zostały zarejestrowane lub których lokalizację można wskazać na podstawie istniejących informacji, dowodów lub przy podjęciu wszelkich racjonalnych starań. Wykaz ten zawiera co najmniej elementy określone w załączniku V część 1.

Państwa członkowskie, w oparciu o rzetelną ocenę uwzględniającą najbardziej aktualne ustalenia naukowe i najlepsze dostępne techniki, prowadzą i aktualizują ten wykaz, w tym poprzez podejmowanie wszelkich racjonalnych starań w celu zlokalizowania i udokumentowania wszystkich znajdujących się na ich terytorium lub pod ich jurysdykcją zidentyfikowanych odwiertów nieczynnych, odwiertów tymczasowo zaczopowanych oraz odwiertów permanentnie zaczopowanych i opuszczonych.

2.   Na zasadzie odstępstwa od ust. 1 państwa członkowskie, które przedstawią Komisji dowody na istnienie na ich terytorium lub pod ich jurysdykcją łącznie co najmniej 40 000 zarejestrowanych odwiertów nieczynnych, odwiertów tymczasowo zaczopowanych oraz odwiertów permanentnie zaczopowanych i opuszczonych, mogą przyjąć – zawierający co najmniej elementy określone w załączniku V część 1 i podawany do wiadomości publicznej – plan uzupełnienia wykazu, o którym mowa w ust. 1, oraz kwantyfikacji emisji metanu lub – w stosownych przypadkach – wykazania w odniesieniu do tych odwiertów, że nie ma emisji metanu, pod warunkiem że:

Plan ten podlega zatwierdzeniu przez właściwe organy.

3.   Bez uszczerbku dla ust. 4, raporty zawierające informacje na temat kwantyfikacji emisji metanu i – tam gdzie istnieją urządzenia monitorujące ciśnienie– dane na temat monitorowania ciśnienia pochodzące z wszystkich odwiertów nieczynnych oraz odwiertów tymczasowo zaczopowanych, przedkłada się właściwym organom do dnia 5 maja 2026 r., a następnie do dnia 31 maja każdego kolejnego roku.

Raporty te zawierają kwantyfikację emisji metanu do powietrza i wody oraz, w stosownych przypadkach, informacje na temat monitorowania ciśnienia, z zastosowaniem norm lub wymagań technicznych ustanowionych zgodnie z art. 32. Do dnia rozpoczęcia stosowania tych norm lub wymagań technicznych odpowiednio operatorzy lub państwa członkowskie stosują najnowocześniejsze praktyki branżowe i wykorzystują do pomiaru i kwantyfikacji emisji metanu najlepsze technologie dostępne na rynku.

W przypadku gdy operatorzy lub państwa członkowskie zgłaszają emisje metanu w ramach porozumień międzynarodowych lub regionalnych, których Unia lub dane państwo członkowskie są stroną, raporty, o których mowa w niniejszym artykule, mogą zawierać informacje zgłoszone w ramach takich porozumień.

Raporty dotyczące odwiertów nieczynnych i odwiertów tymczasowo zaczopowanych znajdujących się w państwach członkowskich, które posiadają łącznie co najmniej 40 000 odwiertów nieczynnych, odwiertów tymczasowo zaczopowanych oraz odwiertów permanentnie zaczopowanych i opuszczonych, przedkłada się w terminie 12 miesięcy od umieszczenia każdego z odwiertów w wykazie, a następnie do dnia 31 maja każdego kolejnego roku.

4.   W przypadku gdy właściwym organom przedstawiono kwantyfikację emisji metanu oraz – tam gdzie istnieją urządzenia monitorujące ciśnienie – dane na temat monitorowania ciśnienia, z których wynika, że w ciągu ostatnich 5 lat z tymczasowo zaczopowanego lądowego odwiertu nie doszło do emisji metanu, ust. 3 przestaje mieć zastosowanie do tego odwiertu.

W przypadku gdy właściwym organom przedstawiono kwantyfikację emisji metanu oraz – tam gdzie istnieją urządzenia monitorujące ciśnienie – dane na temat monitorowania ciśnienia, z których wynika, że w ciągu ostatnich 3 lat z morskiego odwiertu nieczynnego lub morskiego odwiertu tymczasowo zaczopowanego nie doszło do emisji metanu, ust. 3 przestaje mieć zastosowanie do tego odwiertu.

5.   W przypadku gdy właściwym organom przedstawiono wiarygodne dowody na to, że z nieczynnego morskiego odwiertu lub tymczasowo zaczopowanego morskiego odwiertu, po okresie 3 lat, o którym mowa w ust. 4 akapit drugi, lub z odwiertu permanentnie zaczopowanego i opuszczonego dochodzi do istotnych emisji metanu, oraz w przypadku gdy dowody te zostały potwierdzone przez niezależną stronę trzecią, właściwe organy podejmują decyzję o stosowaniu do tego odwiertu obowiązków określonych w niniejszym artykule w odniesieniu do odwiertów tymczasowo zaczopowanych.

