Reglamento (UE) 2024/1787 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de junio de 2024, relativo a la reducción de las emisiones de metano en el sector energético y por el que se modifica el Reglamento (UE) 2019/942 (Texto pertinente a efectos del EEE)

1 El presente Reglamento establece normas para la medición, cuantificación, seguimiento, notificación y verificación precisos y correctos de las emisiones de metano del sector energético en la Unión, así como para la reducción de dichas emisiones, entre otros, mediante campañas de detección y reparación de fugas, obligaciones de reparación y restricciones del venteo y la combustión en antorcha. El presente Reglamento también establece normas sobre los instrumentos que garantizan la transparencia respecto de las emisiones de metano.

2 El presente Reglamento se aplica a: a) la exploración y producción de petróleo y gas natural, así como la recolección y el tratamiento de gas natural; b) los pozos inactivos, los pozos taponados temporalmente y los pozos taponados permanentemente y abandonados; c) el transporte y la distribución de gas natural, salvo los sistemas de medición en los puntos de consumo final y las partes de líneas de acometida entre la red de distribución y el sistema de medición ubicadas en la propiedad del cliente final, así como el almacenamiento subterráneo y las actividades en las instalaciones de GNL, y d) las minas de carbón activas, tanto subterráneas como a cielo abierto, las minas de carbón subterráneas cerradas y las minas de carbón subterráneas abandonadas.

3 El presente Reglamento se aplica también a las emisiones de metano que ocurren fuera de la Unión, en lo que respecta al petróleo crudo, al gas natural y al carbón comercializados en la Unión, a que se refiere el capítulo 5.

A los efectos del presente Reglamento, se entenderá por: 1) «emisiones de metano», todas las emisiones directas procedentes de cualquier componente, ya sea como resultado de un venteo, de una combustión en antorcha incompleta o de fugas; 2) «componente», cualquier parte o elemento del equipo utilizado en instalaciones o infraestructuras de petróleo, gas natural o carbón, que pueda emitir metano; 3) «operador», toda persona física o jurídica que explote o controle un activo o, cuando el Derecho nacional lo disponga, en quien se haya delegado un poder económico determinante sobre el funcionamiento técnico de un activo; 4) «activo», una unidad empresarial o de explotación, que puede estar compuesta por varias instalaciones o emplazamientos, incluidos los activos operados y los activos no operados; 5) «activos operados», los activos que estén bajo el control de explotación del operador; 6) «activos no operados», los activos que no estén bajo el control de explotación del operador; 7) «emplazamiento», un conjunto de componentes con alguna relación entre sí en tanto que subdivisión de un activo; 8) «transporte», el transporte tal como se define en el artículo 2, punto 17, de la Directiva (UE) 2024/1788 del Parlamento Europeo y del Consejo ; 9) «gestor de la red de transporte», el gestor de la red de transporte tal como se define en el artículo 2, punto 18, de la Directiva (UE) 2024/1788; 10) «distribución», la distribución tal como se define en el artículo 2, punto 19, de la Directiva (UE) 2024/1788; 11) «gestor de la red de distribución», el gestor de la red de distribución tal como se define en el artículo 2, punto 20, de la Directiva (UE) 2024/1788; 12) «operador minero», toda persona física o jurídica que explote o controle una mina de carbón o, cuando el Derecho nacional lo disponga, en quien se haya delegado un poder económico determinante sobre el funcionamiento técnico de una mina de carbón; 13) «verificación», las actividades realizadas por un verificador para evaluar la conformidad con el presente Reglamento de los informes transmitidos por los operadores, las empresas y los operadores mineros con arreglo al presente Reglamento; 14) «verificador», la persona jurídica que realice actividades de verificación y que, en el momento en el que se expida una declaración de verificación, esté acreditada por un organismo nacional de acreditación con arreglo al Reglamento (CE) n.o 765/2008, o, sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 5, apartado 2, de dicho Reglamento, la persona física autorizada de otro modo a realizar actividades de verificación; 15) «fuente», un componente o estructura geológica que libere metano a la atmósfera, de forma deliberada o involuntaria, intermitente o continuada; 16) «factor de emisión», un coeficiente que cuantifique las emisiones de un gas por unidad de actividad, basado bien en una muestra de datos de medición o bien en otros métodos de cuantificación que se promedien para determinar un índice representativo de emisiones para un nivel dado de actividad bajo unas condiciones dadas de funcionamiento; 17) «factor de emisión genérico», un factor de emisión normalizado para cada tipo de fuente de emisión, obtenido a partir de inventarios o bases de datos pero que, en cualquier caso, no esté verificado mediante mediciones directas; 18) «factor de emisión específico», un factor de emisión para un tipo de fuente de emisión obtenido a partir de mediciones directas; 19) «medición directa», la medición de las emisiones de metano a nivel de fuente con un dispositivo de medición que permita tal medición; 20) «cuantificación», las actividades destinadas a determinar la cantidad de emisiones de metano mediante mediciones directas o, cuando estas no sean viables, sobre la base de otros métodos, como herramientas de simulación y otros cálculos técnicos detallados, o una combinación de dichos métodos; 21) «emisiones de metano a nivel de emplazamiento», todas las fuentes de emisiones de metano dentro de un emplazamiento; 22) «medición a nivel de emplazamiento», una medición que recoja una visión general completa de todas las emisiones de metano a nivel de emplazamiento, incluidas, para una red de tuberías, las emisiones de los segmentos de dicha red y que implica generalmente el uso de sensores montados en una plataforma móvil, como un vehículo, dron, aeronave, embarcación o satélite, o el uso de otros medios, como redes de sensores fijos o de sensores puntuales continuos; 23) «empresa», toda persona física o jurídica que realice al menos una de las actividades siguientes: exploración y producción de petróleo o de gas natural, recolección y tratamiento de gas natural, o transporte, distribución y almacenamiento subterráneo de gas natural, también con respecto al GNL; 24) «instalación de GNL», una instalación de GNL tal como se define en el artículo 2, punto 33, de la Directiva (UE) 2024/1788; 25) «campaña de detección y reparación de fugas» o «campaña de LDAR», la campaña destinada a determinar y detectar las fuentes de fugas de metano y otras emisiones de metano involuntarias y de repararlas o sustituir los componentes pertinentes; 26) «campaña de detección y reparación de fugas de tipo 1» o «campaña de LDAR de tipo 1», la campaña de detección y reparación de fugas efectuada de conformidad con los requisitos establecidos con arreglo al artículo 14, apartados 2, 7 y 8, y al anexo I, parte 1, para las campañas de LDAR de tipo 1; 27) «campaña de detección y reparación de fugas de tipo 2» o «campaña de LDAR de tipo 2», la campaña de detección y reparación de fugas efectuada de conformidad con los requisitos establecidos con arreglo al artículo 14, apartados 2, 7 y 8, y al anexo I, parte 1, para las campañas de LDAR de tipo 2; 28) «lugar de producción», un lugar en el que se extraiga petróleo o gas natural del suelo y en el que no se efectúe ningún tratamiento; 29) «lugar de tratamiento», un lugar en el que se utilicen procesos, como la separación del petróleo y del gas natural del agua, para el tratamiento del petróleo y del gas natural; 30) «paro», la situación en la que un emplazamiento o parte de sus componentes deje de funcionar en condiciones normales de funcionamiento y esté parado, y en la que se requiera una reducción total o parcial de la presión antes de que puedan iniciarse los trabajos de reparación o mantenimiento; 31) «venteo», la liberación directa a la atmósfera de metano sin quemar; 32) «combustión en antorcha», la eliminación de metano por combustión controlada en un dispositivo diseñado para tal fin; 33) «combustión rutinaria en antorcha», la combustión en antorcha durante la producción normal de petróleo o de gas natural, a falta de instalaciones adecuadas o de una geología susceptible de reinyectar el metano, utilizarlo in situ o enviarlo a un mercado, excepto la combustión en antorcha debida a una emergencia o un mal funcionamiento; 34) «antorcha», un dispositivo equipado con un quemador piloto utilizado para la combustión en antorcha; 35) «emergencia», la situación temporal, inesperada e infrecuente en la que las emisiones de metano sean inevitables y necesarias para evitar efectos negativos inminentes y sustanciales en la seguridad de las personas, la salud o el medio ambiente, a excepción de las situaciones derivadas de las siguientes circunstancias o relacionadas con ellas: a) que el operador no haya instalado equipos adecuados de capacidad suficiente para el ritmo y la presión de producción previstos o reales; b) que el operador no limite la producción cuando el ritmo de producción supere la capacidad del equipo o del sistema de recolección correspondiente, excepto cuando el exceso de producción se deba a una emergencia, a un mal funcionamiento o a una reparación no programada aguas abajo y no se prolongue más de ocho horas a partir del momento de la notificación del problema de capacidad aguas abajo; c) un mantenimiento programado; d) una negligencia del operador; e) fallos repetidos, concretamente, cuatro o más fallos de la misma pieza de equipo en los treinta días precedentes; 36) «mal funcionamiento», un fallo o avería repentino e inevitable del equipo que escape al control razonable del operador y perturbe sustancialmente las actividades, sin que no constituya un fallo o avería de equipo causado total o parcialmente por un mantenimiento deficiente, por una negligencia o por otra causa evitable; 37) «eficiencia de destrucción y eliminación», el porcentaje en masa de metano que se destruya o elimine después de que haya cesado la combustión en relación con la cantidad de metano que entre en la antorcha; 38) «pozo inactivo», un pozo de exploración o producción de petróleo o gas o emplazamiento de tal pozo, en tierra o en el mar, en el que no se hayan realizado actividades de exploración o producción durante al menos un año, salvo los pozos taponados temporalmente y los pozos taponados permanentemente y abandonados; 39) «pozo taponado temporalmente», un pozo de exploración o producción de petróleo o gas o emplazamiento de tal pozo, en tierra o en el mar, en el que se hayan instalado barreras para aislar temporalmente el depósito de producción y en el que siga habiendo acceso al pozo; 40) «pozo taponado permanentemente y abandonado», un pozo de exploración o producción de petróleo o gas o emplazamiento de tal pozo, en tierra o en el mar, que haya sido taponado y al que no se pueda volver a acceder, en el que se haya puesto fin a todas las actividades y del que se hayan retirado todas las instalaciones relacionadas con el pozo de conformidad con los requisitos normativos aplicables, y sobre el que pueda proporcionarse documentación tal como se establece en el anexo V, parte 1, punto 3; 41) «saneamiento», el proceso de limpieza de las aguas y los suelos contaminados; 42) «rehabilitación», el proceso de devolver el suelo y la vegetación de un pozo de petróleo o de gas o del emplazamiento de tal pozo a unas condiciones similares a las que existían antes de que se perturbaran; 43) «mina de carbón», un emplazamiento en el que se extraiga o se haya extraído carbón, incluidos terrenos, excavaciones, galerías subterráneas, pozos, excavaciones subterráneas escalonadas, túneles y accesos, estructuras, instalaciones, equipos, maquinaria y herramientas, situados a cielo abierto o subterráneos, y utilizados en, o resultantes de, las labores de extracción de lignito, carbón subbituminoso, carbón bituminoso o antracita de sus yacimientos naturales en la tierra por cualquier medio o método, e incluye las labores de preparación del carbón para su extracción; 44) «mina de carbón activa», una mina de carbón cuyos ingresos procedan, en su mayor parte, de la extracción de lignito, carbón subbituminoso, carbón bituminoso o antracita, y en la que se cumpla al menos una de las condiciones siguientes: a) se esté efectuando el desarrollo de la mina; b) se haya producido carbón en los últimos noventa días; c) los ventiladores de la mina estén en funcionamiento; 45) «mina de carbón subterránea», una mina de carbón en la que el carbón se extraiga haciendo túneles en la tierra hasta llegar al lecho de carbón, en el cual el carbón se extraiga a continuación con equipos de minería subterránea, como cortadoras y maquinaria para minería continua, por tajo largo y tajo corto, y se transporte a la superficie; 46) «mina de carbón a cielo abierto», una mina de carbón en la que el carbón se encuentre cerca de la superficie y pueda extraerse eliminando las capas de roca y suelo que lo recubren; 47) «pozo de ventilación», un pasaje vertical utilizado para llevar aire fresco bajo tierra o para extraer metano y otros gases de una mina de carbón subterránea; 48) «estación de drenaje», una estación que recolecte el metano procedente de un sistema de drenaje de gas de una mina de carbón; 49) «sistema de drenaje», un sistema que pueda abarcar varias fuentes de metano y que drene el gas rico en metano procedente de las vetas de carbón o de los estratos rocosos circundantes y lo transporte a una estación de drenaje; 50) «actividades posteriores a la extracción», las actividades realizadas después de que el carbón haya sido extraído y transportado a la superficie, entre las que se incluyen la manipulación, el tratamiento, el almacenamiento y el transporte del carbón; 51) «medición continua», la medición cuya lectura se tome al menos cada minuto; 52) «yacimiento de carbón», un área que contenga grandes cantidades y concentraciones de carbón explotable, definida según la metodología del Estado miembro para documentar los yacimientos minerales geológicos; 53) «mina de carbón cerrada», una mina de carbón en la que la producción de carbón haya cesado, que se haya cerrado de conformidad con los requisitos aplicables en materia de concesión de licencias u otros acuerdos, y para la que un operador, propietario o licenciatario tenga todavía un permiso, licencia u otro documento jurídico válidos que confieran la responsabilidad de la mina de carbón; 54) «mina de carbón abandonada», una mina de carbón en la que la producción de carbón haya cesado, pero con respecto a la cual no pueda determinarse el operador, propietario o licenciatario que esté sujeto a las obligaciones derivadas de un permiso, licencia u otro documento jurídico válidos que confieran la responsabilidad de la mina de carbón, o que no se haya cerrado de manera regulada; 55) «uso alternativo de una mina de carbón subterránea abandonada», el uso de la infraestructura minera subsuperficial y de los equipos de extracción de carbón para fines distintos de la producción de carbón; 56) «equipo de extracción de carbón», cualquier equipo que quede vinculado a los estratos que contienen metano, como las aberturas de evacuación y las tuberías de drenaje; 57) «mina de hulla coquizable», una mina de carbón en la que al menos el 50 % de la producción media de los tres últimos años disponibles es hulla coquizable, tal como se define en el anexo B del Reglamento (CE) n.o 1099/2008 del Parlamento Europeo y del Consejo ; 58) «productor», una empresa que, en el marco de una actividad comercial, produzca petróleo crudo, gas natural o carbón extrayéndolo del suelo de una zona objeto de la concesión, tratándolo o transportándolo a través de infraestructuras conectadas dentro de dicha zona; 59) «importador», toda persona física o jurídica que, en el marco de una actividad comercial, comercialice en la Unión petróleo crudo, gas natural o carbón originarios de un tercer país, incluida cualquier persona física o jurídica establecida en la Unión designada para realizar los actos y trámites exigidos en virtud del capítulo 5; 60) «exportador», la contraparte contractual del importador en cada contrato celebrado para el suministro de petróleo crudo, gas natural o carbón a la Unión; 61) «perfil de rendimiento del metano», la información y las fichas técnicas individuales de los Estados miembros, los terceros países y, cuando proceda, los productores o importadores de la Unión, así como los productores o exportadores de terceros países que suministren petróleo crudo, gas natural o carbón a la Unión o comercialicen petróleo crudo, gas natural o carbón en la Unión, según proceda, que se publiquen en la base de datos de transparencia sobre el metano; 62) «evento superemisor», un evento sucedido dentro o fuera de la Unión y en el que una fuente o un conjunto de fuentes estrechamente conectadas entre sí en un emplazamiento emitan más de 100 kg de metano por hora; 63) «proceso de conciliación», la investigación y explicación de las razones de cualquier discrepancia estadísticamente significativa entre la cuantificación a nivel de fuente y la medición a nivel de emplazamiento de las emisiones de metano.

