Глава 2. Технические регламенты

Статья 6. Цели принятия технических регламентов

1. Технические регламенты принимаются в целях: защиты жизни или здоровья граждан, имущества физических или юридических лиц, государственного или муниципального имущества;

охраны окружающей среды, жизни или здоровья животных и растений; предупреждения действий, вводящих в заблуждение приобретателей.

2. Принятие технических регламентов в иных целях не допускается.

Статья 7. Содержание и применение технических регламентов

1. Технические регламенты с учетом степени риска причинения вреда устанавливают минимально необходимые требования, обеспечивающие: безопасность излучений;

биологическую безопасность; взрывобезопасность;

механическую безопасность; пожарную безопасность;

промышленную безопасность;

термическую безопасность;

химическую безопасность;

электрическую безопасность;

ядерную и радиационную безопасность;

электромагнитную совместимость в части обеспечения безопасности работы приборов и оборудования;

единство измерений.

2. Требования технических регламентов не могут служить препятствием осуществлению предпринимательской деятельности в большей степени, чем это минимально необходимо для выполнения целей, указанных в пункте 1 статьи 6 настоящего Федерального закона.

3. Технический регламент должен содержать исчерпывающий перечень продукции, процессов производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, в отношении которых устанавливаются его требования, и правила идентификации объекта технического регулирования для целей применения технического регламента. В техническом регламенте в целях его принятия могут содержаться правила и формы оценки соответствия (в том числе схемы подтверждения соответствия), определяемые с учетом степени риска, предельные сроки оценки соответствия в отношении каждого объекта технического регулирования и (или) требования к терминологии, упаковке, маркировке или этикеткам и правилам их нанесения.

Оценка соответствия проводится в формах государственного контроля (надзора), аккредитации, испытания, регистрации, подтверждения соответствия, приемки и ввода в эксплуатацию объекта, строительство которого закончено, и в иной форме.

Содержащиеся в технических регламентах обязательные требования к продукции, процессам производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, правилам и формам оценки соответствия, правила идентификации, требования к терминологии, упаковке, маркировке или этикеткам и правилам их нанесения являются исчерпывающими, имеют прямое действие на всей территории Российской Федерации и могут быть изменены только путем внесения изменений и дополнений в соответствующий технический регламент.

Не включенные в технические регламенты требования к продукции, процессам производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, правилам и формам оценки соответствия, правила идентификации, требования к терминологии, упаковке, маркировке или этикеткам и правилам их нанесения не могут носить обязательный характер.

4. Технический регламент должен содержать требования к характеристикам продукции, процессам производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, но не должен содержать требования к конструкции и исполнению, за исключением случаев, если из-за отсутствия требований к конструкции и исполнению с учетом степени риска причинения вреда не обеспечивается достижение указанных в пункте 1 статьи 6 настоящего Федерального закона целей принятия технического регламента.

5. В технических регламентах с учетом степени риска причинения вреда могут содержаться специальные требования к продукции, процессам производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, требования к терминологии, упаковке, маркировке или этикеткам и правилам их нанесения, обеспечивающие защиту отдельных категорий граждан (несовершеннолетних, беременных женщин, кормящих матерей, инвалидов).

6. Технические регламенты применяются одинаковым образом и в равной мере независимо от страны и (или) места происхождения продукции, осуществления процессов производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, видов или особенностей сделок и (или) физических и (или) юридических лиц, являющихся изготовителями, исполнителями, продавцами, приобретателями с учетом положений пункта 9 настоящей статьи.

7. Технический регламент не может содержать требования к продукции, причиняющей вред жизни или здоровью граждан, накапливаемый при длительном использовании этой продукции и зависящий от других факторов, не позволяющих определить степень допустимого риска. В этих случаях технический регламент может содержать требование, касающееся информирования приобретателя о возможном вреде и о факторах, от которых он зависит.

8. Международные стандарты и (или) национальные стандарты могут использоваться полностью или частично в качестве основы для разработки проектов технических регламентов.

9. Технический регламент может содержать специальные требования к продукции, процессам производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, терминологии, упаковке, маркировке или этикеткам и правилам их нанесения, применяемые в отдельных местах происхождения продукции, если отсутствие таких требований в силу климатических и географических особенностей приведет к недостижению целей, указанных в пункте 1 статьи 6 настоящего Федерального закона.

10. Технический регламент, принимаемый федеральным законом или постановлением Правительства Российской Федерации, вступает в силу не ранее чем через шесть месяцев со дня его официального опубликования.