6.   W przypadku wykrycia emisji metanu w odwiertach nieczynnych, odwiertach tymczasowo zaczopowanych lub odwiertach permanentnie zaczopowanych i opuszczonych, państwa członkowskie lub strona odpowiedzialna zgodnie z ust. 8 podejmują wszelkie dostępne im środki niezbędne do remediacji, rekultywacji i permanentnego zaczopowania tych odwiertów, zależnie od przypadku, jeżeli jest to technicznie wykonalne i z uwzględnieniem wpływu na środowisko niezbędnych prac mających zmniejszyć emisje metanu.

7.   Raporty, o których mowa w ust. 3 niniejszego artykułu, zostają przed przedłożeniem właściwym organom ocenione przez weryfikatora i załącza się do nich oświadczenie weryfikacyjne wydane zgodnie z art. 8.

8.   Państwa członkowskie zapewniają wypełnianie przez operatorów obowiązków określonych w ust. 3–7 i w ust. 9. W przypadku gdy operator, właściciel, licencjobiorca lub inna strona odpowiedzialna za odwiert na mocy prawa krajowego przedstawi właściwemu organowi adekwatne i wiarygodne dowody na to, że nie posiada odpowiednich środków finansowych, by wypełnić te obowiązki, lub jeżeli nie można ustalić strony odpowiedzialnej za odwiert, odpowiedzialność za te obowiązki ponosi państwo członkowskie.

9.   Do dnia 5 sierpnia 2026 r., państwa członkowskie lub strona odpowiedzialna zgodnie z ust. 8, sporządzają plan ograniczania emisji mający na celu remediację, rekultywację i permanentne zaczopowanie odwiertów nieczynnych i odwiertów tymczasowo zaczopowanych, zawierający co najmniej elementy określone w załączniku V część 2, i wdrażają ten plan w ciągu 12 miesięcy od przedłożenia pierwszego raportu, o którym mowa w ust. 3.

Na zasadzie odstępstwa od akapitu pierwszego, w przypadku gdy państwo członkowskie lub strona odpowiedzialna na mocy ust. 8 może wykazać, że wdrożenie tego planu ograniczania emisji nie jest możliwe w tym terminie ze względów bezpieczeństwa, względów administracyjnych lub technicznych, mogą one opóźnić jego wdrożenie. Plan ograniczania emisji zawiera wszystkie niezbędne dowody uzasadniające taką decyzję. W takich przypadkach, plan wdraża się jak najszybciej, zapewniając, by działania ograniczające emisje w odniesieniu do każdego odwiertu zakończono nie później niż w ciągu 3 lat od przedłożenia pierwszego raportu, o którym mowa w ust. 3.

Właściwe organy mogą wezwać stronę odpowiedzialną do zmiany planu ograniczania emisji z uwzględnieniem wymogów niniejszego rozporządzenia.

Państwa członkowskie lub strona odpowiedzialna zgodnie z ust. 8 regularnie aktualizują plan ograniczania emisji zgodnie z wykazem, o którym mowa w ust. 1, i raportami, o których mowa w ust. 3, oraz wynikającymi z nich wszelkimi zmianami lub nowymi informacjami, a także na podstawie rzetelnej oceny uwzględniającej najaktualniejsze ustalenia naukowe i najlepsze dostępne techniki.

W planach ograniczania emisji wykorzystuje się wykaz, o którym mowa w ust. 1, oraz raporty, o których mowa w ust. 3, w celu określenia priorytetów dla działań obejmujących:

10.   Właściwe organy poddają przeglądowi oraz zgodnie z art. 5 ust. 4 udostępniają opinii publicznej i Komisji raporty i plany ograniczania emisji, o których mowa w niniejszym artykule, w terminie 3 miesięcy od ich złożenia przez operatora lub sporządzenia planu ograniczenia emisji przez państwo członkowskie.

11.   Bez uszczerbku dla dyrektyw 2008/56/WE i 2013/30/UE, właściwe organy mogą podjąć decyzję o zwolnieniu z wymogów określonych w ust. 3 lub 9 niniejszego artykułu, morskich odwiertów naftowych i gazowych na głębokości poniżej 700 metrów pod wodą, jeżeli można przedstawić solidne dowody na to, że wpływ potencjalnych emisji metanu z tych odwiertów na klimat będzie najprawdopodobniej znikomy.