1 Al fijar o aprobar las tarifas o las metodologías que deben utilizar los gestores de redes de transporte, los gestores de redes de distribución, los gestores de instalaciones de GNL u otras entidades reguladas, incluidos, en su caso, los gestores de almacenamiento subterráneo de gas, las autoridades reguladoras con arreglo al artículo 57 de la Directiva (UE) 2019/944 y al capítulo X de la Directiva (UE) 2024/1788, tendrán en cuenta los costes soportados y las inversiones realizadas para cumplir las obligaciones derivadas del presente Reglamento, en la medida en que se correspondan con las de una entidad regulada eficiente y comparable desde el punto de vista estructural y sean transparentes. Las autoridades reguladoras podrán utilizar los costes unitarios de inversión a que se refiere el apartado 2 para comparar los costes soportados por los operadores.

2 Cada tres años, la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) establecerá y hará público un conjunto de indicadores y valores de referencia correspondientes para la comparación de los costes unitarios de inversión relacionados con la medición, la cuantificación, el seguimiento, la notificación, la verificación y la reducción de las emisiones de metano, también las procedentes de fugas, venteos y combustiones en antorcha, para proyectos comparables. Las autoridades reguladoras pertinentes a que se refiere el apartado 1 y las entidades reguladas pertinentes proporcionarán a la ACER todos los datos necesarios para la comparación a que se refiere el párrafo primero del presente apartado.

1 Cada Estado miembro designará una o varias autoridades competentes responsables del seguimiento de la aplicación del presente Reglamento y de exigir su cumplimiento. Los Estados miembros comunicarán a la Comisión los nombres y datos de contacto de sus autoridades competentes a más tardar el 5 de febrero de 2025. Los Estados miembros informarán sin dilación a la Comisión de cualquier cambio en los nombres o datos de contacto de sus autoridades competentes.

2 La Comisión pondrá a disposición del público la lista de las autoridades competentes y la actualizará periódicamente tras recibirse notificación de algún cambio procedente de un Estado miembro.

3 Los Estados miembros se asegurarán de que las autoridades competentes establezcan un punto de contacto y dispongan de competencias y recursos adecuados para desempeñar las funciones establecidas en el presente Reglamento.

1 Las autoridades competentes adoptarán, en el ejercicio de sus funciones, las medidas necesarias para garantizar el cumplimiento del presente Reglamento.

2 Los operadores, las empresas, los operadores mineros y los importadores prestarán a las autoridades competentes toda la asistencia necesaria para permitir o facilitar el desempeño de las funciones de las autoridades competentes con arreglo al presente Reglamento, en particular en lo que se refiere a la presentación de documentación o registros, el acceso a los emplazamientos y, en caso de que el emplazamiento esté situado en el mar, el transporte desde el emplazamiento y hasta él.

3 Las autoridades competentes cooperarán entre sí y con la Comisión y podrán cooperar con autoridades de terceros países a fin de garantizar el cumplimiento del presente Reglamento. La Comisión creará una red de autoridades competentes para fomentar la cooperación, con los mecanismos necesarios para intercambiar información, especialmente sobre seguimiento, regulación y cumplimiento, y las mejores prácticas y para hacer posible la celebración de consultas. Los puntos de contacto establecidos en las autoridades competentes apoyarán dichas actividades.

4 Cuando los informes deban hacerse públicos según lo dispuesto en el presente Reglamento, las autoridades competentes los pondrán a disposición del público de forma gratuita, en un sitio web designado y en un formato de libre acceso, descargable y de lectura mecánica. Cuando no se divulgue alguna información por uno o varios de los motivos a que se refiere el artículo 4 de la Directiva 2003/4/CE o, en su caso, en virtud del Derecho de la Unión sobre la protección de datos personales, las autoridades competentes indicarán el tipo de información no divulgada y los motivos de que no se divulgue.

1 Las inspecciones incluirán inspecciones rutinarias a los operadores y operadores mineros e inspecciones no rutinarias a los operadores, empresas, operadores mineros e importadores tal como se establecen en el presente artículo.

2 Las inspecciones incluirán, cuando sea pertinente, controles in situ o auditorías sobre el terreno, exámenes de la documentación y los registros que demuestren el cumplimiento de los requisitos del presente Reglamento, detección y medición de las emisiones de metano, así como cualquier acción de seguimiento emprendida por las autoridades competentes o en su nombre para comprobar y promover el cumplimiento de los requisitos del presente Reglamento. Cuando en una inspección se detecte una infracción grave del presente Reglamento, las autoridades competentes emitirán, como parte del informe a que se refiere el apartado 5, una notificación con las medidas correctoras que debe realizar el operador, la empresa, el operador minero o el importador, en la que se indiquen plazos claros para dichas medidas. Como alternativa, las autoridades competentes podrán decidir ordenar al operador, a la empresa, al operador minero o al importador que presente a la autoridad competente pertinente para su aprobación, una serie de medidas correctoras frente a las infracciones graves que hayan detectado, en el plazo de un mes después de que la inspección haya finalizado. Dichas medidas se incluirán en el informe a que se refiere el apartado 5.

3 La primera inspección rutinaria deberá haberse completado a más tardar el 5 de mayo de 2026. Tras la primera inspección rutinaria, las autoridades competentes elaborarán programas de inspección rutinaria basados en una evaluación de riesgos. Las autoridades competentes podrán decidir sobre el alcance y la frecuencia de las inspecciones rutinarias, sobre la base de una evaluación de los riesgos asociados a cada emplazamiento, como el riesgo medioambiental, incluido el efecto acumulativo de todas las emisiones de metano como contaminante, y los riesgos para la seguridad y la salud de las personas, así como cualquier infracción del presente Reglamento detectada. El intervalo entre inspecciones no podrá ser superior a tres años. Cuando en una inspección se detecte alguna infracción grave del presente Reglamento, la siguiente inspección se realizará en el plazo de diez meses.

4 Sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 3 del presente artículo, las autoridades competentes realizarán inspecciones no rutinarias para: a) investigar las denuncias fundamentadas a que se refiere el artículo 7 y los casos de incumplimiento lo antes posible a partir de la fecha en que las autoridades competentes tengan conocimiento de tales denuncias o incumplimientos y a más tardar diez meses a partir de dicha fecha; b) asegurarse, cuando las autoridades competentes lo consideren oportuno, de que las reparaciones de fugas o las sustituciones de componentes se hayan realizado de conformidad con el artículo 14 y de que se hayan aplicado medidas de mitigación de conformidad con los artículos 18, 22 y 26; c) garantizar el cumplimiento cuando se haya concedido una excepción en virtud del artículo 14, apartado 5; d) verificar, cuando las autoridades competentes lo consideren pertinente, el cumplimiento del presente Reglamento por parte de las empresas y los importadores.

5 Después de cada inspección, las autoridades competentes prepararán un informe en el que se hará constar la base jurídica de la inspección, las etapas procedimentales seguidas, las conclusiones pertinentes y las recomendaciones relativas a las medidas adicionales que debe adoptar el operador, la empresa, el operador minero o el importador, así como los plazos para su ejecución. Cuando proceda, las autoridades competentes podrán preparar un informe que cubra múltiples inspecciones de activos, emplazamientos o componentes del mismo operador, empresa, operador minero o importador, siempre que dichas inspecciones se realicen antes de la siguiente inspección rutinaria. El informe se notificará al operador, la empresa, el operador minero o el importador correspondiente y se hará público en el plazo de dos meses a partir de la fecha de la inspección. Cuando la inspección haya estado motivada por una denuncia presentada de conformidad con el artículo 7, las autoridades competentes informarán al denunciante una vez publicado el informe. Las autoridades competentes harán público el informe de conformidad con la Directiva 2003/4/CE. Cuando no se divulgue alguna información por uno o varios de los motivos a que se refiere el artículo 4 de dicha Directiva, las autoridades competentes indicarán en el informe el tipo de información no divulgada y los motivos de que no se divulgue.

6 Cuando el informe a que se refiere el apartado 5 determine que un operador, empresa, operador minero o importador no cumple los requisitos del presente Reglamento, este adoptará todas las medidas necesarias para que sus actividades se ajusten al presente Reglamento. Las medidas se adoptarán sin demora en el plazo que indiquen las autoridades competentes.

7 Los Estados miembros podrán suscribir acuerdos formales con las instituciones, órganos, organismos o servicios pertinentes de la Unión o de otros Estados miembros o con otras organizaciones intergubernamentales u organismos públicos adecuados, cuando se disponga de ellos, para aportar conocimientos técnicos especializados destinados a apoyar a sus autoridades competentes en el ejercicio de las funciones que les atribuye el presente artículo. A los efectos del presente apartado, se considerará que una organización intergubernamental o un organismo público no es adecuado cuando su objetividad pueda verse comprometida por un conflicto de interés.

1 Toda persona física o jurídica podrá presentar una denuncia por escrito ante las autoridades competentes en relación con una posible infracción del presente Reglamento por parte de un operador, empresa, operador minero o importador.

2 Las denuncias deberán estar debidamente fundamentadas y contener pruebas suficientes de la presunta infracción.

3 Cuando resulte patente que la denuncia no aporta pruebas suficientes para justificar una investigación, las autoridades competentes informarán al denunciante, en un plazo razonable no superior a dos meses desde la recepción de la denuncia, de los motivos de su decisión de no abrir una investigación. El presente apartado no se aplicará cuando las denuncias que no estén suficientemente fundamentadas se presenten de forma repetida y, por ese motivo, sean consideradas abusivas por las autoridades competentes.

4 Sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 3 y en el Derecho nacional aplicable, las autoridades competentes mantendrán informado al denunciante de las medidas adoptadas en el procedimiento y, cuando proceda, le informarán de las vías de recurso alternativas adecuadas, como la posibilidad de acudir a los órganos jurisdiccionales nacionales o cualquier otro procedimiento de reclamación nacional o internacional.

5 Sin perjuicio del Derecho nacional aplicable y sobre la base de procedimientos comparables, las autoridades competentes fijarán y publicarán plazos indicativos para tomar una decisión sobre las denuncias.

1 Los verificadores realizarán actividades de verificación para evaluar la conformidad de los informes de emisiones que les presenten los operadores, empresas, operadores mineros o importadores con los requisitos establecidos en el presente Reglamento. Dichas actividades de verificación incluirán la revisión de todas las fuentes de datos y metodologías utilizadas a fin de evaluar la fiabilidad, credibilidad y precisión de los informes de emisiones, en particular lo siguiente: a) la elección y el empleo de factores de emisión; b) las metodologías, los cálculos, los muestreos o las distribuciones estadísticas, que posibiliten la determinación de las emisiones de metano; c) los riesgos de medición o notificación inadecuadas; d) los sistemas de control o de aseguramiento de la calidad aplicados por los operadores, empresas, operadores mineros o importadores.

2 Al realizar las actividades de verificación a que se refiere el apartado 1 del presente artículo, los verificadores utilizarán las normas y las prescripciones técnicas, según proceda, para la medición y cuantificación de las emisiones de metano, y su mitigación establecidas de conformidad con el artículo 32. Hasta la fecha de aplicación de dichas normas y prescripciones técnicas, según proceda, los operadores, empresas, operadores mineros e importadores, según corresponda, proporcionarán información a los verificadores sobre las normas pertinentes, incluidas las normas europeas u otras normas internacionales, o las metodologías que utilicen, a efectos de las actividades de verificación. Las actividades de verificación también incluirán, cuando proceda, controles in situ con y sin previo aviso para evaluar la fiabilidad, credibilidad y precisión de las fuentes de datos y las metodologías empleadas.

3 Las actividades de verificación a que se refiere el presente artículo se ajustarán a las normas y metodologías europeas u otras internacionales, aplicables a los verificadores a fin de limitar la carga para los operadores, empresas, operadores mineros e importadores, y también para las autoridades competentes, y tendrán debidamente en cuenta la naturaleza de las actividades verificadas y las orientaciones emitidas por la Comisión a este respecto.

4 Si, tras su evaluación, los verificadores constatan con certeza razonable que el informe de emisiones cumple los requisitos del presente Reglamento, expedirán una declaración de verificación que declare la conformidad del informe de emisiones y especifique las actividades de verificación realizadas. Los verificadores solo expedirán la declaración de verificación cuando haya datos e información fiables, creíbles y precisos que permitan determinar las emisiones de metano con un grado razonable de certeza y a condición de que los datos notificados sean coherentes con los datos estimados, estén completos y sean coherentes. Si, tras su evaluación, los verificadores llegan a la conclusión de que el informe de emisiones no cumple los requisitos del presente Reglamento, informarán de ello al operador, la empresa, el operador minero o el importador y le proporcionarán observaciones motivadas al respecto, a la luz de las normas reconocidas. El operador, la empresa, el operador minero o el importador presentarán al verificador un informe de emisiones revisado, sin demora y dentro del plazo fijado por este.

5 Los operadores, las empresas, los operadores mineros y los importadores prestarán toda la asistencia necesaria a los verificadores para permitir o facilitar el desempeño de las actividades de verificación, en particular en lo que se refiere al acceso al emplazamiento y a la presentación de documentación o registros.

1 Los verificadores serán independientes de los operadores, de las empresas, de los operadores mineros y de los importadores y realizarán las actividades de verificación que dispone el presente Reglamento por el interés general. A tal fin, ni los verificadores ni ninguna parte de la misma entidad jurídica podrán ser operadores, empresas, operadores mineros o importadores, ni ser propietarios ni propiedad de un operador, empresa, operador minero o importador. Los verificadores no podrán tener vínculos con los operadores, empresas, operadores mineros o importadores que puedan afectar a su independencia e imparcialidad.

2 Los verificadores que sean personas jurídicas estarán acreditados por un organismo nacional de acreditación con arreglo al Reglamento (CE) n.o 765/2008. Cuando el presente Reglamento no contenga ninguna disposición específica en relación con la acreditación de los verificadores, se aplicará el Reglamento (CE) n.o 765/2008.

3 Los Estados miembros podrán decidir autorizar a personas físicas para ser verificadores a efectos del presente Reglamento. Dichos verificadores estarán autorizados por una autoridad nacional que sea distinta del organismo nacional de acreditación designado con arreglo al artículo 4, apartado 1, del Reglamento (CE) n.o 765/2008.

4 Cuando un Estado miembro decida aplicar el apartado 3, se asegurará de que la autoridad nacional pertinente cumpla los requisitos del presente Reglamento y aporte a la Comisión y a los demás Estados miembros todas las pruebas documentales necesarias para verificar la competencia de los verificadores autorizados con arreglo a dicho apartado.

