Règlement (UE) 2024/1787 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 concernant la réduction des émissions de méthane dans le secteur de l’énergie et modifiant le règlement (UE) 2019/942 (Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

1 Le présent règlement établit des règles relatives à la mesure, à la quantification, à la surveillance, à la déclaration et à la vérification précises des émissions de méthane dans le secteur de l’énergie dans l’Union, ainsi qu’à la réduction de ces émissions, notamment par des enquêtes sur la détection et la réparation des fuites, des obligations en matière de réparation et des restrictions concernant l’éventage et le torchage. Le présent règlement établit également des règles concernant des outils garantissant la transparence en ce qui concerne les émissions de méthane.

2 Le présent règlement s’applique: a) à l’exploration et à la production de pétrole et de gaz fossile, et à la collecte et au traitement de gaz fossile; b) aux puits inactifs, aux puits temporairement bouchés et aux puits définitivement bouchés et abandonnés; c) au transport et à la distribution de gaz naturel, à l’exclusion des systèmes de comptage aux lieux de consommation finale et des parties de branchements entre le réseau de distribution et le système de comptage situées sur la propriété des clients finals, ainsi qu’au stockage souterrain et aux activités dans les installations de GNL; et d) aux mines de charbon souterraines et à ciel ouvert en exploitation, aux mines de charbon souterraines fermées et aux mines de charbon souterraines abandonnées.

3 Le présent règlement s’applique également aux émissions de méthane survenant en dehors de l’Union en ce qui concerne le pétrole brut, le gaz naturel et le charbon mis sur le marché de l’Union, comme indiqué au chapitre 5.