12.   Bez uszczerbku dla dyrektyw 2008/56/WE i 2013/30/UE oraz z zastrzeżeniem zatwierdzenia przez właściwe organy, morskie odwierty tymczasowo zaczopowane oraz odwierty permanentnie zaczopowane i opuszczone znajdujące się na głębokości od 200 do 700 metrów pod wodą mogą zostać zwolnione z wymogów określonych w ust. 3 lub 9 niniejszego artykułu,, w przypadku, gdy operator może przedstawić solidne dowody– odnosząc się do oceny oddziaływania na środowisko przeprowadzonej przed wierceniami lub po wypadkach podczas eksploatacji –, że wpływ potencjalnych emisji metanu z tych odwiertów na klimat będzie najprawdopodobniej znikomy.

1.   Do dnia 5 maja 2025 r., a następnie do dnia 31 maja każdego roku, importerzy przekażą właściwym organom państwa członkowskiego, w którym mają siedzibę, informacje określone w załączniku IX. W przypadku gdy importerzy nie dostarczą tych informacji, w całości lub w części, przedstawiają właściwym organom należyte uzasadnienie wyjaśniające takie nieprzekazanie oraz przedstawiają działania podjęte w celu uzyskania tych informacji.

Komisja jest uprawniona do przyjmowania zgodnie z art. 31 aktów delegowanych dotyczących zmiany niniejszego rozporządzenia poprzez zmianę wymaganych informacji, jakie mają przekazywać importerzy.

2.   Do dnia 5 sierpnia 2025 r., a następnie do dnia 31 sierpnia każdego roku państwa członkowskie przekażą Komisji informacje przekazane im przez importerów.

Komisja udostępnia te informacje zgodnie z art. 30.

1.   Od dnia 1 stycznia 2027 r. importerzy wykazują i zgodnie z art. 27 ust. 1 zgłaszają właściwym organom państwa członkowskiego, w którym mają siedzibę, że umowy zawarte lub odnowione w dniu 4 sierpnia 2024 r. lub po tej dacie dotyczące dostaw ropy naftowej, gazu ziemnego lub węgla wydobytych poza Unią obejmują wyłącznie ropę naftową, gaz ziemny lub węgiel, które podlegają stosowanym na poziomie producenta środkom monitorowania, raportowania i weryfikacji równoważnym środkom określonym w niniejszym rozporządzeniu.

2.   W odniesieniu do zawartych przed dniem 4 sierpnia 2024 r. umów na dostawy ropy naftowej, gazu ziemnego lub węgla wydobytych poza Unią importerzy podejmują wszelkie uzasadnione starania, aby wymagać, by ropa naftowa, gaz ziemny lub węgiel podlegały stosowanym na poziomie producenta środkom monitorowania, raportowania i weryfikacji równoważnym środkom określonym w niniejszym rozporządzeniu. Starania te mogą obejmować zmianę tych umów.

Od dnia 1 stycznia 2027 r. importerzy co roku informują właściwe organy państwa członkowskiego, w którym mają siedzibę, o wynikach takich starań, w ramach informacji, które mają być przekazywane zgodnie z art. 27 ust. 1, a w przypadku niedopełnienia tego obowiązku przedstawiają tym właściwym organom państwa należyte uzasadnienie takiego uchybienia i sporządzają wykaz działań, które podjęli w ramach tych starań.

3.   Komisja wydaje zalecenia zawierające opcjonalne klauzule wzorcowe dotyczące informacji przekazywanych do celów ust. 1 i 2, które to klauzule mają być stosowane przez importerów wprowadzających na rynek unijny ropę naftową, gaz ziemny i węgiel w ramach zmiany lub odnawiania istniejących umów lub podpisywania nowych umów na dostawy ropy naftowej, gazu ziemnego i węgla.

4.   Właściwe organy państw członkowskich chronią zgodnie z prawem Unii poufność informacji otrzymanych od importerów na podstawie niniejszego artykułu. Właściwe organy przekazują te informacje Komisji, która chroni poufność takich informacji zgodnie z prawem Unii.

5.   Do celów niniejszego artykułu środki monitorowania, raportowania i weryfikacji uznaje się za równoważne środkom określonym w niniejszym rozporządzeniu w następujących przypadkach:

6.   Do celów ust. 5 lit. b) Komisja określa, w drodze aktu wykonawczego o zasięgu ogólnym, procedurę i wymogi dotyczące dowodów, które państwo trzecie ma przedstawić w celu ustalenia równoważności. Ten akt wykonawczy przyjmuje się zgodnie z procedurą sprawdzającą, o której mowa w art. 35 ust. 3.

Procedura stwierdzenia równoważności może zostać wszczęta na wniosek państwa trzeciego lub przez Komisję.