1 En el desempeño de sus funciones y el ejercicio de sus competencias con arreglo al presente Reglamento, la Comisión, las autoridades competentes y los verificadores tendrán en cuenta la información publicada por el Observatorio Internacional de Emisiones de Metano (IMEO, por sus siglas en inglés) o la Alianza para la Reducción de las Emisiones de Metano Provenientes de la Producción de Petróleo y Gas (OGMP, por sus siglas en inglés), u otra información pertinente disponible en el ámbito internacional, en particular la información sobre: a) la agregación de los datos sobre emisiones de metano de acuerdo con los métodos estadísticos apropiados; b) la verificación y validación de las metodologías y los procesos estadísticos empleados por el sector industrial para cuantificar los datos sobre emisiones de metano; c) el desarrollo de metodologías de agregación y análisis de datos conformes con las buenas prácticas científicas y estadísticas para garantizar un mayor grado de precisión de las estimaciones de emisiones de metano, con una caracterización adecuada de la incertidumbre; d) la publicación de los datos notificados agregados por fuente principal y por nivel de notificación, clasificados, cuando los haya, por activos operados y no operados, de conformidad con los requisitos de competencia y confidencialidad; e) la comunicación de discrepancias importantes halladas entre las fuentes de datos que contribuyen a la formulación de metodologías científicas más sólidas; f) la notificación de los eventos superemisores detectados mediante un sistema de detección precoz y alerta.

2 La Comisión presentará al IMEO los datos sobre emisiones de metano disponibles al público que considere pertinentes, tal como las autoridades competentes se los haya proporcionado a la Comisión de conformidad con el presente Reglamento.

El presente capítulo se aplica a las actividades a que se refiere el artículo 1, apartado 2, letras a), b) y c).

1 A más tardar el 5 de agosto de 2025, los operadores presentarán a las autoridades competentes un informe que contenga la cuantificación de las emisiones de metano a nivel de fuente estimadas utilizando al menos factores de emisión genéricos para todas las fuentes. Dicho informe podrá contener la cuantificación de las emisiones de metano a nivel de fuente, de conformidad con los requisitos establecidos en el apartado 2 para algunas o la totalidad de las fuentes.

2 Los operadores y las empresas establecidos en la Unión presentarán a las autoridades competentes del Estado miembro en el que esté situado el activo un informe que contenga la cuantificación de las emisiones de metano a nivel de fuente: a) de los activos operados, a más tardar el 5 de febrero de 2026, y b) de los activos no operados, a más tardar el 5 de febrero de 2027, siempre que no hayan sido notificados en aplicación de la letra a). Cuando la medición directa no sea posible, la notificación implicará el empleo de factores de emisión específicos basados en la cuantificación o el muestreo a nivel de fuente.

3 Los operadores y las empresas establecidos en la Unión presentarán a las autoridades competentes del Estado miembro en el que esté situado el activo un informe que contenga la cuantificación de las emisiones de metano a nivel de fuente, complementado con mediciones de las emisiones de metano a nivel de emplazamiento, permitiendo así la evaluación de las estimaciones a nivel de fuente agregadas por emplazamiento y la comparación con estas: a) de los activos operados, a más tardar el 5 de febrero de 2027 y a más tardar el 31 de mayo cada año a partir de entonces, y b) de los activos no operados, a más tardar el 5 de agosto de 2028 y a más tardar el 31 de mayo cada año a partir de entonces, siempre que no hayan sido notificados en aplicación de la letra a). Antes de presentar el informe a las autoridades competentes, los operadores y empresas se asegurarán de que sea evaluado por un verificador e incluya una declaración de verificación expedida de conformidad con el artículo 8.

4 Los informes que se exigen en el presente artículo cubrirán el último año natural para el que se disponga de datos e incluirán, como mínimo, la información siguiente: a) tipo y ubicación de las fuentes de emisión; b) datos detallados para cada tipo de fuente de emisión, notificados en toneladas de metano y en toneladas equivalentes de CO2, utilizando los potenciales de calentamiento atmosférico definidos en el Sexto Informe de Evaluación del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC); c) información detallada sobre las metodologías de cuantificación; d) todas las emisiones de metano de los activos operados; e) el porcentaje de propiedad y las emisiones de metano procedentes de activos no operados multiplicadas por el porcentaje de propiedad; f) una lista de las entidades con control operativo de los activos no operados. La Comisión establecerá, mediante actos de ejecución, un modelo para los informes establecidos en el presente artículo, teniendo en cuenta los informes ya existentes sobre los inventarios nacionales, además de los documentos de orientación técnica y modelos de informe más recientes de la OGMP. Dichos actos de ejecución se adoptarán de conformidad con el procedimiento consultivo a que se refiere el artículo 35, apartado 2. Hasta la adopción de los actos de ejecución correspondientes, los operadores y empresas utilizarán los documentos de orientación técnica y modelos de informe para las actividades de exploración y producción de petróleo crudo y gas natural, la recolección y el tratamiento de gas natural, el transporte, la distribución y el almacenamiento subterráneo de gas y las instalaciones de GNL, según proceda, de la OGMP 2.0.

5 Las mediciones y cuantificaciones a que se refiere el presente artículo se realizarán de conformidad con las normas y prescripciones técnicas, según proceda, establecidas en virtud del artículo 32. Hasta la fecha de aplicación de dichas normas o prescripciones técnicas, los operadores y las empresas seguirán las prácticas industriales más avanzadas y utilizarán las mejores tecnologías disponibles para la medición y cuantificación de las emisiones de metano. En dicho contexto, los operadores y las empresas establecidos en la Unión podrán utilizar al efecto los documentos de orientación técnica más recientes de la OGMP 2.0, aprobados a más tardar el 4 de agosto de 2024. Los operadores y las empresas proporcionarán a las autoridades competentes y a los verificadores información sobre las normas, incluidas las normas europeas u otras normas internacionales, o metodologías utilizadas.

6 Los operadores y las empresas establecidos en la Unión compararán las emisiones de metano cuantificadas a nivel de fuente con las medidas a nivel de emplazamiento. En caso de que existan discrepancias estadísticamente significativas entre la cuantificación a nivel de fuente y la medición a nivel de emplazamiento de las emisiones de metano, los operadores y las empresas: a) lo notificarán sin demora a las autoridades competentes antes de que finalice el período de notificación; b) efectuarán lo antes posible un proceso de conciliación e informarán a la autoridad competente de los resultados del proceso de conciliación, incluida cualquier prueba y documento justificativo, según sea necesario, a más tardar en el siguiente período de notificación. El proceso de conciliación abordará las posibles razones de las discrepancias, incluyendo al menos la precisión e idoneidad de las tecnologías y los métodos utilizados para la cuantificación a nivel de fuente y la medición a nivel de emplazamiento de las emisiones de metano, o cualquier imprecisión de los datos que aparezca en los resultados debido a los métodos, las tecnologías o la extrapolación de resultados por los que se haya optado. A efectos del proceso de conciliación, los operadores y las empresas considerarán la posibilidad de una cuantificación adicional a nivel de fuente o mediciones adicionales a nivel de emplazamiento a fin de aportar las pruebas necesarias para explicar las razones de las discrepancias. Sobre la base de los resultados del proceso de conciliación, los operadores y empresas realizarán ulteriores ajustes en términos numéricos en la cuantificación a nivel de fuente o en las mediciones a nivel de emplazamiento, cuando proceda. Si las autoridades competentes consideran que la información proporcionada por el operador o empresa con arreglo a la letra b) del párrafo primero no explica adecuadamente las razones de las discrepancias, las autoridades competentes podrán solicitar al operador o empresa que proporcione información adicional o tome medidas adicionales.

7 Cuando la información tenga carácter confidencial de conformidad con la Directiva (UE) 2016/943 del Parlamento Europeo y del Consejo , los operadores o empresas de que se trate indicarán en el informe el tipo de información que no se haya comunicado y los motivos de que no se comunique.

8 Las autoridades competentes pondrán a disposición del público y de la Comisión, de conformidad con el artículo 5, apartado 4, los informes a que se refiere el presente artículo, en el plazo de tres meses a partir de su presentación por los operadores o empresas pertinentes.

Los operadores tomarán todas las medidas de mitigación apropiadas para prevenir y reducir al mínimo las emisiones de metano en sus actividades.

1 A más tardar el 5 de mayo de 2025 en el caso de los emplazamientos ya existentes, y en el plazo de seis meses a partir de la fecha de inicio de las actividades, en el caso de los nuevos emplazamientos, los operadores presentarán a las autoridades competentes un programa de detección y reparación de fugas (en lo sucesivo, «programa LDAR»). El programa LDAR incluirá una descripción detallada de las campañas y actividades de LDAR —con los calendarios específicos—, que se efectuarán de conformidad con los requisitos del presente artículo, del anexo I, partes 1 y 2, y de las normas y prescripciones técnicas pertinentes, según proceda, establecidas en virtud del artículo 32. En caso de que se introduzca algún cambio en el programa LDAR, los operadores presentarán lo antes posible a las autoridades competentes un programa LDAR actualizado. Hasta la fecha de aplicación de las normas o prescripciones técnicas establecidas en virtud del artículo 32, los operadores seguirán las prácticas industriales más avanzadas y utilizarán las mejores tecnologías disponibles en el mercado para las campañas de LDAR. Los operadores proporcionarán a las autoridades competentes y a los verificadores información sobre las normas, incluidas las normas internacionales, o metodologías utilizadas. Las autoridades competentes podrán exigir al operador que modifique el programa LDAR teniendo en cuenta los requisitos del presente Reglamento.

2 Los operadores iniciarán la primera campaña de LDAR de tipo 2 de todos los componentes que estén bajo su responsabilidad, de conformidad con el programa LDAR, tan pronto como sea posible a partir del 4 de agosto de 2024. En cualquier caso, los operadores efectuarán la primera campaña de LDAR de tipo 2 a más tardar el 5 de agosto de 2025 para los emplazamientos existentes. Sin perjuicio de las frecuencias establecidas en el anexo I, parte 1, los operadores podrán considerar como primera campaña de LDAR de tipo 2 las campañas de LDAR de tipo 2 efectuadas entre el 3 de agosto de 2022 y el 4 de agosto de 2024. En el plazo de nueve meses a partir de la fecha de inicio de las actividades de los nuevos emplazamientos, los operadores efectuarán la primera campaña de LDAR de tipo 2 de todos los componentes que estén bajo su responsabilidad, de conformidad con el programa LDAR. Tras efectuar la primera campaña de LDAR de tipo 2, los operadores efectuarán campañas de LDAR de tipo 1 y de tipo 2 con las frecuencias siguientes: a) para los componentes de superficie y subterráneos, excluidas las redes de distribución y transporte, de conformidad con las frecuencias mínimas establecidas en el anexo I, parte 1, punto 1; b) para los componentes de las redes de distribución y transporte, de conformidad con las frecuencias mínimas establecidas en el anexo I, parte 1, punto 2; c) para todos los componentes marinos, de conformidad con las frecuencias mínimas establecidas en el anexo I, parte 1, punto 3; d) para todos los demás componentes, de conformidad con las frecuencias mínimas establecidas en el anexo I, parte 1, punto 4.

3 Sin perjuicio de la obligación de efectuar campañas de LDAR de tipo 2 con arreglo al presente artículo, cuando se requiera una campaña de LDAR de tipo 1, los operadores podrán optar por efectuar en su lugar una campaña de LDAR de tipo 2.

4 En el marco de las campañas de LDAR, los operadores podrán utilizar tecnologías avanzadas de detección, siempre que: a) las autoridades competentes aprueben su uso en el contexto del programa LDAR; b) la medición se realice a nivel de cada posible fuente de emisión individual, y c) las tecnologías avanzadas de detección cumplan los requisitos establecidos en los apartados 7 y 8 y sean conformes a los requisitos establecidos en el anexo I, parte 2.

5 Como excepción a lo dispuesto en el apartado 2, párrafo cuarto, del presente artículo, cuando los operadores que produzcan o traten petróleo o gas natural aporten pruebas basadas en mediciones de los cinco años anteriores notificadas por los propios operadores de conformidad con el artículo 12 y evaluadas por un verificador, de que menos del 1 % de todos sus componentes y subcomponentes en cada emplazamiento presentan fugas y de que las emisiones agregadas de metano asociadas a esas fugas son inferiores al 0,08 % del volumen total de gas o al 0,015 % de la masa total de petróleo tratado o extraído, podrán aplicarse diferentes frecuencias a la campaña de LDAR para los componentes de los emplazamientos en los que no se hayan detectado fugas, previa aprobación de las autoridades competentes y siempre que: a) para todos los componentes situados en lugares de tratamiento, se realicen campañas de LDAR de tipo 1 al menos cada doce meses; b) para al menos el 25 % de los componentes situados en lugares de tratamiento, se realicen cada doce meses campañas de LDAR de tipo 2 en las que se comprueben todos los componentes cada cuarenta y ocho meses; c) para todos los componentes situados en lugares de producción, se realicen campañas de LDAR de tipo 1 al menos cada treinta y seis meses; d) para todos los componentes situados en lugares de producción, se realicen campañas de LDAR de tipo 2 al menos cada sesenta meses. Si, tras las campañas de LDAR efectuadas de conformidad con el párrafo primero del presente apartado, el 1 % o un porcentaje mayor de los componentes y subcomponentes de cada emplazamiento presenta fugas, o las emisiones agregadas de metano asociadas a esas fugas son superiores al 0,08 % del volumen total de gas o al 0,015 % de la masa total de petróleo crudo tratado o extraído, el operador de que se trate estará sujeto en ese emplazamiento a las obligaciones establecidas en el apartado 2. La autoridad competente notificará a la Comisión las exenciones concedidas en virtud del presente apartado y realizará las inspecciones no rutinarias a que se refiere el artículo 6, apartado 4.

6 Las campañas de LDAR se efectuarán con dispositivos de detección que permitan descubrir fugas del siguiente modo, para cada tipo de componente: a) en un nivel lo más próximo posible a cada fuente de emisión potencial, para los componentes de superficie y los componentes situados por encima del nivel del mar; b) en el punto de contacto entre el terreno y la atmósfera, para los componentes subterráneos en una primera fase y, cuando se detecte una fuga tal como se especifique en el acto de ejecución adoptado de conformidad con el apartado 7, tan cerca como sea posible de la fuente de emisión, en una segunda fase; c) aplicando las mejores técnicas de detección disponibles en el mercado para los componentes marinos situados por debajo del nivel del mar o debajo del fondo marino.

7 A más tardar el 5 de agosto de 2025, la Comisión especificará, mediante un acto de ejecución: a) los límites mínimos de detección y las técnicas mínimas de detección que han de utilizarse para los distintos dispositivos de detección empleados para cumplir los requisitos relativos a todos los componentes a que se refiere el apartado 8; b) los umbrales aplicables a la primera fase de las campañas de LDAR que hayan de utilizarse al objeto de cumplir los requisitos relativos a los componentes subterráneos a que se refiere el apartado 8. Esos límites, técnicas y umbrales mínimos de detección se basarán en las mejores tecnologías disponibles y en las mejores técnicas de detección disponibles, teniendo en cuenta los distintos tipos de componentes y las campañas de LDAR. Dicho acto de ejecución se adoptará de conformidad con el procedimiento de examen a que se refiere el artículo 35, apartado 3. Hasta la adopción de dicho acto de ejecución, los operadores utilizarán, a fin de cumplir los requisitos del apartado 8, las mejores tecnologías disponibles y las mejores técnicas de detección disponibles, de conformidad con las especificaciones del fabricante para su funcionamiento y mantenimiento.

