Artykuł 14

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:

a) w odniesieniu do komponentów naziemnych i podziemnych, z wyłączeniem sieci dystrybucyjnych i przesyłowych – zgodnie z minimalną częstotliwością określoną w załączniku I cześć 1 pkt 1;

b) w odniesieniu do komponentów sieci dystrybucyjnych i przesyłowych – zgodnie z minimalną częstotliwością określoną w załączniku I część 1 pkt 2;

c) w odniesieniu do wszystkich komponentów morskich – zgodnie z minimalną częstotliwością określoną w załączniku I część 1 pkt 3;

d) w odniesieniu do wszystkich pozostałych komponentów – zgodnie z minimalną częstotliwością określoną w załączniku I część 1 pkt 4.

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:

a) właściwe organy zatwierdzą ich stosowanie w kontekście programu LDAR;

b) pomiaru dokonuje się na poziomie każdego pojedynczego potencjalnego źródła emisji; oraz

c) technologie te spełniają wymogi określone w ust. 7 i 8 oraz w załączniku I część 2.

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:

a) w przypadku wszystkich komponentów w miejscach przetwarzania – badania LDAR typu 1 przeprowadza się co najmniej raz na 12 miesięcy;

b) w przypadku co najmniej 25 % wszystkich komponentów w miejscach przetwarzania – badania LDAR typu 2 przeprowadza się co 12 miesięcy, a kontrolę wszystkich komponentów – co 48 miesięcy;

c) w przypadku wszystkich komponentów w miejscach produkcji – badania LDAR typu 1 przeprowadza się co najmniej raz na 36 miesięcy;

d) w przypadku wszystkich komponentów w miejscach produkcji – badania LDAR typu 2 przeprowadza się co najmniej raz na 60 miesięcy;

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:

a) w przypadku komponentów znajdujących się nad ziemią i nad poziomem morza: jak najbliżej każdego pojedynczego potencjalnego źródła emisji;

b) w przypadku komponentów podziemnych: najpierw na styku między ziemią a atmosferą, a w przypadku wykrycia wycieku, jak pokreślono w akcie wykonawczym przyjętym zgodnie z ust. 7 dodatkowo jak najbliżej źródła emisji;

c) w przypadku komponentów morskich znajdujących się poniżej poziomu morza lub dna morskiego: z zastosowaniem najlepszych technik wykrywania dostępnych na rynku.

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

a) minimalne granice wykrywalności i techniki wykrywania mające zastosowanie do różnych urządzeń wykrywających, wykorzystywane w celu spełnienia wymogów dotyczących wszystkich komponentów określonych w ust. 8;

b) progi mające zastosowanie do pierwszego etapu badań LDAR, które mają być stosowane w celu spełnienia wymogów dotyczących elementów podziemnych określonych w ust. 8.

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:

a) w badaniu LDAR typu 1: stężenie metanu wynoszące 7 000 części na milion (objętościowo) lub 17 gramów metanu na godzinę;

b) w badaniu LDAR typu 2:

(i) stężenie metanu wynoszące 500 części na milion (objętościowo) lub 1 gram metanu na godzinę w odniesieniu do komponentów naziemnych i komponentów morskich znajdujących się nad poziomem morza;

(ii) stężenie metanu wynoszące 1 000 części na milion (objętościowo) lub 5 gramów metanu na godzinę w drugim etapie badań LDAR w odniesieniu do elementów podziemnych;

(iii) stężenie metanu wynoszące 7 000 części na milion (objętościowo) lub 17 gramów metanu na godzinę w odniesieniu do komponentów morskich poniżej poziomu morza lub dna morskiego.

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:

a) bezpieczeństwa pracowników i innych osób znajdujących się w pobliżu wykrytego wycieku;

b) wszelkich niekorzystnych skutków dla środowiska, jeśli operator jest w stanie wykazać, że skutki te byłyby większe niż korzyści dla środowiska, np. gdyby naprawa mogła prowadzić do wyższego ogólnego poziomu emisji metanu niż miałoby to miejsce w przypadku braku naprawy;

c) dostępu do komponentu, w tym zaplanowanej konserwacji, wymogów dotyczących procesu wydawania pozwoleń lub wymaganych zezwoleń administracyjnych;

d) niedostępności części zamiennych niezbędnych do naprawy komponentu lub niedostępności komponentów zamiennych; oraz

e) znacznego pogorszenia się sytuacji w zakresie dostaw gazu, mogącej doprowadzić do jednego ze stanów kryzysowych, o których mowa w art. 11 ust. 1 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2017/1938 (25).

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:

a) podczas jednego z poprzednich badań LDAR stwierdzono emisje metanu na poziomie równym progom określonym w ust. 8 w standardowych warunkach temperatury i ciśnienia, lub powyżej tych progów – natychmiast po naprawie przeprowadzonej na podstawie ust. 9, i nie później niż 45 dni po niej, aby zapewnić, że zakończyła się ona powodzeniem; oraz

b) stwierdzono emisje metanu na poziomie poniżej progów określonych w ust. 8 w standardowych warunkach temperatury i ciśnienia – nie później niż 3 miesiące po wykryciu emisji, aby co najmniej raz sprawdzić, czy wielkość emisji metanu uległ zmianie i czy konieczna jest naprawa.

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.