Komisja aktywnie współpracuje z wszystkimi państwami trzecimi eksportującymi ropę naftową, gaz ziemny lub węgiel na rynek unijny w celu uzyskania ich zgody na wszczęcie takiej procedury, biorąc pod uwagę ilość importowaną z tych państw trzecich oraz ich potencjał w zakresie redukcji ich emisji metanu.

Komisja, w drodze aktów wykonawczych dla każdego odpowiedniego państwa trzeciego, stwierdza równoważność wyłącznie w przypadku, gdy państwo trzecie spełnia wszystkie warunki określone w ust. 5 lit. b) niniejszego artykułu i przedstawiono wszystkie wymagane dowody. Te akty wykonawcze przyjmuje się zgodnie z procedurą sprawdzającą, o której mowa w art. 35 ust. 3 niniejszego rozporządzenia. Komisja powstrzymuje się od przyjęcia takich aktów wykonawczych, w przypadku gdy ich przyjęcie stanowiłoby obejście przyjętych na mocy art. 215 TFUE środków ograniczających przywóz ropy naftowej, gazu ziemnego lub węgla.

Równoważność może zostać w dowolnym momencie cofnięta przez Komisję w drodze aktu wykonawczego, w przypadku gdy państwo trzecie przez co najmniej 12 miesięcy przestanie spełniać – pod względem prawnym lub w praktyce – warunki określone w ust. 5 lit. b) niniejszego artykułu. Ten akt wykonawczy przyjmuje się zgodnie z procedurą sprawdzającą, o której mowa w art. 35 ust. 3. Przed przyjęciem tego aktu wykonawczego Komisja powiadamia państwo trzecie o swoich zastrzeżeniach i umożliwia mu wyrażenie opinii.

Przygotowując takie akty wykonawcze, o których mowa w niniejszym ustępie, Komisja informuje Grupa koordynacyjna ds. ropy naftowej i produktów ropopochodnych ustanowioną dyrektywą Rady 2009/119/WE (28), Grupę Koordynacyjną ds. Gazu ustanowioną rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2017/1938 (29) oraz Grupę Koordynacyjną ds. Energii Elektrycznej ustanowioną przez Komisję, a także inne odpowiednie zainteresowane strony. Te akty wykonawcze wchodzą w życie nie wcześniej niż 30 dni kalendarzowych od daty ich przyjęcia.

7.   Importerów zwalnia się z obowiązków sprawozdawczych określonych w ust. 1 i 2, jeżeli importują ropę naftową, gaz ziemny lub węgiel z państwa trzeciego, w odniesieniu do którego stwierdzono równoważność zgodnie z ust. 6.

8.   Od dnia 4 sierpnia 2024 r., w stosownych przypadkach i z zastrzeżeniem mających zastosowanie procedur, Komisja zaproponuje ramy współpracy z państwami trzecimi, i dąży do tego by Unia zawarła ramy współpracy z państwami trzecimi, z których Unia importuje ropę naftową, gaz ziemny lub węgiel, aby wesprzeć je w ustanowieniu systemu monitorowania, raportowania i weryfikacji równoważnego systemowi ustanowionemu w niniejszym rozporządzeniu. Komisja nie zaleca nawiązywania takich ram współpracy, jeżeli te ramy stanowiłyby obejście przyjętych na mocy art. 215 TFUE środków ograniczających przywóz ropy naftowej, gazu ziemnego lub węgla.

1.   Do dnia 5 sierpnia 2028 r., a następnie co roku, w odniesieniu do umów na dostawy zawartych lub odnawianych w dniu 4 sierpnia 2024 r. lub po tej dacie unijni producenci i, na mocy art., 27 ust. 1 importerzy unijni zgłaszają właściwym organom państwa członkowskiego, w którym mają siedzibę, intensywność emisji metanu z produkcji ropy naftowej, gazu ziemnego i węgla wprowadzanych przez nich do obrotu w Unii, obliczoną zgodnie z metodą określonej na mocy ust. 4 niniejszego artykułu.

W przypadku umów na dostawy zawartych przed dniem 4 sierpnia 2024 r. unijni producenci i, na mocy art. 27 ust 1, unijni importerzy podejmują wszelkie racjonalne starania w celu zgłaszania właściwym organom państwa członkowskiego, w którym mają siedzibę, intensywności emisji metanu z produkcji ropy naftowej, gazu ziemnego i węgla wprowadzanych przez nich do obrotu w Unii, obliczonej zgodnie z metodą określoną zgodnie z ust. 4 niniejszego artykułu. Od dnia 5 sierpnia 2028 r. unijni producenci i importerzy wprowadzający ropę naftową, gaz ziemny lub węgiel do obrotu w Unii co roku składają właściwym organom państwa członkowskiego, w którym mają siedzibę, raporty z wyników takich działań.