8 Los operadores repararán o sustituirán todos los componentes que emitan metano en los niveles o por encima de los niveles siguientes, a temperatura y presión estándar y utilizando dispositivos de detección de conformidad con las especificaciones del fabricante para su funcionamiento y mantenimiento: a) para campañas de LDAR de tipo 1: 7000 partes por millón en volumen de metano o 17 gramos por hora de metano; b) para campañas de LDAR de tipo 2: i) 500 partes por millón en volumen de metano o 1 gramo por hora de metano para los componentes de superficie y los componentes marinos por encima del nivel del mar, ii) 1000 partes por millón en volumen de metano o 5 gramos por hora de metano para la segunda fase de las campañas de LDAR de componentes subterráneos, iii) 7000 partes por millón en volumen de metano o 17 gramos por hora para los componentes marinos por debajo del nivel del mar o debajo del fondo marino.

9 La reparación o sustitución de los componentes a que se refiere el apartado 8 se realizará inmediatamente después de su detección. Si la reparación no puede realizarse inmediatamente después de su detección, se intentará lo antes posible, y a más tardar cinco días después de su detección, y se completará en un plazo de treinta días después de su detección. Cuando un operador pueda demostrar que la reparación o sustitución no sería satisfactoria o no sería posible en el plazo de cinco días en un primer intento, o cuando prevea que no sería posible completar la reparación en el plazo de treinta días debido a consideraciones técnicas, administrativas o de seguridad, lo notificará a las autoridades competentes y les proporcionará pruebas al respecto, junto con los programas de reparación y seguimiento que contengan, como mínimo, los elementos establecidos en el anexo II, en un plazo máximo de doce días a partir de la fecha de detección. Dichos programas de reparación y seguimiento incluirán todos los elementos de prueba necesarios que justifiquen cualquier retraso. Garantizarán que se reduzca todo lo posible el impacto medioambiental y se respeten al mismo tiempo las consideraciones técnicas, administrativas y de seguridad pertinentes. Las autoridades competentes podrán exigir al operador que modifique los programas de reparación y seguimiento teniendo en cuenta los requisitos del presente Reglamento. En cualquier caso, la reparación o sustitución se realizará lo antes posible. Los operadores darán prioridad a las reparaciones de fugas de mayor magnitud. Las reparaciones o sustituciones a que se refiere el presente apartado utilizarán las mejores tecnologías disponibles en el mercado que proporcionen protección a largo plazo contra futuras fugas. Las consideraciones técnicas, administrativas y de seguridad a que se refiere el presente apartado se limitarán a: a) la seguridad del personal y las demás personas en las proximidades de la fuga detectada; b) cualquier impacto medioambiental adverso si el operador puede demostrar que dicho impacto sería mayor que los beneficios medioambientales, por ejemplo, cuando una reparación pueda generar un nivel global de emisiones de metano superior al que se generaría de no realizarse la reparación; c) la accesibilidad de un componente, incluido el mantenimiento programado, los requisitos del proceso de concesión de permisos o la autorización administrativa exigida; d) la falta de disponibilidad de piezas de recambio necesarias para la reparación del componente o de componentes de recambio, y e) un deterioro importante de la situación del suministro de gas que pueda generar uno de los niveles de crisis que se mencionan en el artículo 11, apartado 1, del Reglamento (UE) 2017/1938 del Parlamento Europeo y del Consejo .

10 Cuando se apliquen una o varias de las condiciones establecidas en el apartado 9, párrafo sexto, letras a) a e), y sea necesario efectuar un paro antes de que pueda realizarse la reparación o la sustitución, los operadores reducirán al mínimo la fuga en las veinticuatro horas siguientes a la detección y la repararán antes de que finalice el siguiente paro programado o en el plazo de un año, si transcurriera antes, a menos que sea razonable esperar que la realización de una reparación más temprana dé lugar a una situación en la sea muy probable que la cantidad de metano venteado durante las actividades de reparación sea notablemente superior a la cantidad de metano que se escaparía de no realizarse la reparación, o a menos que sea razonable esperar que la realización de una reparación más temprana dé lugar a problemas de seguridad del suministro en pequeñas redes conectadas tal como se definen en la Directiva (UE) 2019/944. El operador aportará sin demora a las autoridades competentes todas las pruebas necesarias que justifiquen su decisión de aplazar la reparación. Toda decisión de aplazar la reparación por razones técnicas, administrativas o de seguridad estará sujeta a la aprobación de las autoridades competentes y se incluirá en los programas de reparación y seguimiento. Las autoridades competentes podrán exigir al operador de que se trate que modifique los programas de reparación y seguimiento teniendo en cuenta los requisitos del presente Reglamento.

11 Los operadores establecerán sin demora, mantendrán actualizado y pondrán a plena disposición de las autoridades competentes un registro de todas las decisiones de aplazar la reparación en virtud del presente artículo, que incluya asimismo todos los elementos de prueba necesarios que justifiquen cada decisión y los correspondientes programas de reparación y seguimiento.

12 No obstante lo dispuesto en el apartado 2, los operadores controlarán los componentes con respecto a los cuales se hayan constatado emisiones: a) de niveles de metano iguales o superiores a los umbrales establecidos en el apartado 8 a temperatura y presión estándar durante una campaña de LDAR anterior, inmediatamente después de la reparación realizada con arreglo al apartado 9 y en un plazo máximo de cuarenta y cinco días a partir de esa fecha, a fin de asegurarse de que la reparación ha tenido éxito, y b) de niveles de metano inferiores a los umbrales establecidos en el apartado 8 a temperatura y presión estándar, en un plazo máximo de tres meses a partir de la fecha de detección de las emisiones, para comprobar, al menos una vez, si la magnitud de las pérdidas de metano ha sufrido variaciones y si es necesaria una reparación. Cuando se detecte un riesgo mayor para la seguridad o un riesgo mayor de fugas de metano, las autoridades competentes podrán recomendar que se realicen campañas de LDAR de los componentes pertinentes con mayor frecuencia.

13 Sin perjuicio de las obligaciones de notificación previstas en el apartado 14, los operadores registrarán todas las fugas detectadas, independientemente de su magnitud, y las controlarán periódicamente y garantizarán que se reparen de conformidad con el apartado 9. Los operadores conservarán el registro durante al menos diez años y proporcionarán dicha información a las autoridades competentes cuando estas la soliciten.

14 Cada año los operadores presentarán a las autoridades competentes del Estado miembro en el que estén situados los activos en cuestión todos los programas de reparación y seguimiento y un informe que resuma los resultados de todas las campañas de LDAR finalizadas en el año anterior. Las autoridades competentes podrán exigir a los operadores que modifiquen el informe o los programas de reparación y seguimiento teniendo en cuenta los requisitos del presente Reglamento.

15 Los operadores podrán delegar cualquiera de las funciones establecidas en el presente artículo. Las funciones delegadas no afectarán a la responsabilidad de los operadores ni a la eficacia de la supervisión por parte de las autoridades competentes.

16 Los Estados miembros se asegurarán de que los prestadores de servicios de LDAR y los operadores dispongan de sistemas de certificación, acreditación o sistemas de cualificación equivalentes, con programas de formación adecuados, en relación con las campañas de LDAR.

17 Sin perjuicio de las Directivas 2008/56/CE y 2013/30/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, las autoridades competentes podrán decidir eximir de los requisitos establecidos en el presente artículo los componentes de petróleo y gas marinos situados en su territorio a una profundidad del agua superior a 700 metros en caso de que el operador pueda aportar pruebas sólidas de que es muy probable que el efecto en el clima de las posibles emisiones de metano procedentes de dichos componentes sea insignificante.

1 Se prohíbe el venteo, salvo en las circunstancias previstas en el presente artículo. Se prohíbe la combustión rutinaria en antorcha.

2 Únicamente se permitirán el venteo y la combustión en antorcha en caso de emergencia o de mal funcionamiento.

3 No obstante lo dispuesto en el apartado 2, se permitirán el venteo y la combustión en antorcha cuando sean inevitables y estrictamente necesarios y con arreglo a las obligaciones de notificación establecidas en el artículo 16. Se considerará que el venteo y la combustión en antorcha son inevitables y estrictamente necesarios en las siguientes situaciones específicas en las que el venteo y la combustión en antorcha, según proceda, no pueden eliminarse completamente o son necesarios por razones de seguridad: a) durante las operaciones normales de los dispositivos neumáticos, los compresores, los tanques de almacenamiento a presión atmosférica, los dispositivos de muestreo y medición y las juntas de gas seco, u otros componentes diseñados para el venteo, siempre y cuando dicho equipo cumpla las normas o prescripciones técnicas establecidas en virtud del artículo 32 y sea objeto de un mantenimiento adecuado para reducir todo lo posible las fugas de metano; b) para eliminar o limpiar las acumulaciones de líquidos en un pozo a la presión atmosférica; c) durante el calibrado o el muestreo de un tanque de almacenamiento u otro recipiente de baja presión, siempre que el tanque o recipiente cumpla las normas o prescripciones técnicas establecidas en virtud del artículo 32; d) durante el trasvase de líquidos desde un tanque de almacenamiento u otro recipiente de baja presión a un vehículo de transporte, siempre que el depósito o recipiente cumpla las normas o las prescripciones técnicas establecidas en virtud del artículo 32; e) durante la reparación, el mantenimiento, los procedimientos de prueba y el desmantelamiento, incluidas la evacuación de presión y la despresurización de equipos para realizar la reparación y el mantenimiento; f) durante una prueba del cabezal de entubación («bradenhead test»); g) durante una prueba de fugas del obturador («packer leakage test»); h) durante una prueba de producción («production test») de una duración inferior a veinticuatro horas; i) cuando el metano no cumpla con las especificaciones de la tubería colectora, siempre y cuando el operador analice muestras de metano dos veces por semana para determinar si se han alcanzado las especificaciones y conduzca el metano a una tubería colectora tan pronto como se alcancen las especificaciones de la tubería; j) durante la puesta en marcha de tuberías, equipos o instalaciones, solo durante el tiempo necesario para purgar las impurezas de la tubería o el equipo; k) durante la limpieza por raspado, la evacuación de presión para realizar reparaciones, el desmantelamiento o la purga de una tubería con fines de reparación o mantenimiento, y solo cuando el gas no pueda ser contenido o redirigido a una parte no afectada de la tubería.

4 Cuando se permita el venteo con arreglo a lo dispuesto en los apartados 2 y 3, los operadores únicamente ventearán en caso de que la combustión en antorcha no sea técnicamente viable debido a la falta de inflamabilidad o a la incapacidad de mantener una llama, ponga en peligro la seguridad de las operaciones o del personal o en caso de que pueda tener peor impacto medioambiental en términos de emisiones. En tal situación, como parte de las obligaciones de notificación establecidas en el artículo 16, los operadores notificarán a las autoridades competentes la necesidad de utilizar el venteo en lugar de la combustión en antorcha y aportarán pruebas de ello.

5 Se sustituirán los equipos que venteen por alternativas que no produzcan emisiones, cuando estén disponibles en el mercado y si cumplen las normas o prescripciones técnicas para los componentes diseñados para el venteo establecidas en virtud del artículo 32.

6 Además de las condiciones establecidas en los apartados 2 y 3, únicamente se permitirá la combustión en antorcha en caso de que la reinyección, la utilización in situ, el almacenamiento para uso posterior o el envío del metano al mercado no sean viables por razones distintas de las económicas. En tal situación, como parte de las obligaciones de notificación establecidas en el artículo 16, los operadores demostrarán a las autoridades competentes la necesidad de utilizar la combustión en antorcha en lugar de la reinyección, la utilización in situ, el almacenamiento para uso posterior o el envío del metano al mercado.

7 Cuando se construya, sustituya o renueve un emplazamiento en su totalidad, los operadores únicamente instalarán y utilizarán dispositivos neumáticos, compresores, tanques de almacenamiento a presión atmosférica, dispositivos de muestreo y medición y juntas de gas seco de emisión cero disponibles en el mercado. Cuando se sustituya o renueve parcialmente un emplazamiento, los operadores solo instalarán y utilizarán en la parte correspondiente dispositivos neumáticos, compresores, tanques de almacenamiento a presión atmosférica, dispositivos de muestreo y medición y juntas de gas seco de emisión cero disponibles en el mercado.

8 Los operadores cumplirán lo dispuesto en el presente artículo sin demora y, en cualquier caso, a más tardar el 5 de febrero de 2026 en el caso de los emplazamientos existentes y a más tardar doce meses después de la fecha de inicio de las actividades en el caso de los nuevos emplazamientos. Cuando los operadores no puedan cumplir lo dispuesto en el presente artículo debido a un retraso excepcional provocado por la necesidad de obtener un permiso o cualquier otra autorización administrativa de las autoridades pertinentes o a la indisponibilidad de los equipos de venteo o de combustión en antorcha, proporcionarán a las autoridades competentes un calendario de aplicación detallado. Dicho calendario incluirá pruebas suficientes del cumplimiento de las condiciones establecidas en el presente apartado. Las autoridades competentes podrán exigir modificaciones de dicho calendario.

1 Los operadores notificarán a las autoridades competentes todos los incidentes de venteo e incidentes de combustión en antorcha: a) causados por una emergencia o un mal funcionamiento, o b) que duren un total de ocho horas o más en un período de veinticuatro horas a partir de un único incidente. La notificación a que se refiere el párrafo primero se efectuará sin demora después del incidente y, a más tardar, en un plazo de cuarenta y ocho horas a partir del inicio del incidente o del momento en que el operador haya tenido conocimiento de este, de conformidad con los elementos indicados en el anexo III. Como excepción a lo dispuesto en el párrafo primero, la combustión en antorcha controlada que se produzca durante los paros se indicará en el informe anual.

2 Los operadores presentarán a las autoridades competentes informes anuales sobre todos los incidentes de venteo e incidentes de combustión en antorcha a que se refieren el apartado 1 del presente artículo y el artículo 15, de conformidad con los elementos indicados en el anexo III y como parte del correspondiente informe mencionado en el artículo 12.

1 Cuando se construya, sustituya o renueve un emplazamiento en su totalidad o en parte, o cuando se instalen nuevas antorchas u otros dispositivos de combustión, los operadores únicamente instalarán antorchas o dispositivos de combustión con encendedor automático o quemador piloto continuo y diseñados con al menos un 99 % de eficiencia de destrucción y eliminación.

2 Los operadores garantizarán que todas las antorchas u otros dispositivos de combustión cumplan los requisitos del apartado 1 a más tardar el 5 de febrero de 2026.

3 Los operadores inspeccionarán las antorchas u otros dispositivos de combustión cada quince días de conformidad con el anexo IV, excepto cuando no se utilicen habitualmente. Cuando las antorchas u otros dispositivos de combustión no se utilicen habitualmente, los operadores los inspeccionarán antes de cada utilización. Como alternativa a las inspecciones periódicas, y siempre que reciba la aprobación de las autoridades competentes, los operadores podrán utilizar sistemas de seguimiento remoto o automatizado, tal como se especifica de conformidad con el anexo IV, puntos 1 y 2. Cuando se detecten irregularidades, los operadores investigarán la causa de la irregularidad y la subsanarán en un plazo de seis horas o, en caso de fenómenos meteorológicos graves u otras condiciones extremas, en un plazo de seis horas después de que las condiciones vuelvan a la normalidad.