11. Правила и методы исследований (испытаний) и измерений, а также правила отбора образцов для проведения исследований (испытаний) и измерений, необходимые для применения технических регламентов, разрабатываются с соблюдением положений статьи 9 настоящего Федерального закона федеральными органами исполнительной власти в пределах их компетенции в течение шести месяцев со дня официального опубликования технических регламентов и утверждаются Правительством Российской Федерации.

12. Правительство Российской Федерации разрабатывает предложения об обеспечении соответствия технического регулирования интересам национальной экономики, уровню развития материально-технической базы и уровню научно-технического развития, а также международным нормам и правилам. В этих целях Правительством Российской Федерации утверждается программа разработки технических регламентов, которая должна ежегодно уточняться и опубликовываться.

Правительством Российской Федерации организуются постоянные учет и анализ всех случаев причинения вреда вследствие нарушения требований технических регламентов жизни или здоровью граждан, имуществу физических или юридических лиц, государственному или муниципальному имуществу, окружающей среде, жизни или здоровью животных и растений с учетом тяжести этого вреда, а также организуется информирование приобретателей, изготовителей и продавцов о ситуации в области соблюдения требований технических регламентов.

8) Статья 11. Цели стандартизации

Стандартизация осуществляется в целях:

повышения уровня безопасности жизни или здоровья граждан, имущества физических или юридических лиц, государственного или муниципального имущества, экологической безопасности, безопасности жизни или здоровья животных и растений и содействия соблюдению требований технических регламентов;

повышения уровня безопасности объектов с учетом риска возникновения чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера;

обеспечения научно-технического прогресса;

повышения конкурентоспособности продукции, работ, услуг;

рационального использования ресурсов;

технической и информационной совместимости;

сопоставимости результатов исследований (испытаний) и измерений, технических и экономико-статистических данных;

взаимозаменяемости продукции.

 

Статья 12. Принципы стандартизации

Стандартизация осуществляется в соответствии с принципами: добровольного применения стандартов;

максимального учета при разработке стандартов законных интересов заинтересованных лиц;

применения международного стандарта как основы разработки национального стандарта, за исключением случаев, если такое применение признано невозможным вследствие несоответствия требований международных стандартов климатическим и географическим особенностям Российской Федерации, техническим и (или) технологическим особенностям или по иным основаниям либо Российская Федерация в соответствии с установленными процедурами выступала против принятия международного стандарта или отдельного его положения;

недопустимости создания препятствий производству и обращению продукции, выполнению работ и оказанию услуг в большей степени, чем это минимально необходимо для выполнения целей, указанных в статье 11 настоящего Федерального закона;

недопустимости установления таких стандартов, которые противоречат техническим регламентам;

обеспечения условий для единообразного применения стандартов.

9) Статья 13. Документы в области стандартизации

К документам в области стандартизации, используемым на территории Российской Федерации, относятся:

национальные стандарты;

правила стандартизации, нормы и рекомендации в области стандартизации;

применяемые в установленном порядке классификации, общероссийские классификаторы

технико-экономической и социальной информации;

стандарты организаций.

 

10) Об утверждении Правил учета газа (с изменениями на 26 декабря 2014 года) министерство энергетики российской федерацииприказ От 30 декабря 2013 года N 961.

I. Общие положения

1.1. Настоящие Правила устанавливают порядок учета количества (объема) добытого, транспортируемого, перерабатываемого, хранимого и потребляемого природного газа, нефтяного (попутного) газа, отбензиненного сухого газа, газа из газоконденсатных месторождений, добываемого и собираемого газо- и нефтеперерабатывающими организациями, и газа, вырабатываемого газо- и нефтеперерабатывающими организациями (далее - газ).

 

1.2. При проведении учета газа осуществляется упорядоченный сбор, регистрация и обобщение информации о количественных и (или) о количественных и качественных их показателях в натуральном выражении, о наличии и движении путем документального оформления всех операций, связанных с добычей, транспортировкой, переработкой, хранением и потреблением.

 

1.3. Последовательно выполняемые действия по сбору, накоплению и составлению информации об учете газа и ее отражению в первичных учетных документах должны предусматривать совокупность операций, выполняемых для определения количественных значений объемов газа и (или) их количественных и качественных показателей, регистрацию, а при необходимости расчет его количественных и (или) количественных и качественных показателей.

 

1.4. Правила распространяются на юридических и физических лиц, включая индивидуальных предпринимателей.

 

1.5. Юридические лица и индивидуальные предприниматели, осуществляющие учет газа в установленном законодательством Российской Федерации порядке, обеспечивают должностным лицам государственного метрологического надзора доступ к средствам измерений и (или) техническим системам и устройствам с измерительными функциями.