2.   Do dnia 5 sierpnia 2030 r. i każdego kolejnego roku unijni producenci i importerzy wprowadzający do obrotu w Unii ropę naftową, gaz ziemny i węgiel w ramach umów na dostawy zawartych lub odnawianych po dniu 5 sierpnia 2030 r. wykazują właściwym organom państwa członkowskiego, w którym mają siedzibę, że intensywność emisji metanu z produkcji ropy naftowej, gazu ziemnego i węgla wprowadzanych do obrotu w Unii, obliczona zgodnie z metodą określoną zgodnie z ust. 4, jest niższa od maksymalnych wartości intensywności emisji metanu ustalonych zgodnie z ust. 6, w celu promowania globalnej redukcji emisji metanu dla tych produktów.

3.   Właściwe organy państw członkowskich chronią zgodnie z prawem Unii poufność informacji otrzymanych od unijnych producentów i importerów na podstawie niniejszego artykułu. Właściwe organy przekazują te informacje Komisji, która chroni poufność takich informacji zgodnie z prawem Unii.

4.   Do dnia 5 sierpnia 2027 r. Komisja przyjmie akt delegowany zgodnie z art. 34 w celu uzupełnienia niniejszego rozporządzenia przez określenie metody obliczania na poziomie producenta intensywności emisji metanu z produkcji ropy naftowej, gazu ziemnego i węgla wprowadzanych do obrotu w Unii. W metodzie tej uwzględnia się różne procesy produkcyjne i warunki w zakładzie górniczym, a także istniejące międzynarodowe metody i najlepsze praktyki w zakresie obliczania intensywności emisji metanu. Metoda ta musi być niedyskryminacyjna oraz oparta na przejrzystych i obiektywnych kryteriach. Przygotowując takie akty delegowane, Komisja informuje Grupa koordynacyjna ds. ropy naftowej i produktów ropopochodnych, Grupę Koordynacyjną ds. Gazu, Grupę Koordynacyjną ds. Energii Elektrycznej oraz odpowiednie zainteresowane strony.

5.   Do dnia 5 sierpnia 2029 r. Komisja oceni potencjalny wpływ różnych poziomów maksymalnych wartości intensywności emisji metanu na poziomie producenta związanych z produkcją ropy naftowej, gazu ziemnego i węgla wprowadzanych do obrotu w Unii i przedstawi sprawozdanie Parlamentowi Europejskiemu i Radzie. Sprawozdanie to będzie zawierało ocenę potencjalnej redukcji globalnych emisji metanu, ich wpływu na bezpieczeństwo dostaw energii na szczeblu unijnym i krajowym oraz na konkurencyjność gospodarki Unii, a także ocenę potencjalnych zakłóceń na rynku światowym i regionalnym. Będzie zawierało również ocenę rynku w odniesieniu do intensywności emisji metanu z obecnych i przyszłych dostaw do Unii do 2049 r., zarówno w ramach umów długoterminowych, jak i zakupów natychmiastowych. W ocenie tej należy przeanalizować sytuację w poszczególnych państwach członkowskich, uwzględniając zobowiązania umowne podjęte przed dniem 4 sierpnia 2024 r., zdolności w zakresie infrastruktury energetycznej i potencjalne ograniczenia.

6.   Na podstawie oceny, o której mowa w ust. 5, oraz obiektywnych kryteriów Komisja przyjmuje zgodnie z art. 34 akty delegowane, zgodnie z art. 34 uzupełniające niniejsze rozporządzenie poprzez określenie maksymalnych wartości intensywności emisji metanu pochodzących z produkcji ropy naftowej, gazu ziemnego i węgla wprowadzanych do obrotu w Unii. Te akty delegowane muszą być spójne z metodą obliczania intensywności emisji metanu z produkcji ropy naftowej, gazu ziemnego i węgla wprowadzanych do obrotu w Unii określoną zgodnie z niniejszym artykułem. W tych aktach delegowanych określa się również różne klasy intensywności emisji metanu w odniesieniu do ropy naftowej, gazu ziemnego i węgla. Te maksymalne wartości intensywności emisji metanu określa się oddzielnie dla ropy naftowej, gazu ziemnego i węgla, z uwzględnieniem klasy lub klas osiągających najlepsze wyniki. Maksymalne wartości intensywności emisji metanu i klasy intensywności emisji metanu uwzględniają różne źródła, procesy produkcyjne i warunki w zakładach górniczych; ustala się je na poziomach wspierających redukcję globalnych emisji metanu w odniesieniu do ropy naftowej, gazu ziemnego i węgla wprowadzanych do obrotu w Unii przy jednoczesnym zachowaniu bezpieczeństwa dostaw energii na szczeblu unijnym i krajowym, zapewnieniu zrównoważonej dystrybucji ropy naftowej, gazu ziemnego i węgla wprowadzanych do obrotu w Unii, a także niedyskryminacyjnemu traktowaniu oraz ochronie konkurencyjności gospodarki Unii.