4 Cuando se utilicen encendedores automáticos o quemadores piloto continuos, los operadores utilizarán un equipo de supervisión de la llama para realizar un seguimiento constante de la llama de la antorcha principal o de la llama piloto, a fin de garantizar que no se produzca el venteo debido a la extinción fortuita de la llama.

1 A más tardar el 5 de agosto de 2025, los Estados miembros elaborarán y pondrán a disposición del público un inventario de todos los pozos inactivos, los pozos taponados temporalmente y los pozos taponados permanentemente y abandonados situados en su territorio o bajo su jurisdicción que estén registrados, de cuya ubicación existan pruebas o información o cuya ubicación pueda determinarse realizando todos los esfuerzos razonables. Dicho inventario incluirá, como mínimo, los elementos indicados en el anexo V, parte 1. Los Estados miembros llevarán dicho inventario y lo mantendrán al día, para lo cual, entre otras medidas, se realizarán todos los esfuerzos razonables para localizar y documentar todos los pozos inactivos, los pozos taponados temporalmente y los pozos taponados permanentemente y abandonados detectados situados en su territorio o bajo su jurisdicción, sobre la base de una evaluación sólida que tenga en cuenta los hallazgos científicos más actualizados y las mejores técnicas disponibles.

2 Como excepción a lo dispuesto en el apartado 1, los Estados miembros que notifiquen a la Comisión pruebas de la existencia en su territorio o bajo su jurisdicción de un total de al menos 40000 pozos inactivos, pozos taponados temporalmente y pozos taponados permanentemente y abandonados que estén registrados podrán adoptar un plan para completar el inventario a que se refiere el apartado 1 y la cuantificación de emisiones de metano o la demostración de que no hay emisiones de metano, según proceda, en relación con dichos pozos, que incluya, como mínimo, los elementos indicados en el anexo V, parte 1, y lo pondrán a disposición del público, siempre que: a) a más tardar el 5 de agosto de 2025, se haya incluido en el inventario al menos el 20 % de esos pozos, dando prioridad a la inclusión de los pozos inactivos y los pozos taponados temporalmente; b) a más tardar el 5 de agosto de 2026, se haya incluido en el inventario al menos el 40 % de esos pozos; c) cada doce meses después del 5 de agosto de 2026 se incluya en el inventario al menos un 15 % más de esos pozos; d) todos los pozos estén incluidos en el inventario a más tardar el 5 de agosto de 2030. Dicho plan estará sujeto a la aprobación de las autoridades competentes.

3 Sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 4, los informes que contengan información sobre la cuantificación de las emisiones de metano y, cuando existan equipos de seguimiento de la presión, información sobre el seguimiento de la presión de todos los pozos inactivos y los pozos taponados temporalmente se presentarán a las autoridades competentes a más tardar el 5 de mayo de 2026 y, a partir de entonces, a más tardar el 31 de mayo de cada año. Dichos informes incluirán la cuantificación de las emisiones de metano a la atmósfera y al agua e información sobre el seguimiento de la presión, cuando proceda, utilizando las normas o prescripciones técnicas establecidas en virtud del artículo 32. Hasta la fecha de aplicación de dichas normas o prescripciones técnicas, los operadores y los Estados miembros, según proceda, seguirán las prácticas industriales más avanzadas y utilizarán las mejores tecnologías disponibles para la medición y cuantificación de las emisiones de metano. Cuando los operadores o los Estados miembros notifiquen las emisiones de metano en el marco de acuerdos internacionales o regionales en los que la Unión o el Estado miembro de que se trate sean parte, los informes a que se refiere el presente apartado podrán incluir información notificada en el marco de dichos acuerdos. Los informes relativos a los pozos inactivos y los pozos taponados temporalmente situados en Estados miembros que tengan en total al menos 40000 pozos inactivos, pozos taponados temporalmente y pozos taponados permanentemente y abandonados se presentarán a más tardar doce meses a partir de la inclusión de cada uno de los pozos en el inventario y, a partir de entonces, el 31 de mayo de cada año.

4 Cuando se proporcione a las autoridades competentes la cuantificación de las emisiones de metano y, cuando existan equipos de seguimiento de la presión, datos del seguimiento de la presión que demuestren que no ha habido emisiones de metano procedentes de un pozo terrestre taponado temporalmente durante los últimos cinco años, el apartado 3 dejará de aplicarse a ese pozo. Cuando se proporcione a las autoridades competentes la cuantificación de las emisiones de metano y, cuando existan equipos de seguimiento de la presión, datos del seguimiento de la presión que demuestren que no ha habido emisiones de metano procedentes de un pozo marino inactivo o taponado temporalmente durante los últimos tres años, el apartado 3 dejará de aplicarse a ese pozo.

5 Cuando se aporten a las autoridades competentes pruebas fiables de cantidades considerables de emisiones de metano en un pozo marino inactivo o taponado temporalmente después del período de tiempo indicado en el apartado 4, o un pozo taponado permanentemente y abandonado, y cuando esas pruebas hayan sido confirmadas por un tercero independiente, las autoridades competentes decidirán sobre la aplicación a dicho pozo de las obligaciones establecidas en el presente artículo para los pozos taponados temporalmente.

6 Cuando se detecten emisiones de metano en pozos inactivos, pozos taponados temporalmente o pozos taponados permanentemente y abandonados, los Estados miembros, o los responsables con arreglo al apartado 8, adoptarán todas las medidas necesarias de que dispongan para sanear, rehabilitar y taponar permanentemente dichos pozos, según proceda, cuando sea técnicamente viable y teniendo en cuenta el impacto medioambiental de las obras necesarias en vista de la reducción asociada de las emisiones de metano.

7 Antes de presentarlos a las autoridades competentes, los informes a que se refiere el apartado 3 del presente artículo serán evaluados por un verificador e incluirán una declaración de verificación expedida de conformidad con el artículo 8.

8 Los Estados miembros velarán por que los operadores cumplan las obligaciones establecidas en los apartados 3 a 7 y en el apartado 9. Cuando un operador, propietario, licenciatario o alguien que sea de otro modo responsable del pozo con arreglo al Derecho nacional aporte a la autoridad competente pruebas adecuadas y fiables para demostrar que no dispone de los medios financieros suficientes para cumplir dichas obligaciones o cuando no pueda determinarse a los responsables, la responsabilidad por dichas obligaciones recaerá en el Estado miembro.

9 A más tardar el 5 de agosto de 2026, los Estados miembros, o los responsables con arreglo al apartado 8, prepararán un plan de mitigación para sanear, rehabilitar y taponar permanentemente los pozos inactivos y los pozos taponados temporalmente, que incluya, como mínimo, los elementos indicados en el anexo V, parte 2, y lo ejecutarán en un plazo de doce meses a partir de la presentación del primer informe a que se refiere el apartado 3. Como excepción a lo dispuesto en el párrafo primero, cuando un Estado miembro o los responsables con arreglo al apartado 8 puedan demostrar que la ejecución de dicho plan de mitigación no es posible en ese plazo, debido a consideraciones técnicas, administrativas o de seguridad, podrán retrasar su ejecución. El plan de mitigación incluirá todas las pruebas necesarias que justifiquen esa decisión. En tales casos, la ejecución se realizará lo antes posible, velando por que la fecha final de las medidas de mitigación para cada pozo no exceda de tres años a partir de la presentación del primer informe a que se refiere el apartado 3. Las autoridades competentes podrán exigir a los responsables que modifiquen el plan de mitigación teniendo en cuenta los requisitos del presente Reglamento. Los Estados miembros, o los responsables con arreglo al apartado 8, actualizarán el plan de mitigación periódicamente, en consonancia con el inventario a que se refiere el apartado 1 y los informes a que se refiere el apartado 3, así como con cualquier cambio o nueva información que se derive de ellos, y sobre la base de una evaluación sólida que tenga en cuenta los hallazgos científicos más actualizados y las mejores técnicas disponibles. Los planes de mitigación utilizarán los inventarios a que se refiere el apartado 1 y los informes a que se refiere el apartado 3 para determinar la prioridad de las actividades, lo que incluye: a) sanear, rehabilitar y taponar permanentemente los pozos; b) rehabilitar las vías de acceso correspondientes o el suelo circundante bajo el agua, según proceda; c) restaurar el suelo, el agua, el fondo marino y el hábitat afectados por los pozos y las operaciones previas; d) realizar el seguimiento para garantizar que los pozos taponados no sean una fuente de emisiones de metano de conformidad con el presente artículo.

10 Las autoridades competentes revisarán y pondrán a disposición del público y de la Comisión, de conformidad con el artículo 5, apartado 4, los informes y los planes de mitigación contemplados en el presente artículo, en el plazo de tres meses a partir de su presentación por un operador o la finalización de un plan de mitigación por un Estado miembro.

11 Sin perjuicio de lo dispuesto en las Directivas 2008/56/CE y 2013/30/UE, las autoridades competentes podrán decidir eximir de los requisitos establecidos en los apartados 3 o 9 del presente artículo, a los pozos marinos de petróleo y de gas situados en el agua a una profundidad superior a los 700 metros en caso de que se puedan aportar pruebas sólidas de que es muy probable que el efecto en el clima de las posibles emisiones de metano procedentes de dichos pozos sea insignificante.

12 Sin perjuicio de lo dispuesto en las Directivas 2008/56/CE y 2013/30/UE, y siempre que reciba la aprobación de las autoridades competentes, se podrá eximir de los requisitos establecidos en los apartados 3 o 9 del presente artículo a los pozos marinos taponados temporalmente y los pozos marinos taponados permanentemente y abandonados situados en el agua a una profundidad de entre 200 y 700 metros en caso de que el operador pueda demostrar que es muy probable que el efecto en el clima de las posibles emisiones de metano procedentes de dichos pozos sea insignificante mediante la referencia a una evaluación de impacto medioambiental realizada antes de la perforación o después de accidentes sobrevenidos durante las operaciones.

1 La presente sección se aplica a las minas de carbón activas, tanto subterráneas como a cielo abierto.

2 Las emisiones de metano derivadas de minas de carbón subterráneas activas incluyen las emisiones siguientes: a) emisiones de metano procedentes de todos los pozos de ventilación utilizados por el operador minero; b) emisiones de metano procedentes de las estaciones de drenaje y del sistema de drenaje de metano, ya sea como resultado de un venteo deliberado o involuntario, o de una combustión en antorcha incompleta; c) emisiones de metano que ocurran durante las actividades posteriores a la extracción y dentro de la zona de la mina de carbón.

3 Las emisiones de metano derivadas de minas de carbón a cielo abierto activas incluyen las emisiones siguientes: a) emisiones de metano que ocurran en la mina de carbón durante el proceso de extracción; b) emisiones de metano que ocurran durante las actividades posteriores a la extracción y dentro de la zona de la mina de carbón.

1 En el caso de las minas de carbón subterráneas, los operadores mineros realizarán mediciones continuas directas a nivel de fuente y cuantificaciones en todas las salidas de los pozos de ventilación. Los operadores mineros comunicarán a las autoridades competentes las emisiones de metano por pozo de ventilación y por año en kilotoneladas de metano, medidas utilizando equipos y metodologías que tengan especificada una tolerancia de 0,5 kilotoneladas de metano por año o del 5 % de la cantidad comunicada, si este valor es inferior.

2 Los operadores de estaciones de drenaje realizarán mediciones continuas directas a nivel de fuente y cuantificaciones de las emisiones totales de metano venteado y quemado en antorcha, independientemente de los motivos del venteo y la combustión en antorcha.

3 En el caso de las minas de carbón a cielo abierto, los operadores mineros utilizarán factores de emisión de metano de minas de carbón específicos del yacimiento para cuantificar las emisiones de metano derivadas de actividades de extracción. Los operadores mineros establecerán estos factores de emisión con una frecuencia trimestral, siguiendo los estándares científicos adecuados y teniendo en cuenta las emisiones de metano de los estratos circundantes.

4 Las mediciones y cuantificaciones a que se refieren los apartados 1, 2 y 3 se realizarán de conformidad con las normas o prescripciones técnicas aplicables establecidas con arreglo al artículo 32. Hasta la fecha de aplicación de dichas normas o prescripciones técnicas, los operadores mineros seguirán las prácticas industriales más avanzadas y utilizarán las mejores tecnologías disponibles para la medición y cuantificación de las emisiones de metano. Los operadores mineros proporcionarán a las autoridades competentes y a los verificadores información sobre las normas, incluidas las normas internacionales, o metodologías utilizadas. Por lo que respecta a las mediciones continuas directas a nivel de fuente y a las cuantificaciones a que se refieren los apartados 1 y 2, cuando parte del equipo de medición no esté en funcionamiento durante un período determinado, las lecturas realizadas durante los períodos en que el equipo estaba en funcionamiento podrán utilizarse para estimar a prorrata los datos correspondientes al período en que el equipo no haya estado en funcionamiento. El equipo utilizado para las mediciones continuas directas a nivel de fuente y las cuantificaciones a que se refieren los apartados 1 y 2 estará en funcionamiento durante más del 90 % del período en el que se utilice para vigilar las emisiones de metano, excluyendo el tiempo de inactividad necesario para la recalibración y las reparaciones.

5 Cuando proceda, los operadores mineros estimarán las emisiones de metano posteriores a la extracción del carbón utilizando factores de emisión posteriores a la extracción del carbón, actualizados anualmente, a partir de muestras de carbón específicas del yacimiento y siguiendo los estándares científicos adecuados.

6 A más tardar el 5 de agosto de 2025 y, a partir de entonces, a más tardar el 31 de mayo de cada año, los operadores mineros y los operadores de estaciones de drenaje presentarán a las autoridades competentes un informe que contenga los datos anuales de las emisiones de metano a nivel de fuente de conformidad con el presente artículo. Dicho informe cubrirá el último año natural para el que se disponga de datos e incluirá los elementos establecidos en el anexo VI, parte 1, en el caso de las minas de carbón subterráneas activas, el anexo VI, parte 2, en el caso de las minas de carbón a cielo abierto activas, y el anexo VI, parte 3, en el caso de las estaciones de drenaje. Antes de presentarlos a las autoridades competentes, los operadores mineros y los operadores de estaciones de drenaje se asegurarán de que los informes a que se refiere el presente apartado sean evaluados por un verificador e incluyan una declaración de verificación expedida de conformidad con el artículo 8.

7 Las autoridades competentes pondrán a disposición del público y de la Comisión, de conformidad con el artículo 5, apartado 4, los informes a que se refiere el presente artículo en el plazo de tres meses a partir de su presentación por los operadores mineros.

La presente sección se aplica a las emisiones de metano procedentes de las minas de carbón subterráneas a que se refiere el artículo 19, apartado 2.