 

1.6. Средства измерений и (или) технические системы и устройства с измерительными функциями, применяемые для учета газа в сферах государственного регулирования, должны отвечать требованиям законодательства Российской Федерации об обеспечении единства измерений.

 

1.7. Измерения объемов газа, в том числе показатели точности измерений объемов газа, определяются в соответствии с законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений.

 

1.8. Средства измерений и (или) технические системы и устройства с измерительными функциями должны быть защищены от несанкционированного вмешательства.

11) II. Учет количественных и (или) качественных показателей газа

2.1. Целями учета являются:
осуществление финансовых расчетов при газоснабжении;

контроль за режимами поставки газа и контроль за потреблением газа организацией в целом, отдельным газоиспользующим оборудованием или в технологическом процессе;

контроль за использованием газа.

 

2.2. При добыче учету подлежит газ:

добытый;

поставленный потребителям;

расходуемый на обеспечение собственных нужд газодобывающей организации, в том числе на технологические нужды, на жилищно-коммунальные и бытовые нужды (собственные производственно-технологические нужды) (в том числе в качестве топлива);

сожженный на факельных установках;

полученный от других газодобывающих организаций;

утерянный.

 

2.3. При транспортировке учету подлежит газ:

принимаемый от грузоотправителя для транспортировки;

сдаваемый грузополучателю;

передаваемый одной организацией трубопроводного транспорта другой организации трубопроводного транспорта;

утерянный.

 

2.4. При переработке учету подлежит газ:

поставленный на газоперерабатывающий объект;

сожженный на факельных установках;

отпущенный с газоперерабатывающего объекта;

расходуемый на обеспечение собственных нужд газоперерабатывающего объекта, в том числе на технологические нужды, на жилищно-коммунальные и бытовые нужды (собственные производственно-технологические нужды) (в том числе в качестве топлива);

утерянный.

 

2.5. При хранении учету подлежит газ:

принимаемый в места хранения;

отпускаемый с мест хранения;

утерянный.

 

2.6. При потреблении учету подлежит газ при входе на газопотребляющий объект.

 

2.7. При добыче, транспортировке, переработке, хранении и потреблении газа для учета количественных значений объемов газа применяется единица измерения, определяемая учетной политикой организации.

 

2.8. В целях формирования достоверной информации при учете объема газа определяются:

технологические объекты и места на технологической схеме, где производятся измерения объема газа;

перечень показателей газа, подлежащих измерению;

состав средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями и параметры измерений.

 

2.9. Измерения объема газа выполняются по аттестованным в установленном порядке методикам (методам) измерений.

 

2.10. При приеме-передаче газа его объем измеряется средствами измерений и (или) техническими системами и устройствами с измерительными функциями, определенными проектной документацией на объекты транспортировки, хранения и (или) потребления.

При поставках газа газотранспортной организацией газораспределительной организации объем газа измеряется средствами измерений и (или) техническими системами и устройствами с измерительными функциями газотранспортной организации.

 

2.11. Количество (объемы) газа ежемесячно с начала года учитывается в форме баланса газа.

III. Особенности учета газа

3.1. Учет природного газа при добыче должен проводиться в календарном месяце, в котором проводилось его измерение.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 10 марта 2015 года приказом Минэнерго России от 26 декабря 2014 года N 997.

 

3.2. Учет добытого природного газа проводится для стандартных условий независимо от теплотворной способности газа и других параметров, определяющих качественные характеристики природного газа.

 

3.3. Объем добытого природного газа, приведенного к стандартным условиям, подготовленного и по своему качеству соответствующего национальному (региональному или международному) стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов - стандарту организации, определяется как сумма количества природного газа, измеренного и переданного для транспортировки, с учетом количества фактических потерь природного газа при добыче, а также остатков природного газа во внутрипромысловых газопроводах.

В случае если на объектах сбора и подготовки природного газа его отпуск сторонним организациям и (или) на собственные производственно-технологические нужды осуществляется в составе газоводоконденсатной смеси, то количество отпущенного природного газа, определенного по показателям переданного объема газоводоконденсатной смеси и ее физико-химическим характеристикам, учитывается в объеме добытого природного газа.

На объектах сбора и подготовки природного газа его отпуск без проведения учета не допускается.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 10 марта 2015 года приказом Минэнерго России от 26 декабря 2014 года N 997.

 

3.4. Фактические потери природного газа при добыче, транспортировке, переработке и хранении (при закачке и отборе из газохранилищ) определяются собственником природного газа по каждому конкретному месту их образования и оформляются актами.