1.   Do dnia 5 lutego 2026 r. Komisja stworzy i prowadzi bazę danych zapewniającą przejrzystość w zakresie emisji metanu, zawierającą informacje dotyczące przedsiębiorstw, importerów i ilości ropy naftowej, gazu ziemnego i węgla z państw członkowskich i państw trzecich wprowadzanych do obrotu w Unii, w szczególności informacje przedłożone Komisji na podstawie art. 12 ust. 8, art. 18 ust. 10, art. 20 ust. 7, art. 23 ust. 2, art. 25 ust. 8, art. 27 ust. 2, art. 28 ust. 4 i art. 29 ust. 3.

2.   Oprócz informacji, o których mowa w ust. 1, wspomniana baza danych zawiera co najmniej następujące informacje:

Baza danych zapewniająca przejrzystość w zakresie emisji metanu służy jako narzędzie informacji, które ma być nieodpłatnie udostępniane publicznie.

W bazie danych zapewniającej przejrzystość w zakresie emisji metanu wskazuje się pozycje, w których jakość i wiarygodność przedłożonych informacji zostały zweryfikowane przez niezależne strony trzecie.

3.   Do dnia 5 sierpnia 2026 r. na podstawie informacji dostępnych w bazie danych zapewniającej przejrzystość w zakresie emisji metanu Komisja opublikuje profile emisji metanu dotyczące państw członkowskich oraz, w stosownych przypadkach, unijnych producentów lub importerów, którzy wprowadzają do obrotu w Unii ropę naftową, gaz ziemny lub węgiel, a także państw trzecich, z których Unia dokonuje przywozu ropy naftowej, gazu ziemnego lub węgla, oraz producentów lub eksporterów z państw trzecich, którzy dostarczają je do Unii.

4.   Profile emisji metanu publikowane zgodnie z ust. 3 są aktualizowane co roku i zawierają co najmniej i w stosownych przypadkach:

5.   Profile emisji metanu publikowane zgodnie z ust. 3 nieodpłatnie udostępnia się publicznie w internecie.

6.   Niniejszy artykuł stosuje się bez uszczerbku dla dyrektywy (UE) 2016/943.

1.   Do dnia 5 sierpnia 2026 r. Komisja ustanowi globalne narzędzie monitorowania emisji metanu na podstawie danych satelitarnych i wkładu ze strony kilku certyfikowanych dostawców danych i usług, w tym komponentu Copernicus unijnego programu kosmicznego ustanowionego rozporządzeniem (UE) 2021/696. W tym celu Komisja może korzystać z istniejących międzynarodowych narzędzi lub ram, o ile są one dostępne.

Globalne narzędzie monitorowania emisji metanu jest udostępniane publicznie i regularnie aktualizowane co najmniej w odniesieniu do występowania, skali i lokalizacji zdarzeń o wysokiej emisji metanu pochodzących ze źródeł energii w Unii lub poza nią.

2.   Do dnia 5 lutego 2026 r. Komisja ustanowi mechanizm szybkiego reagowania w celu reagowania na zdarzenia powodujące nieproporcjonalnie wysokie emisje metanu.

Komisja niezwłocznie powiadamia państwo członkowskie lub państwo trzecie, którego jurysdykcji podlega dane zdarzenie powodujące nieproporcjonalnie wysokie emisje metanu, stosownie do przypadku. W miarę możliwości Komisja powiadamia również producenta o źródle lub grupie powiązanych ze sobą źródeł emitujących metan. Powiadomienie to zawiera wniosek o niezwłoczne przekazanie dodatkowych informacji na temat zdarzenia powodującego nieproporcjonalnie wysokie emisje oraz środków zaradczych podjętych lub planowanych w celu złagodzenia skutków lub powstrzymania tego zdarzenia, w tym ram czasowych, w których środki te mają zostać wprowadzone. Komisja nawiązuje wszelkie niezbędne kontakty w celu uzyskania i weryfikacji informacji otrzymanych w związku ze zdarzeniem, w tym, w stosownych przypadkach, we współpracy z właściwymi organizacjami międzynarodowymi. W tym celu Komisja może korzystać z istniejących międzynarodowych narzędzi lub ram, jeżeli są one dostępne.