1 A partir del 1 de enero de 2025, se prohíbe la combustión en antorcha diseñada con una eficiencia de destrucción y eliminación inferior al 99 % y el venteo del metano procedente de los sistemas de drenaje, a excepción de casos de emergencia o mal funcionamiento o cuando sea inevitable y estrictamente necesario recurrir a ellos para el mantenimiento y a excepción del venteo a que se refiere el apartado 2. En tales casos, los operadores de estaciones de drenaje únicamente ventearán cuando la combustión en antorcha no sea técnicamente viable o ponga en peligro la seguridad de las operaciones o del personal. En tal situación, como parte de las obligaciones de notificación establecidas en el artículo 23, los operadores de estaciones de drenaje demostrarán a las autoridades competentes la necesidad del venteo en lugar de la combustión en antorcha.

2 A partir del 1 de enero de 2027, salvo en caso de emergencia, se prohíbe el venteo de metano a través de los pozos de ventilación en las minas de carbón, distintas de las minas de hulla coquizable, que emitan más de cinco toneladas de metano por kilotonelada de carbón extraído. A partir del 1 de enero de 2031, salvo en caso de emergencia, se prohíbe el venteo de metano a través de los pozos de ventilación en las minas de carbón, distintas de las minas de hulla coquizable, que emitan más de tres toneladas de metano por kilotonelada de carbón extraído. Dichos umbrales se aplicarán por año, por mina y por operador, si una entidad explota varias minas de carbón. Las medidas adoptadas de conformidad con el presente apartado no deberán provocar un deterioro de la seguridad de los trabajadores.

3 A más tardar el 5 de agosto de 2027, la Comisión adoptará un acto delegado de conformidad con el artículo 34 para completar el presente Reglamento mediante el establecimiento de restricciones para el venteo de metano procedente de los pozos de ventilación de minas de hulla coquizable.

4 Sin perjuicio de lo dispuesto en los artículos 107 y 108 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea (TFUE), los Estados miembros podrán utilizar un sistema de incentivos para reducir las emisiones de metano basado en tasas, gravámenes o las sanciones a que se refiere el artículo 33, a fin de garantizar que los operadores de minas de carbón existentes cumplan las obligaciones establecidas en los apartados 1 y 2 del presente artículo.

1 A partir del 1 de enero de 2025, los operadores de las estaciones de drenaje notificarán a las autoridades competentes todos los incidentes de venteo y todos los incidentes de combustión en antorcha diseñados con una eficiencia de destrucción y eliminación inferior al 99 %: a) causados por una emergencia o un mal funcionamiento; b) que sucedan de manera inevitable, debido a operaciones de mantenimiento del sistema de drenaje. Dicha notificación se efectuará de conformidad con el anexo VII, sin demora después del incidente y, a más tardar, en un plazo de cuarenta y ocho horas a partir del inicio del incidente o del momento en que el operador haya tenido conocimiento de él.

2 Las autoridades competentes pondrán a disposición del público y de la Comisión la información presentada en virtud del presente artículo con una periodicidad anual de conformidad con el artículo 5, apartado 4.

La presente sección se aplica a las siguientes emisiones de metano procedentes de minas de carbón subterráneas cerradas y minas de carbón subterráneas abandonadas en las que haya cesado la producción de carbón después del 3 de agosto de 1954: a) emisiones de metano procedentes de todos los pozos de ventilación que sigan emitiendo metano; b) emisiones de metano procedentes de equipos de extracción de carbón que hayan dejado de utilizarse; c) emisiones de metano procedentes de otras fuentes de emisión puntuales bien definidas que se especifican en el anexo VIII, parte 1.

1 A más tardar el 5 de agosto de 2025, los Estados miembros elaborarán y pondrán a disposición del público un inventario de todas las minas de carbón subterráneas cerradas y las minas de carbón subterráneas abandonadas situadas en su territorio o bajo su jurisdicción en las que hayan cesado las actividades después del 3 de agosto de 1954, confeccionado de conformidad con la metodología establecida en el anexo VIII, parte 1, y que incluya, como mínimo, los elementos indicados en dicho anexo VIII, parte 1.

2 A partir del 5 de mayo de 2026, se medirán las emisiones de metano en todas las minas de carbón subterráneas cerradas y las minas de carbón subterráneas abandonadas en las que hayan cesado las actividades después del 3 de agosto de 1954. Se instalarán equipos de medición en todos los elementos enumerados en el anexo VIII, parte 1, punto 1.5, en los que se hayan detectado emisiones de metano superiores a 0,5 toneladas al año de acuerdo con el inventario del apartado 1 del presente artículo. Dichos equipos de medición realizarán mediciones directas a nivel de fuente o cuantificaciones a nivel de fuente siguiendo las normas aplicables o las prescripciones técnicas establecidas de conformidad con lo dispuesto en el artículo 32, como mínimo, una vez por hora y con una calidad suficiente para permitir una estimación representativa de las emisiones de metano anuales en todos los elementos enumerados en el anexo VIII, parte 1, punto 1.5, en los que se hayan detectado emisiones de metano. Hasta la fecha de aplicación de dichas normas o prescripciones técnicas, los operadores mineros seguirán las prácticas industriales más avanzadas y utilizarán las mejores tecnologías disponibles para la medición y cuantificación de las emisiones de metano. Los operadores mineros proporcionarán a las autoridades competentes y a los verificadores información sobre las normas, incluidas las normas, prescripciones técnicas o metodologías utilizadas, europeas u otras internacionales. Los equipos de medición estarán en funcionamiento durante más del 90 % del tiempo en el que se utilicen para hacer un seguimiento de las emisiones de metano, excluyendo el tiempo de inactividad necesario para la recalibración y la reparación.

3 Si las emisiones anuales de metano observadas en alguno de los elementos enumerados en el anexo VIII, parte 1, punto 1.5, son inferiores a una tonelada de metano durante seis años consecutivos en el caso de las minas de carbón subterráneas inundadas o durante doce años consecutivos en el caso de las minas de carbón subterráneas no inundadas, no se tomarán más medidas de seguimiento y notificación para ese elemento concreto.

4 A petición de los responsables, las autoridades competentes podrán eximir a las minas de carbón subterráneas cerradas y a las minas de carbón subterráneas abandonadas del cumplimiento de los requisitos de los apartados 2 y 3 del presente artículo y del anexo VIII, parte 1, punto 1.5, cuando los responsables demuestren que dichas minas han estado totalmente inundadas durante al menos diez años antes de la fecha de la petición. Dicha solicitud irá acompañada de un informe de los responsables. En dicho informe se deberá demostrar la estabilización de las condiciones hidrogeológicas, así como de la ausencia de cantidades considerables de emisiones de metano procedentes de la mina de carbón en cuestión. Las autoridades competentes pondrán dicho informe a disposición del público de conformidad con el Derecho nacional.

5 Cuando las autoridades competentes reciban pruebas fiables acerca de las cantidades considerables de emisiones de metano procedentes de una mina de carbón subterránea cerrada o de una mina de carbón subterránea abandonada a que se refiere el apartado 4, se aplicarán a dicha mina de carbón las obligaciones establecidas en los apartados 2 y 3.

6 Los informes con las estimaciones de los datos anuales de emisiones de metano a nivel de fuente se presentarán a las autoridades competentes a más tardar el 5 de agosto de 2026 y, a partir de entonces, a más tardar el 31 de mayo de cada año. Dichos informes incluirán el último año natural para el que se disponga de datos y los elementos enumerados en el anexo VIII, parte 2. Antes de presentarlos a las autoridades competentes, los informes a que se refiere el presente apartado serán evaluados por un verificador. Incluirán una declaración de verificación expedida de conformidad con el artículo 8.

7 Los operadores mineros o los Estados miembros serán responsables del cumplimiento de los requisitos a que se refieren los apartados 2 a 6 del presente artículo en lo que respecta a las minas de carbón subterráneas cerradas. Los Estados miembros serán responsables del cumplimiento de los requisitos a que se refieren los apartados 2 a 6 del presente artículo en lo que respecta a las minas de carbón subterráneas abandonadas. En caso de usos alternativos de minas de carbón subterráneas abandonadas, el titular del permiso a que se refiere el artículo 26, apartado 3, será responsable del cumplimiento de los requisitos a que se refieren los apartados 2, 3 y 6 del presente artículo.

8 Las autoridades competentes pondrán a disposición del público y de la Comisión, de conformidad con el artículo 5, apartado 4, los informes a que se refiere el presente artículo en el plazo de tres meses a partir de su presentación por los responsables.

1 Los Estados miembros, basándose en el inventario a que se refiere el artículo 25, elaborarán y aplicarán un plan de mitigación para las emisiones de metano procedentes de las minas de carbón subterráneas cerradas y las minas de carbón subterráneas abandonadas en las que hayan cesado las actividades después del 3 de agosto de 1954. Dicho plan de mitigación se presentará a las autoridades competentes a más tardar el 5 de febrero de 2027. Incluirá hitos clave para su aplicación y, como mínimo, los elementos establecidos en el anexo VIII, parte 3.

2 A partir del 1 de enero de 2030, se prohíbe el venteo y la combustión en antorcha del metano procedente de los equipos mencionados en el artículo 25, apartado 2, salvo en caso de que la utilización del metano o la reducción de las emisiones de metano sean técnicamente inviables o pongan en peligro la seguridad medioambiental, la seguridad de las personas, incluida la del personal, o la salud. En tales casos, como parte de las obligaciones de notificación establecidas en el artículo 25, los operadores mineros o los Estados miembros demostrarán la necesidad del venteo o la combustión en antorcha en lugar de la utilización del metano o la reducción de las emisiones de metano.

3 Se permitirá el uso alternativo de minas de carbón subterráneas abandonadas al término de un procedimiento de autorización adaptado al tipo concreto de uso alternativo previsto para la mina de carbón subterránea abandonada. El solicitante presentará a las autoridades competentes un plan detallado de medidas para evitar las emisiones de metano. El titular del permiso cumplirá las obligaciones de seguimiento, notificación y mitigación establecidas en el artículo 25 y en el presente artículo.

4 Sin perjuicio de la normativa sectorial de la Unión aplicable, en el caso de las minas de carbón subterráneas cerradas, se permitirá el uso de las mejores prácticas de mitigación existentes para reducir las emisiones de metano.

1 A más tardar el 5 de mayo de 2025 y, a partir de entonces, a más tardar el 31 de mayo de cada año, los importadores proporcionarán la información indicada en el anexo IX a las autoridades competentes del Estado miembro en el que estén establecidos. Cuando los importadores no proporcionen dicha información, en su totalidad o en parte, aportarán una justificación razonable de dicho incumplimiento a dichas autoridades competentes e indicarán las actuaciones que hayan emprendido para obtener dicha información. La Comisión estará facultada para adoptar actos delegados con arreglo al artículo 34 para modificar el presente Reglamento cambiando la información obligatoria que deben proporcionar los importadores.

2 A más tardar el 5 de agosto de 2025 y, a partir de entonces, a más tardar el 31 de agosto de cada año, los Estados miembros presentarán a la Comisión la información proporcionada por los importadores. La Comisión hará pública dicha información de conformidad con el artículo 30.

1 A partir del 1 de enero de 2027, los importadores demostrarán, y notificarán de conformidad con el artículo 27, apartado 1, a las autoridades competentes del Estado miembro en el que estén establecidos que los contratos celebrados o renovados el 4 de agosto de 2024 o a partir de esa fecha para el suministro de petróleo crudo, gas natural o carbón producidos fuera de la Unión solo se aplican al petróleo crudo, el gas natural o el carbón que estén sometidos a medidas de seguimiento, notificación y verificación aplicadas a nivel del productor que sean equivalentes a las establecidas en el presente Reglamento.

2 En el caso de los contratos celebrados antes del 4 de agosto de 2024 para el suministro de petróleo crudo, gas natural o carbón producidos fuera de la Unión, los importadores harán todo lo razonable para exigir que el petróleo crudo, el gas natural o el carbón estén sometidos a medidas de seguimiento, notificación y verificación aplicadas a nivel del productor que sean equivalentes a las establecidas en el presente Reglamento. Entre esas medidas se podrá incluir la modificación de dichos contratos. A partir del 1 de enero de 2027, los importadores informarán anualmente a las autoridades competentes del Estado miembro en el que estén establecidos de los resultados de dichas medidas como parte de la información que debe comunicarse de conformidad con el artículo 27, apartado 1, y, en caso de incumplimiento, aportarán una justificación razonable de dicho incumplimiento a dichas autoridades competentes e indicarán las actuaciones que hayan emprendido como parte de dichas medidas.

3 La Comisión formulará recomendaciones que contengan cláusulas modelo optativas relacionadas con la información que debe proporcionarse a efectos de los apartados 1 y 2, que deberán utilizar los importadores que comercialicen petróleo crudo, gas natural o carbón en la Unión en el proceso de modificación o renovación de contratos existentes o de firma de nuevos contratos de suministro de petróleo crudo, gas natural o carbón.

4 Las autoridades competentes de los Estados miembros protegerán la confidencialidad de la información recibida de los importadores en virtud del presente artículo, de conformidad con el Derecho de la Unión. Las autoridades competentes proporcionarán dicha información a la Comisión, que protegerá su confidencialidad de conformidad con el Derecho de la Unión.

5 A efectos del presente artículo, las medidas de seguimiento, notificación y verificación se considerarán equivalentes a las establecidas en el presente Reglamento en los casos siguientes: a) cuando el petróleo crudo, el gas natural y el carbón estén sujetos a una verificación por terceros independientes equivalente a la prevista en los artículos 8 y 9 y el productor establecido en un tercer país aplique: i) en el caso del petróleo crudo y el gas natural, medidas de seguimiento y notificación que garanticen la cuantificación de las emisiones de metano equivalentes a las establecidas en el artículo 12 o las medidas de seguimiento y notificación del nivel 5 de la OGMP 2.0, ii) en el caso del carbón, medidas de seguimiento y notificación equivalentes a las establecidas en el artículo 20, o b) cuando el tercer país haya implantado y aplique a los productores y exportadores establecidos en ese tercer país y que suministran petróleo crudo, gas natural o carbón al mercado de la Unión un marco regulador en materia de seguimiento, notificación y verificación que sea al menos equivalente al aplicado en la Unión; en particular, cuando el tercer país haya demostrado que dichos requisitos de seguimiento y notificación garantizan al menos una cuantificación a nivel de fuente y de emplazamiento y una notificación periódica equivalentes a las establecidas en el artículo 12, en el caso del petróleo crudo y el gas natural, y en el artículo 20, en el caso del carbón, y que existe una verificación efectiva por parte de un tercero independiente equivalente a la establecida en los artículos 8 y 9, así como una supervisión y un control del cumplimiento efectivos.