 

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

 

3.6. При контроле параметров технологического процесса сбора и подготовки природного газа газодобывающая организация ведет учет природного газа в составе извлекаемой из недр газовой смеси (далее - оперативный учет природного газа).

Регистрация показаний средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями о показателях природного газа в составе извлекаемой из недр газовой смеси при оперативном учете природного газа осуществляется в эксплуатационных документах.

Порядок ведения оперативного учета природного газа определяется газодобывающей организацией в соответствии с принятой схемой и технологией разработки месторождения, проектом обустройства месторождения или плана пробной эксплуатации скважин.

 

3.7. Количественные и качественные показатели природного газа при приеме-передаче для транспортировки, а также в процессе распределения измеряются на линии раздела объектов газоснабжения и (или) распределения между владельцами по признаку собственности или владения на ином законном основании.

 

3.8. При отсутствии либо неисправности средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями у газораспределительной организации количество поданного природного газа поставщиком определяется по данным средств измерения и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями поставщика газа.

 

3.9. При отсутствии либо неисправности средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями у потребителя количество поданного газа поставщиком или газораспределительной организацией определяется по проектной мощности газопотребляющих объектов исходя из времени, в течение которого подавался газ в период отсутствия либо неисправности средств измерения и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями.

 

3.10. Учет количества природного газа, реализуемого населению, осуществляется средствами измерений в условиях их применения.

Количество природного газа, реализуемого населению, при отсутствии средств измерений газа определяется в соответствии с положениями постановления Правительства Российской Федерации от 13 июня 2006 года N 373 "О порядке установления нормативов потребления газа населением при отсутствии приборов учета газа" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2006, N 25, ст.2733).

 

3.11. Количество добытого попутного (нефтяного) газа за отчетный период нефтегазодобывающие организации учитывают раздельно по каждому лицензионному участку недр в соответствии с проектной документацией лицензионного участка по результатам измерений средствами измерений и (или) техническими системами и устройствами с измерительными функциями.

На объектах сбора и подготовки попутного (нефтяного) газа его отбор без проведения учета не допускается.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 10 марта 2015 года приказом Минэнерго России от 26 декабря 2014 года N 997.

 

3.12. Количество добытого попутного (нефтяного) газа за отчетный период нефтегазодобывающие организации определяют суммированием количества добытого попутного (нефтяного) газа по каждому лицензионному участку недр в отчетном периоде, с учетом фактических потерь, количества отпущенного (полученного) другой нефтегазодобывающей организации (от другой нефтегазодобывающей организации) и использованного на собственные производственно-технологические нужды.

 

3.13. По результатам измерений принятого (переданного) количества попутного (нефтяного) газа от сторонних организаций оформляется акт приема-сдачи попутного (нефтяного) газа.

 

3.14. Количество попутного (нефтяного) газа, направленного на сжигание, учитывается по показаниям средств измерения и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями.

 

3.15. В целях учета попутного (нефтяного) газа фактические потери попутного (нефтяного) газа при добыче и транспортировке определяются и учитываются нефтегазодобывающей организацией по каждому конкретному месту их образования.

 

3.16. По завершении отчетного периода нефтегазодобывающая организация составляет баланс добычи попутного (нефтяного) газа.

 

3.17. В процессе сбора и подготовки природного газа нефтегазодобывающая организация ведет учет попутного (нефтяного) газа в составе извлекаемой из недр нефтегазоводяной смеси в целях контроля параметров технологического процесса (далее - оперативный учет попутного (нефтяного) газа).

Регистрация показаний средств измерений и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями о показателях попутного (нефтяного) газа в составе извлекаемой из недр нефтегазоводяной смеси при оперативном учете попутного (нефтяного) газа осуществляется в эксплуатационных документах.

Порядок ведения оперативного учета попутного (нефтяного) газа устанавливается нефтегазодобывающей организацией в соответствии с принятой схемой и технологией разработки месторождения, проектом обустройства месторождения или планом пробной эксплуатации скважин.

 

3.18. Количество попутного (нефтяного) газа, поступившего на переработку либо поставляемого с переработки, сжигаемого на факельных установках, подлежит учету.

 

3.19. Фактические технологические потери попутного (нефтяного) газа при добыче, транспортировке, переработке и хранении (при закачке и отборе из газохранилищ) определяются и учитываются собственником попутного (нефтяного) газа по каждому месту их образования.

 

3.20. Учет при потреблении попутного (нефтяного) газа должен предусматривать измерение и регистрацию его количественных показателей на входе в газопотребляющий объект.