3.   Komisja proponuje nawiązanie w imieniu Unii dwustronnych dialogów z państwami trzecimi, z których Unia importuje ropę naftową, gaz ziemny lub węgiel, w celu ustanowienia ram wymiany informacji oraz systemu wczesnego wykrywania i ostrzegania służącego do wykrywania zdarzeń powodujących nieproporcjonalnie wysokie emisje metanu i wzajemnego ostrzegania się o nich oraz środków zaradczych podjętych lub planowanych w celu zapobiegania takim zdarzeniom lub ich powstrzymania. Celem tych dialogów powinno być również określenie sposobów przyspieszenia redukcji emisji metanu w sektorze energetycznym oraz, w razie potrzeby, możliwość wymiany najlepszych praktyk i porad w celu ustanowienia środków monitorowania, raportowania, weryfikacji redukcji emisji równoważnych środkom ustanowionym w niniejszym rozporządzeniu.

Komisja nie proponuje nawiązywania dialogu z państwami trzecimi, w przypadku gdy takie dialogi stanowiłyby obejście przyjętych na mocy art. 215 TFUE środków ograniczających przywóz ropy naftowej, gazu ziemnego lub węgla.

4.   Na podstawie monitorowania prowadzonego w kontekście dialogów, o których mowa w ust. 2 i 3, Komisja na bieżąco informuje Parlament Europejski i Radę powiadomieniach o zdarzeniach powodujących nieproporcjonalnie wysokie emisje metanu oraz o wdrażaniu środków zaradczych w Unii i w państwach trzecich, z których Unia importuje ropę naftową, gaz ziemny lub węgiel, oraz o wszelkich potencjalnych skutkach dla bezpieczeństwa dostaw energii na szczeblu unijnym i krajowym.

5.   Niniejszy artykuł stosuje się bez uszczerbku dla dyrektywy (UE) 2016/943.

1.   Zgodnie z art. 10 ust. 1–5 rozporządzenia (UE) nr 1025/2012 Komisja zwraca się do co najmniej jednej europejskiej organizacji normalizacyjnej o opracowanie norm zharmonizowanych dotyczących:

Po otrzymaniu projektu normy opracowanego przez europejską organizację normalizacyjną Komisja ocenia jego zgodność z odpowiednim wnioskiem o normalizację, z niniejszym rozporządzeniem i z innymi mającymi zastosowanie przepisami prawa Unii.

Komisja jest uprawniona do przyjmowania zgodnie z art. 34 aktów delegowanych w celu uzupełnienia niniejszego rozporządzenia przez ustanowienie obowiązkowych norm lub ich części, o których to normach mowa w niniejszym artykule.

2.   W przypadku gdy nie przyjęto aktu delegowanego zgodnie z ust. 1 niniejszego artykułu, Komisja jest uprawniona do przyjmowania zgodnie z art. 34 aktów delegowanych w celu uzupełnienia niniejszego rozporządzenia przez ustanowienie obowiązkowych wymagań technicznych lub ich części do celów:

Komisja może przyjmować te akty delegowane wyłącznie w przypadku, gdy skierowała wniosek o normalizację do co najmniej jednej europejskiej organizacji normalizacyjnej i jeżeli spełniony jest jeden z następujących warunków:

1.   Państwa członkowskie ustanawiają przepisy dotyczące kar mających zastosowanie w przypadku naruszeń niniejszego rozporządzenia i podejmują wszelkie niezbędne środki w celu zapewnienia ich wykonywania.

Przewidziane kary muszą być skuteczne, proporcjonalne i odstraszające i obejmują co najmniej:

Do dnia 5 sierpnia 2025 r. państwa członkowskie powiadamiają Komisję o tych przepisach i środkach, a także powiadamiają ją niezwłocznie o wszelkich późniejszych zmianach, które ich dotyczą.

2.   Państwa członkowskie zapewniają, zgodnie z prawem krajowym, aby właściwe organy były uprawnione do nakładania co najmniej następujących kar administracyjnych i środków administracyjnych za naruszenia art. 12, art. 14 ust. 14, art. 16 ust. 2, art. 20, art. 23 ust. 1, art. 27 ust. 1, art. 28 ust. 1 i 2 oraz art. 29 ust. 1 i 2, pod warunkiem że nie zagrażają one bezpieczeństwu dostaw energii:

W przypadku osób prawnych kwota grzywien administracyjnych, o których mowa w lit. e), nie przekracza 20 % rocznego obrotu w poprzedzającym roku obrachunkowym. W przypadku osób fizycznych wysokość tych grzywien nie przekracza 20 % rocznego dochodu w poprzednim roku kalendarzowym.

3.   W przypadku gdy system prawny państwa członkowskiego nie przewiduje grzywien administracyjnych, mogą one być nakładane na wniosek właściwych organów przez właściwe sądy krajowe. Grzywny te są skuteczne, a ich skutki są równoważne ze skutkami grzywien administracyjnych nakładanych przez organy administracyjne.

4.   Wykonując swoje uprawnienia na mocy niniejszego artykułu, właściwe organy ściśle współpracują w celu zapewnienia, aby ich uprawnienia były wykonywane oraz aby nakładane przez nie grzywny administracyjne i środki administracyjne były opracowywane i stosowane w sposób skuteczny i spójny w całej Unii.