6 A efectos del apartado 5, letra b), la Comisión establecerá, mediante un acto de ejecución, el procedimiento y los requisitos relativos a las pruebas que debe aportar un tercer país para establecer la equivalencia. Dicho acto de ejecución se adoptará de conformidad con el procedimiento de examen a que se refiere el artículo 35, apartado 3. El procedimiento para establecer la equivalencia podrá iniciarse a petición de un tercer país o de la Comisión. La Comisión colaborará activamente con todos los terceros países que exporten petróleo crudo, gas natural o carbón al mercado de la Unión a fin de obtener su acuerdo para iniciar dicho procedimiento teniendo en cuenta la cantidad importada de esos terceros países y su potencial para reducir sus emisiones de metano. La Comisión establecerá, mediante actos de ejecución, la equivalencia para cada tercer país pertinente, únicamente si el tercer país cumple todas las condiciones establecidas en el apartado 5, letra b), del presente artículo y se aportan todas las pruebas necesarias. Dichos actos de ejecución se adoptarán de conformidad con el procedimiento de examen a que se refiere el artículo 35, apartado 3, del presente Reglamento. La Comisión no adoptará dichos actos de ejecución cuando su adopción suponga eludir medidas restrictivas adoptadas en virtud del artículo 215 del TFUE que restrinjan la importación de petróleo crudo, gas natural o carbón. La Comisión, mediante un acto de ejecución, podrá revocar la equivalencia en cualquier momento si el tercer país deja de cumplir, jurídicamente o en la práctica, las condiciones establecidas en el apartado 5, letra b), del presente artículo durante un período mínimo de doce meses. Dicho acto de ejecución se adoptará de conformidad con el procedimiento de examen a que se refiere el artículo 35, apartado 3. Antes de adoptar dicho acto de ejecución, la Comisión notificará al tercer país sus inquietudes y le dará la oportunidad de expresar su opinión. A la hora de elaborar los actos de ejecución a los que se refiere el presente apartado, la Comisión informará al Grupo de coordinación para el petróleo y los productos petrolíferos, establecido por la Directiva 2009/119/CE del Consejo , al Grupo de Coordinación del Gas, establecido por el Reglamento (UE) 2017/1938 del Parlamento Europeo y del Consejo , y al Grupo de Coordinación de la Electricidad, establecido por la Comisión, así como a otras partes interesadas pertinentes. Dichos actos de ejecución entrarán en vigor como mínimo treinta días naturales a partir de la fecha de su adopción.

7 Los importadores estarán exentos de las obligaciones en materia de notificación establecidas en los apartados 1 y 2 cuando importen petróleo crudo, gas natural o carbón de un tercer país para el que se haya establecido una equivalencia de conformidad con el apartado 6.

8 A partir del 4 de agosto de 2024, cuando proceda y cumpliéndose los procedimientos aplicables, la Comisión propondrá e intentará que la Unión constituya marcos de cooperación con terceros países de los que la Unión importe petróleo crudo, gas natural o carbón para ayudarlos a establecer un sistema de seguimiento, notificación y verificación equivalente al establecido en el presente Reglamento. La Comisión no recomendará constituir dichos marcos de cooperación cuando estos suponga eludir medidas restrictivas adoptadas en virtud del artículo 215 del TFUE relativas a la importación de petróleo crudo, gas natural o carbón.

1 A más tardar el 5 de agosto de 2028 y posteriormente cada año, en el caso de los contratos de suministro celebrados o renovados el 4 de agosto de 2024 o a partir de esa fecha, los productores y, con arreglo al artículo 27, apartado 1, los importadores de la Unión notificarán a las autoridades competentes del Estado miembro en el que estén establecidos la intensidad de metano de la producción de petróleo crudo, gas natural y carbón que hayan comercializado en la Unión calculada de conformidad con la metodología establecida con arreglo al apartado 4 del presente artículo. En el caso de los contratos de suministro celebrados antes del 4 de agosto de 2024, los productores y, con arreglo al artículo 27, apartado 1, los importadores de la Unión harán todo lo razonable para notificar a las autoridades competentes del Estado miembro en el que estén establecidos la intensidad de metano de la producción de petróleo crudo, gas natural y carbón que hayan comercializado en la Unión calculada de conformidad con la metodología establecida con arreglo al apartado 4 del presente artículo. A partir del 5 de agosto de 2028, los productores e importadores de la Unión que comercialicen petróleo crudo, gas natural o carbón en la Unión notificarán anualmente los resultados de esas actuaciones razonables a las autoridades competentes del Estado miembro en el que estén establecidos.

2 A más tardar el 5 de agosto de 2030 y posteriormente cada año, los productores e importadores de la Unión que comercialicen petróleo crudo, gas natural y carbón en la Unión con arreglo a contratos de suministro celebrados o renovados después del 5 de agosto de 2030 demostrarán a las autoridades competentes del Estado miembro en el que estén establecidos que la intensidad de metano de la producción de petróleo crudo, gas natural y carbón que hayan comercializado en la Unión, calculada de conformidad con la metodología establecida con arreglo al apartado 4, es inferior a los valores máximos de intensidad del metano fijados con arreglo al apartado 6 para promover la reducción de las emisiones mundiales de metano para dichos productos.

3 Las autoridades competentes de los Estados miembros protegerán la confidencialidad de la información recibida de los productores e importadores de la Unión en virtud del presente artículo, de conformidad con el Derecho de la Unión. Las autoridades competentes proporcionarán dicha información a la Comisión, que protegerá su confidencialidad, de conformidad con el Derecho de la Unión.

4 A más tardar el 5 de agosto de 2027, la Comisión adoptará un acto delegado de conformidad con el artículo 34 para completar el presente Reglamento estableciendo la metodología para calcular, a nivel del productor, la intensidad de metano de la producción de petróleo crudo, gas natural y carbón comercializados en la Unión. Dicha metodología tendrá en cuenta los diferentes procesos de producción y condiciones del emplazamiento, así como las metodologías y las mejores prácticas internacionales existentes para calcular la intensidad de metano. Dicha metodología no será discriminatoria y se basará en criterios transparentes y objetivos. A la hora de elaborar dichos actos delegados, la Comisión informará al Grupo de coordinación para el petróleo y los productos petrolíferos, al Grupo de Coordinación del Gas, al Grupo de Coordinación de la Electricidad, así como a otras partes interesadas pertinentes.

5 A más tardar el 5 de agosto de 2029, la Comisión evaluará el posible efecto de los distintos niveles de valores máximos de intensidad de metano asociados a la producción de petróleo crudo, gas natural y carbón comercializados en la Unión a nivel del productor, y presentará un informe al Parlamento Europeo y al Consejo. Dicho informe incluirá una evaluación de la posible reducción de las emisiones mundiales de metano y de sus repercusiones en la seguridad del suministro energético a escala nacional y de la Unión y en la competitividad de la economía de la Unión, así como las posibles distorsiones del mercado mundial y regional. Dicho informe también incluirá una evaluación del mercado con respecto a la intensidad de metano de los suministros actuales y futuros a la Unión hasta 2049 mediante contratos a largo plazo y adquisiciones en el mercado al contado. Dicha evaluación analizará la situación por Estado miembro, teniendo en cuenta los compromisos contractuales contraídos antes del 4 de agosto de 2024, las capacidades de infraestructura energética y las posibles limitaciones.

6 A partir de la evaluación a que se refiere el apartado 5 y con criterios objetivos, la Comisión adoptará actos delegados de conformidad con el artículo 34, que completen el presente Reglamento estableciendo los valores máximos de intensidad de metano asociados al petróleo crudo, al gas natural y al carbón comercializados en la Unión a nivel de productor. Dichos actos delegados serán coherentes con la metodología para calcular la intensidad de metano de la producción de petróleo crudo, gas natural y carbón comercializados en la Unión establecida de conformidad con el presente artículo. También especificarán diferentes clases de intensidad de metano para el petróleo crudo, el gas natural y el carbón. Dichos valores máximos de intensidad de metano se determinarán por separado para el petróleo crudo, el gas natural y el carbón, y abarcarán la clase o clases con mejores resultados. Dichos valores máximos de intensidad de metano y las clases de intensidad de metano tendrán en cuenta las diferentes fuentes, procesos de producción y condiciones del emplazamiento y se fijarán a niveles que promuevan la reducción de las emisiones mundiales de metano asociadas con el petróleo crudo, el gas natural y el carbón comercializados en la Unión, preservando al mismo tiempo la seguridad del suministro energético a escala de la Unión y nacional, garantizando una distribución equilibrada de los volúmenes de petróleo crudo, gas natural y carbón comercializados en la Unión, y un trato no discriminatorio, así como protegiendo la competitividad de la economía de la Unión.

1 A más tardar el 5 de febrero de 2026, la Comisión creará y mantendrá una base de datos de transparencia sobre el metano, en la que se incluirá información pertinente acerca de los Estados miembros y terceros países, empresas e importadores y los volúmenes de petróleo crudo, gas natural y carbón comercializados en la Unión, en particular la información que se le haya presentado en virtud del artículo 12, apartado 8, el artículo 18, apartado 10, el artículo 20, apartado 7, el artículo 23, apartado 2, el artículo 25, apartado 8, el artículo 27, apartado 2, el artículo 28, apartado 4, y el artículo 29, apartado 3.

2 Además de la información mencionada en el apartado 1, la base de datos incluirá como mínimo la información siguiente: a) una lista de terceros países en los que se produce petróleo crudo, gas natural o carbón y desde los que se exporta a la Unión; b) para cada Estado miembro o tercer país a que se refiere la letra a), la información siguiente: i) si dispone de medidas reguladoras obligatorias sobre las emisiones de metano procedentes del sector energético que abarquen las disposiciones del presente Reglamento en lo que respecta a la medición, notificación, verificación y mitigación de las emisiones de metano del sector energético, en particular las restricciones al venteo y la combustión en antorcha, ii) si ha firmado el Acuerdo de París aprobado en virtud de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) y si se ha adherido al Compromiso Mundial sobre el Metano, iii) si presenta informes sobre el inventario nacional de conformidad con los requisitos de la CMNUCC, cuando proceda, iv) si los informes sobre el inventario nacional presentados con arreglo a la CMNUCC incluyen, cuando proceda, informes de nivel 3 sobre las emisiones de metano en el sector energético y especifican las categorías de emisiones de metano notificadas en el nivel 3, v) la cantidad de emisiones de metano en el sector energético especificada en los informes sobre el inventario nacional presentados con arreglo a la CMNUCC, cuando proceda, y si esos datos han sido objeto de una verificación independiente, vi) enlaces electrónicos a fuentes de datos nacionales con información sobre las emisiones de metano en el sector energético, cuando se disponga de ellos; c) para cada Estado miembro, una lista de los importadores que comercializan petróleo crudo, gas natural o carbón en la Unión; d) para cada tercer país a que se refiere la letra a), la información siguiente: i) una lista de los productores o exportadores de petróleo crudo, gas natural o carbón a la Unión, según proceda, y si forman parte de alguna iniciativa mundial para la reducción de las emisiones de metano, como la OGMP o la Iniciativa de Eliminación de la Combustión Rutinaria en Antorcha, ii) valores indicativos que estimen las emisiones de metano relacionadas con el transporte de petróleo crudo, gas natural y carbón. La base de datos de transparencia sobre el metano servirá como herramienta de información que deberá estar a disposición del público de forma gratuita. La base de datos de transparencia sobre el metano indicará dónde han verificado los terceros independientes la calidad y fiabilidad de la información remitida.

3 A más tardar el 5 de agosto de 2026, la Comisión publicará, a partir de la información disponible en la base de datos de transparencia sobre el metano, los perfiles de rendimiento del metano de los Estados miembros y de los productores o importadores de la Unión, según proceda, que comercializan petróleo crudo, gas natural o carbón en la Unión, así como de los terceros países de los que la Unión importa petróleo crudo, gas natural o carbón y de productores o exportadores de terceros países que los suministran a la Unión.

4 Los perfiles de rendimiento del metano publicados de conformidad con el apartado 3 se actualizarán anualmente y contendrán, como mínimo y según proceda: a) las emisiones de metano relacionadas con el petróleo crudo, el gas natural y el carbón comercializados en la Unión y una evaluación de la calidad de los datos de las emisiones de metano notificadas, que incluya el nivel de notificación de la OGMP 2.0, cuando proceda; b) una evaluación de la labor de seguimiento, notificación y reducción de las emisiones de metano realizada por los productores o importadores de la Unión y por productores o exportadores de terceros países que comercialicen petróleo crudo, gas natural o carbón en la Unión, también por regiones, cuando proceda; c) un análisis de los eventos superemisores que hayan sucedido en los Estados miembros o en terceros países de los que la Unión importe petróleo crudo, gas natural o carbón, y del modo en que se hayan tratado.

5 Los perfiles de rendimiento del metano publicados de conformidad con el apartado 3 se pondrán a disposición del público en línea de forma gratuita.

6 El presente artículo se aplicará sin perjuicio de lo dispuesto en la Directiva (UE) 2016/943.

1 A más tardar el 5 de agosto de 2026, la Comisión creará un instrumento de seguimiento mundial del metano basado en datos de satélite y en información procedente de varios proveedores y servicios de datos certificados, incluido el componente Copernicus del Programa Espacial de la Unión creado mediante el Reglamento (UE) 2021/696. A tal fin, la Comisión podrá utilizar instrumentos o marcos internacionales existentes, de haberlos. El instrumento de seguimiento mundial del metano se pondrá a disposición del público y proporcionará actualizaciones periódicas sobre, como mínimo, el acaecimiento, la magnitud y la ubicación de eventos que resulten en elevadas emisiones de metano procedentes de fuentes de energía dentro o fuera de la Unión.

2 A más tardar el 5 de febrero de 2026, la Comisión establecerá un mecanismo de reacción rápida para hacer frente a los eventos superemisores. La Comisión notificará sin demora todo evento superemisor detectado al Estado miembro o al tercer país, según proceda, en cuya jurisdicción haya sucedido. Cuando sea posible, la Comisión también lo notificará al productor relacionado con la fuente o el conjunto de fuentes conectadas que emitan el metano. Esa notificación incluirá una solicitud de comunicación inmediata de información adicional sobre el evento superemisor y las medidas correctoras adoptadas o previstas para detenerlo o mitigar sus efectos, junto con el plazo en el que hayan de efectuarse tales medidas. La Comisión establecerá todos los contactos necesarios para obtener y verificar la información recibida acerca del evento, lo que se efectuará también, cuando proceda, en cooperación con las organizaciones internacionales competentes. A tal fin, la Comisión podrá utilizar instrumentos o marcos internacionales existentes, de haberlos.

3 La Comisión propondrá entablar diálogos bilaterales, en nombre de la Unión, con terceros países de los que la Unión importe petróleo crudo, gas natural o carbón, con el fin de establecer un marco para el intercambio de información y un sistema de detección precoz y alerta para detectar y alertarse mutuamente de la aparición de eventos superemisores y de las medidas correctoras adoptadas o que hayan de adoptarse para prevenirlos o detenerlos. Dichos diálogos también tendrán por objeto determinar formas de acelerar la reducción de las emisiones de metano en el sector energético, y, en caso necesario, podrán ofrecer un intercambio de las mejores prácticas y asesoramiento para establecer medidas de seguimiento, notificación, verificación y reducción equivalentes a las establecidas en el presente Reglamento. La Comisión no propondrá entablar diálogos bilaterales con terceros países cuando ello suponga eludir las medidas restrictivas adoptadas en virtud del artículo 215 del TFUE sobre la importación de petróleo crudo, gas natural y carbón.

4 A partir del seguimiento realizado en el contexto de los diálogos a que se refieren los apartados 2 y 3, la Comisión mantendrá informados al Parlamento Europeo y al Consejo sobre las notificaciones de eventos superemisores y sobre la aplicación de medidas correctoras en la Unión y en terceros países de los que la Unión importe petróleo crudo, gas natural o carbón y sobre cualquier posible repercusión en la seguridad del abastecimiento energético a escala de la Unión y nacional.