5.   Karze podlegają co najmniej następujące naruszenia:

6.   W przypadku gdy spełnione są warunki określone w art. 15 ust. 8, państwa członkowskie rozważają zmniejszenie lub nienakładanie na operatorów kar na okres realizacji, jaki organy krajowe uznają za niezbędny.

7.   Stosownie do sytuacji państwa członkowskie uwzględniają co najmniej następujące orientacyjne kryteria nakładania kar:

8.   Państwa członkowskie co roku publikują informacje na temat rodzaju i wysokości kar nałożonych na mocy niniejszego rozporządzenia, naruszeń oraz operatorów, przedsiębiorstw, operatorów kopalń lub importerów, na których nałożono kary.

W stosownych przypadkach informacje takie przekazuje się zgodnie z art. 22 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1203 (30).

1.   Powierzenie Komisji uprawnień do przyjęcia aktów delegowanych podlega warunkom określonym w niniejszym artykule.

2.   Uprawnienia do przyjęcia aktów delegowanych, o których mowa w art. 22 ust. 3, art. 27 ust. 1, art. 29 ust. 4 i 6 oraz art. 32, powierza się Komisji na okres pięciu lat od dnia 4 sierpnia 2024 r., i automatycznie przedłuża na takie same okresy.

3.   Przekazanie uprawnień, o którym mowa w art. 22 ust. 3, art. 27 ust. 1, art. 29 ust. 4 i 6 oraz art. 32 może zostać w dowolnym momencie odwołane przez Parlament Europejski lub przez Radę. Decyzja o odwołaniu kończy przekazanie określonych w niej uprawnień. Decyzja o odwołaniu staje się skuteczna następnego dnia po jej opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej lub w późniejszym terminie określonym w tej decyzji. Nie wpływa ona na ważność już obowiązujących aktów delegowanych.

4.   Przed przyjęciem aktu delegowanego Komisja konsultuje się z ekspertami wyznaczonymi przez każde państwo członkowskie zgodnie z zasadami określonymi w Porozumieniu międzyinstytucjonalnym z dnia 13 kwietnia 2016 r. w sprawie lepszego stanowienia prawa.

5.   Niezwłocznie po przyjęciu aktu delegowanego Komisja przekazuje go równocześnie Parlamentowi Europejskiemu i Radzie.

6.   Akt delegowany przyjęty na podstawie art. 22 ust. 3, art. 27 ust. 1, art. 29 ust. 4 i 6 lub art. 32 wchodzi w życie tylko wówczas, gdy ani Parlament Europejski, ani Rada nie wyraziły sprzeciwu w terminie dwóch miesięcy od przekazania tego aktu Parlamentowi Europejskiemu i Radzie, lub gdy, przed upływem tego terminu, zarówno Parlament Europejski, jak i Rada poinformowały Komisję, że nie wniosą sprzeciwu. Termin ten przedłuża się o dwa miesiące z inicjatywy Parlamentu Europejskiego lub Rady.

1.   Komisję wspomaga Komitet ds. Unii Energetycznej ustanowiony na mocy art. 44 rozporządzenia (UE) 2018/1999. Komitet ten jest komitetem w rozumieniu rozporządzenia (UE) nr 182/2011.

2.   W przypadku odesłania do niniejszego ustępu stosuje się art. 4 rozporządzenia (UE) nr 182/2011.

3.   W przypadku odesłania do niniejszego ustępu stosuje się art. 5 rozporządzenia (UE) nr 182/2011.

1.   Komisja monitoruje stosowanie niniejszego rozporządzenia oraz dokonuje przeglądu jego stosowania, do dnia 1 stycznia 2028 r., a następnie co pięć lat, przedkłada sprawozdanie Parlamentowi Europejskiemu i Radzie.

2.   W sprawozdaniu, o którym mowa w ust. 1, przeglądowi poddaje się w szczególności:

Przegląd ten uwzględnia odpowiednie przepisy Unii w powiązanych dziedzinach. W stosownych przypadkach Komisja przedkłada Parlamentowi Europejskiemu i Radzie wniosek ustawodawczy wraz ze swoim sprawozdaniem, uwzględniając odpowiednie przepisy Unii w powiązanych dziedzinach.

3.   Do celów niniejszego artykułu Komisja może wystąpić do państw członkowskich i właściwych organów o udzielenie informacji, a w szczególności uwzględnia informacje przedstawione przez państwa członkowskie w zintegrowanych krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu, ich aktualizacjach oraz w krajowych sprawozdaniach z postępów w dziedzinie energii i klimatu na podstawie rozporządzenia (UE) 2018/1999.