5 El presente artículo se aplicará sin perjuicio de lo dispuesto en la Directiva (UE) 2016/943.

1 La Comisión, de conformidad con el artículo 10, apartados 1 a 5 del Reglamento (UE) n.o 1025/2012, solicitará a una o varias organizaciones europeas de normalización que elaboren normas armonizadas para: a) la medición y cuantificación de las emisiones de metano a que se refiere el artículo 12, apartado 5; b) las campañas de LDAR a que se refiere el artículo 14, apartado 1; c) el equipo a que se refiere el artículo 15, apartados 3 y 5; d) la cuantificación de las emisiones de metano a que se refiere el artículo 18, apartado 3, y e) la medición y cuantificación de las emisiones de metano a que se refieren el artículo 20, apartado 4, y el artículo 25, apartado 2. Cuando reciba un proyecto de norma de una organización europea de normalización, la Comisión evaluará su conformidad con la solicitud de normalización correspondiente, con el presente Reglamento y con cualquier otra normativa aplicable de la Unión. La Comisión estará facultada para adoptar actos delegados con arreglo al artículo 34 para completar el presente Reglamento estableciendo normas obligatorias —o partes de ellas—, según lo dispuesto en el presente apartado.

2 Cuando no se haya adoptado ningún acto delegado de conformidad con el apartado 1 del presente artículo, la Comisión estará facultada para adoptar actos delegados con arreglo al artículo 34 para completar el presente Reglamento estableciendo prescripciones técnicas obligatorias —o partes de ellas—, a efectos de: a) la medición y cuantificación de las emisiones de metano a que se refiere el artículo 12, apartado 5; b) las campañas de LDAR a que se refiere el artículo 14, apartado 1; c) el equipo a que se refiere el artículo 15, apartados 3 y 5; d) la cuantificación de las emisiones de metano a que se refiere el artículo 18, apartado 3, y e) la medición y cuantificación de las emisiones de metano a que se refieren el artículo 20, apartado 4, y el artículo 25, apartado 2. La Comisión únicamente podrá adoptar dichos actos delegados cuando haya dirigido una solicitud de normalización a una o varias organizaciones europeas de normalización y se cumpla una de las condiciones siguientes: a) que la solicitud no haya sido aceptada; b) que las normas solicitadas no se hayan entregado en el plazo establecido; c) que las normas elaboradas por las organizaciones europeas de normalización no se atengan a la solicitud, o d) que las normas elaboradas por la organización europea de normalización se consideren insuficientes para cubrir total o parcialmente los requisitos del presente Reglamento.

1 Los Estados miembros establecerán el régimen de sanciones aplicables a cualquier infracción del presente Reglamento y adoptarán todas las medidas necesarias para garantizar su ejecución. Tales sanciones serán efectivas, proporcionadas y disuasorias e incluirán, como mínimo: a) multas proporcionales al daño medioambiental y a los efectos en la seguridad y salud de las personas, que se fijen en un nivel que: i) al menos, prive a los responsables de manera efectiva de los beneficios económicos derivados de la infracción, y ii) aumente gradualmente en caso de infracciones graves reiteradas; b) multas coercitivas para obligar a los operadores, empresas, operadores mineros o importadores a poner fin a una infracción, cumplir una decisión que imponga medidas de reparación o medidas correctoras, proporcionar información o someterse a una inspección, según proceda. A más tardar el 5 de agosto de 2025, los Estados miembros comunicarán a la Comisión el régimen establecido y las medidas adoptadas, y le notificarán sin demora toda modificación posterior.

2 Los Estados miembros garantizarán, de conformidad con el Derecho nacional, que las autoridades competentes estén facultadas para imponer al menos las siguientes sanciones administrativas y medidas administrativas por las infracciones del artículo 12, el artículo 14, apartado 14, el artículo 16, apartado 2, el artículo 20, el artículo 23, apartado 1, el artículo 27, apartado 1, el artículo 28, apartados 1 y 2, y el artículo 29, apartados 1 y 2, siempre que no pongan en peligro la seguridad del suministro energético: a) adoptar una decisión por la que se exija a la persona que ponga fin a la infracción; b) disponer el decomiso de los beneficios obtenidos o las pérdidas evitadas gracias a las infracciones, en la medida en que puedan determinarse; c) emitir advertencias o avisos públicos; d) adoptar una decisión por la que se impongan multas coercitivas; e) adoptar una decisión por la que se impongan multas administrativas. En el caso de las personas jurídicas, el importe de las multas administrativas a que se refiere la letra e) no superará el 20 % del volumen de negocios anual del ejercicio anterior. En el caso de las personas físicas, el importe de dichas multas no superará el 20 % de los ingresos anuales del año natural anterior.

3 Cuando el ordenamiento jurídico del Estado miembro no prevea multas administrativas, los órganos jurisdiccionales nacionales competentes podrán imponerlas a petición de las autoridades competentes. Dichas multas serán efectivas y tendrán un efecto equivalente al de las multas administrativas impuestas por autoridades administrativas.

4 En el ejercicio de las facultades que les confiere el presente artículo, las autoridades competentes cooperarán estrechamente para garantizar que dichas facultades se ejerzan y que las sanciones administrativas y las medidas administrativas que impongan se conciban y apliquen de manera eficaz y coherente en toda la Unión.

5 Se sancionarán, como mínimo, las infracciones siguientes: a) el incumplimiento por parte de los operadores, empresas, operadores mineros o importadores de la obligación de proporcionar a las autoridades competentes o a los verificadores la asistencia necesaria para el desempeño de sus funciones de conformidad con el presente Reglamento; b) el incumplimiento por parte de los operadores u operadores mineros de las medidas establecidas en los informes de inspección a que se refiere el artículo 6, apartados 5 y 6; c) el incumplimiento por parte de los operadores u operadores mineros de la obligación de presentar los informes sobre emisiones de metano exigidos por el artículo 12, el artículo 18, apartado 3, el artículo 20 y el artículo 25, apartado 6, incluida la declaración de verificación expedida por un verificador independiente de conformidad con el artículo 8, apartado 4; d) el incumplimiento por parte de los operadores de la obligación de presentar un programa LDAR de conformidad con el artículo 14, apartado 1, o de efectuar una campaña de LDAR de conformidad con el artículo 14, apartados 2, 5 y 6; e) el incumplimiento por parte de los operadores de la obligación de reparar o sustituir los componentes, de controlar continuamente los componentes y de registrar las fugas de conformidad con el artículo 14, apartados 8 a 13; f) el incumplimiento por parte de los operadores de la obligación de presentar un informe de conformidad con el artículo 14, apartado 14; g) el venteo o la combustión en antorcha, incluida la combustión rutinaria en antorcha, por parte de operadores u operadores mineros, excepto en las situaciones previstas en el artículo 15, apartados 2 y 3, el artículo 22, apartados 1 y 2, y el artículo 26, apartado 2; h) el incumplimiento por parte de los operadores u operadores mineros de la obligación de demostrar la necesidad de utilizar el venteo en lugar de la combustión en antorcha y la necesidad de utilizar la combustión en antorcha en lugar de la reinyección, la utilización in situ, el almacenamiento para uso posterior o el envío de metano al mercado, en el caso de los operadores, o de la utilización o la mitigación, en el caso de los operadores mineros, de conformidad con el artículo 15, apartados 4 y 6, el artículo 22, apartados 1 y 2 y el artículo 26, apartado 2; i) el incumplimiento por parte de los operadores de la obligación de sustituir o utilizar el equipo de venteo de conformidad con el artículo 15, apartados 5 y 7; j) el incumplimiento por parte de los operadores u operadores mineros de la obligación de notificar los incidentes de venteo y de combustión en antorcha, o de presentar informes al respecto, de conformidad con el artículo 16, el artículo 23, apartado 1, o el artículo 26, según proceda; k) el uso de antorchas o dispositivos de combustión que incumplan los requisitos establecidos en los artículos 17, 22 y 23; l) el incumplimiento por parte de los responsables de la obligación de aplicar medidas de mitigación de conformidad con el artículo 18, apartados 6 y 9; m) el incumplimiento por parte de los importadores de la obligación de proporcionar la información exigida de conformidad con el artículo 27, apartado 1, y el anexo IX; n) el incumplimiento por parte de los importadores de la obligación de proporcionar la información exigida de conformidad con el artículo 28, apartados 1 y 2; o) el incumplimiento por parte de los productores o importadores de la Unión de la obligación de proporcionar la información exigida de conformidad con el artículo 29, apartados 1 y 2; p) el incumplimiento por parte de los productores o importadores de la Unión de la obligación de respetar los valores máximos de intensidad de metano establecidos en los actos delegados adoptados de conformidad con el artículo 29, apartado 6.

6 Cuando se cumplan las condiciones establecidas en el artículo 15, apartado 8, los Estados miembros considerarán la posibilidad de reducir las sanciones aplicables a los operadores o de eximirles de ellas durante el período de ejecución que las autoridades nacionales estimen necesario.

7 Los Estados miembros tendrán en cuenta, como mínimo, los siguientes criterios indicativos para la imposición de sanciones, según proceda: a) la duración o los efectos temporales, la naturaleza y la gravedad de la infracción; b) toda medida adoptada por el operador, la empresa, el operador minero o el importador para mitigar o reparar los daños rápidamente; c) la existencia de intencionalidad o imprudencia en la infracción; d) cualquier infracción anterior o reiterada por parte del operador, la empresa, el operador minero o el importador; e) el beneficio económico obtenido o la pérdida económica evitada, directa o indirectamente, por el operador, la empresa, el operador minero o el importador gracias a la infracción, si se dispone de los datos pertinentes; f) el tamaño del operador, la empresa, el operador minero o el importador; g) el grado de cooperación con las autoridades; h) la manera en que las autoridades hayan tenido conocimiento de la infracción, en particular si el operador, la empresa, el operador minero o el importador hubiese notificado la infracción en tiempo oportuno y, en tal caso, en qué medida; i) cualquier otro factor agravante o atenuante aplicable a las circunstancias del caso, incluidas las acciones de terceros.

8 Los Estados miembros publicarán anualmente información sobre el tipo y la cuantía de las sanciones impuestas en virtud del presente Reglamento, las infracciones, y los operadores, empresas, operadores mineros o importadores a los que se hayan impuesto sanciones. Cuando proceda, tal información se notificará de conformidad con el artículo 22 de la Directiva (UE) 2024/1203 del Parlamento Europeo y del Consejo .

1 Se otorgan a la Comisión los poderes para adoptar actos delegados en las condiciones establecidas en el presente artículo.

2 Los poderes para adoptar actos delegados mencionados en el artículo 22, apartado 3, el artículo 27, apartado 1, el artículo 29, apartados 4 y 6, y el artículo 32 se otorgan a la Comisión por un período de cinco años a partir del 4 de agosto de 2024 que se prorrogará tácitamente por períodos de idéntica duración.

3 La delegación de poderes mencionada en el artículo 22, apartado 3, el artículo 27, apartado 1, el artículo 29, apartados 4 y 6, y el artículo 32, podrá ser revocada en cualquier momento por el Parlamento Europeo o por el Consejo. La decisión de revocación pondrá término a la delegación de los poderes que en ella se especifiquen. La decisión surtirá efecto el día siguiente al de su publicación en el Diario Oficial de la Unión Europea o en una fecha posterior indicada en ella. No afectará a la validez de los actos delegados que ya estén en vigor.

4 Antes de la adopción de un acto delegado, la Comisión consultará a los expertos designados por cada Estado miembro de conformidad con los principios establecidos en el Acuerdo interinstitucional de 13 de abril de 2016 sobre la mejora de la legislación.

5 Tan pronto como la Comisión adopte un acto delegado lo notificará simultáneamente al Parlamento Europeo y al Consejo.

6 Los actos delegados adoptados en virtud del artículo 22, apartado 3, el artículo 27, apartado 1, el artículo 29, apartados 4 y 6, o el artículo 32 entrarán en vigor únicamente si, en un plazo de dos meses a partir de su notificación al Parlamento Europeo y al Consejo, ninguna de estas instituciones formula objeciones o si, antes del vencimiento de dicho plazo, ambas informan a la Comisión de que no las formularán. El plazo se prorrogará dos meses a iniciativa del Parlamento Europeo o del Consejo.

1 La Comisión estará asistida por el Comité de la Unión de la Energía establecido por el artículo 44 del Reglamento (UE) 2018/1999. Dicho Comité será un comité en el sentido del Reglamento (UE) n.o 182/2011.

2 En los casos en que se haga referencia al presente apartado, se aplicará el artículo 4 del Reglamento (UE) n.o 182/2011.

3 En los casos en que se haga referencia al presente apartado, se aplicará el artículo 5 del Reglamento (UE) n.o 182/2011.

1 La Comisión realizará un seguimiento y revisará la aplicación del presente Reglamento y presentará, a más tardar el 1 de enero de 2028 y posteriormente cada cinco años, un informe al Parlamento Europeo y al Consejo.

2 En el primer informe a que se refiere el apartado 1 se revisará en particular lo siguiente: a) la eficacia y eficiencia del presente Reglamento para establecer normas de medición, notificación y verificación transparentes y precisas, y para reducir las emisiones de metano asociadas a la producción de petróleo crudo, gas natural y carbón comercializados en la Unión; b) si es posible, el nivel de reducción de las emisiones de metano asociadas a la producción de petróleo crudo, gas natural y carbón comercializados en la Unión alcanzado como resultado del presente Reglamento; c) si se requieren medidas adicionales o alternativas para fomentar y acelerar la reducción de las emisiones de metano en las cadenas de valor del petróleo crudo, el gas natural y el carbón comercializados en la Unión a fin de respaldar el objetivo de la Unión de cero emisiones netas de gases de efecto invernadero de aquí a 2050 y sus compromisos en virtud del Acuerdo de París. Dicha revisión tendrá en cuenta la normativa pertinente de la Unión en ámbitos conexos. La Comisión, cuando proceda, presentará al Parlamento Europeo y al Consejo una propuesta legislativa junto con su informe, teniendo en cuenta la normativa pertinente de la Unión en ámbitos conexos.

3 A efectos del presente artículo, la Comisión podrá solicitar información a los Estados miembros y a las autoridades competentes y tendrá en cuenta, en particular, la información proporcionada por los Estados miembros en sus planes nacionales integrados de energía y clima y en las actualizaciones de estos, así como en sus informes de situación nacionales de energía y clima de conformidad con el Reglamento (UE) 2018/1999.

«8 Cada tres años, la ACER, previa consulta a los Estados miembros, establecerá y hará público un conjunto de indicadores y los valores de referencia correspondientes para la comparación de los costes unitarios de inversión relacionados con la medición, cuantificación, seguimiento, notificación, verificación y reducción, incluidos el venteo y la combustión en antorcha, de las emisiones de metano para proyectos comparables. Formulará recomendaciones sobre los indicadores y los valores de referencia de los costes unitarios de inversión a efectos del cumplimiento de las obligaciones establecidas en el Reglamento (UE) 2024/1787 del Parlamento Europeo y del Consejo , tal como se establece en el artículo 3 de dicho Reglamento.

El presente Reglamento entrará en vigor a los veinte días de su publicación en el Diario Oficial de la Unión Europea.