Aux fins du présent règlement, on entend par: 1) «émissions de méthane»: toutes les émissions directes provenant de tout composant, qu’elles résultent d’un éventage, d’une combustion incomplète, d’un torchage ou de fuites; 2) «composant»: toute pièce ou tout élément d’équipement utilisé dans les installations ou infrastructures de pétrole, de gaz naturel ou de charbon susceptible d’émettre du méthane; 3) «exploitant»: toute personne physique ou morale qui exploite ou contrôle un actif ou, lorsque cela est prévu par le droit national, à qui a été délégué un pouvoir économique déterminant à l’égard du fonctionnement technique d’un actif; 4) «actif»: une unité commerciale ou opérationnelle qui peut être composée de plusieurs installations ou sites, comprenant des actifs exploités et des actifs non exploités; 5) «actifs exploités»: des actifs qui sont sous le contrôle opérationnel de l’exploitant; 6) «actifs non exploités»: des actifs qui ne sont pas sous le contrôle opérationnel de l’exploitant; 7) «site»: un ensemble de composants liés entre eux d’une certaine manière en tant que subdivision d’un actif; 8) «transport»: le transport tel qu’il est défini à l’article 2, point 17), de la directive (UE) 2024/1788 du Parlement européen et du Conseil ; 9) «gestionnaire de réseau de transport»: un gestionnaire de réseau de transport tel qu’il est défini à l’article 2, point 18), de la directive (UE) 2024/1788; 10) «distribution»: la distribution telle qu’elle est définie à l’article 2, point 19), de la directive (UE) 2024/1788; 11) «gestionnaire de réseau de distribution»: un gestionnaire de réseau de distribution tel qu’il est défini à l’article 2, point 20), de la directive (UE) 2024/1788; 12) «exploitant de mine»: toute personne physique ou morale qui exploite ou détient une mine de charbon ou, lorsque cela est prévu par le droit national, à qui a été délégué un pouvoir économique déterminant à l’égard du fonctionnement technique d’une mine de charbon; 13) «vérification»: les activités exercées par un vérificateur pour évaluer la conformité avec le présent règlement des déclarations transmises par les exploitants, les entreprises et les exploitants de en vertu du présent règlement; 14) «vérificateur»: une personne morale qui exerce des activités de vérification et qui, au moment de la délivrance d’une déclaration de vérification, est accréditée par un organisme national d’accréditation en application du règlement (CE) no 765/2008 ou, sans préjudice de l’article 5, paragraphe 2, dudit règlement, une personne physique autrement habilitée à exercer des activités de vérification; 15) «source»: un composant ou une structure géologique qui rejette du méthane dans l’atmosphère, intentionnellement ou non, de manière intermittente ou persistante; 16) «facteur d’émission»: un coefficient qui quantifie les émissions d’un gaz par unité d’activité, qui est fondé soit sur un échantillon de données de mesure, soit sur d’autres méthodes de quantification, exprimé sous forme de moyenne pour établir un taux d’émission représentatif pour un certain niveau d’activité dans un ensemble donné de conditions d’exploitation; 17) «facteur d’émission générique»: un facteur d’émission normalisé pour chaque type de source d’émission qui est dérivé d’inventaires ou de bases de données mais qui, en tout état de cause, n’est pas vérifié au moyen de mesures directes; 18) «facteur d’émission spécifique»: un facteur d’émission pour un type de source d’émission qui est obtenu à partir de mesures directes; 19) «mesure directe»: la mesure des émissions de méthane au niveau de la source au moyen d’un dispositif de mesure permettant une telle mesure; 20) «quantification»: les activités visant à déterminer la quantité d’émissions de méthane au moyen de mesures directes ou, lorsque des mesures directes ne sont pas réalisables, sur la base d’autres méthodes telles que des outils de simulation et d’autres calculs d’ingénierie détaillés ou d’une combinaison de ces méthodes; 21) «émissions de méthane au niveau du site»: toutes les sources d’émissions de méthane sur un site; 22) «mesure au niveau du site»: une mesure permettant de donner une vue d’ensemble complète de toutes les émissions de méthane au niveau du site, notamment, dans le cas d’un réseau de conduites, les émissions provenant des segments d’un tel réseau, et qui implique généralement l’utilisation de capteurs montés sur une plateforme mobile, telle qu’un véhicule, un drone, un aéronef, une embarcation ou un satellite ou l’utilisation d’autres moyens, comme des capteurs fixes ou des réseaux de capteurs ponctuels permanents; 23) «entreprise»: une personne physique ou morale qui exerce au moins une des activités suivantes: exploration et production de pétrole ou de gaz fossile, collecte et traitement de gaz fossile ou transport, distribution et stockage souterrain de gaz, y compris en ce qui concerne le GNL; 24) «installation de GNL»: une installation de GNL telle qu’elle est définie à l’article 2, point 33), de la directive (UE) 2024/1788; 25) «enquête sur la détection et la réparation des fuites» ou «enquête LDAR»: une enquête visant à identifier et à détecter les sources de fuites de méthane et d’autres émissions involontaires de méthane, et à réparer ou remplacer les composants concernés; 26) «enquête de type 1 sur la détection et la réparation des fuites» ou «enquête LDAR de type 1»: une enquête sur la détection et la réparation des fuites réalisée conformément aux exigences énoncées à l’article 14, paragraphes 2, 7 et 8, et dans la partie 1 de l’annexe I concernant les enquêtes LDAR de type 1; 27) «enquête de type 2 sur la détection et la réparation des fuites» ou «enquête LDAR de type 2»: une enquête sur la détection et la réparation des fuites réalisée conformément aux exigences énoncées à l’article 14, paragraphes 2, 7 et 8, et dans la partie 1 de l’annexe I concernant les enquêtes LDAR de type 2; 28) «lieu de production»: un lieu où le pétrole ou le gaz naturel est extrait du sol et où aucun traitement n’a lieu; 29) «lieu de traitement»: un lieu où des processus, tels que la séparation du pétrole et du gaz naturel des eaux, sont utilisés pour traiter le pétrole et le gaz naturel; 30) «arrêt»: une situation dans laquelle un site ou une partie de ses composants ne fonctionne plus dans des conditions normales d’exploitation et est à l’arrêt et dans laquelle une réduction totale ou partielle de la pression est nécessaire avant de pouvoir lancer des travaux de réparation ou d’entretien; 31) «éventage»: le rejet direct dans l’atmosphère de méthane non brûlé; 32) «torchage»: l’élimination du méthane par combustion contrôlée, dans un dispositif conçu à cet effet; 33) «torchage systématique»: le torchage au cours de la production normale de pétrole ou de gaz fossile, en l’absence d’installations adéquates ou de structure géologique adaptées permettant de réinjecter le méthane, de l’utiliser sur place ou de l’acheminer vers un marché, et à l’exclusion du torchage causé par une urgence ou un dysfonctionnement; 34) «torchère»: un dispositif équipé d’un brûleur pilote utilisé pour le torchage; 35) «urgence»: une situation temporaire, imprévue et peu fréquente dans laquelle les émissions de méthane sont inévitables et nécessaires pour prévenir des effets néfastes imminents et substantiels sur la sécurité humaine, la santé ou l’environnement, et à l’exclusion des situations résultant des événements suivants ou liées à ceux-ci: a) l’incapacité de l’exploitant à installer des équipements appropriés d’une capacité suffisante pour le débit et la pression attendus ou réels de la production; b) l’incapacité de l’exploitant à limiter la production lorsque le débit de la production dépasse la capacité de l’équipement ou du système de collecte concerné, sauf si la production excédentaire est due à une urgence, à un dysfonctionnement ou à une réparation non programmée en aval et ne dure pas plus de huit heures à compter de la notification du problème de capacité en aval; c) un entretien programmé; d) une négligence de l’exploitant; e) des défaillances répétées, à savoir quatre défaillances ou plus du même équipement au cours des 30 jours précédents; 36) «dysfonctionnement»: une défaillance ou une panne soudaine et inévitable d’un équipement, échappant au contrôle raisonnable de l’exploitant, qui perturbe de manière substantielle l’exploitation, mais ne constitue pas une défaillance ou une panne de l’équipement due, en tout ou en partie, à un mauvais entretien, à une négligence lors de l’exploitation ou à une autre cause évitable; 37) «efficacité de destruction et d’élimination»: le pourcentage en masse de méthane qui est détruit ou éliminé après la cessation de la combustion par rapport à la quantité de méthane entrant dans la torchère; 38) «puits inactif»: un puits d’exploration ou de production de pétrole ou de gaz ou un site de puits, onshore ou offshore, sur lequel aucune opération d’exploration ou de production n’a eu lieu depuis au moins un an, à l’exception des puits temporairement bouchés et des puits définitivement bouchés et abandonnés; 39) «puits temporairement bouché»: un puits d’exploration ou de production de pétrole ou de gaz ou un site de puits, onshore ou offshore, où des barrières ont été installées à l’intérieur du puits afin d’isoler temporairement le réservoir de production et où l’accès au puits est encore assuré; 40) «puits définitivement bouché et abandonné»: un puits d’exploration ou de production de pétrole ou de gaz ou un site de puits, onshore ou offshore, qui a été bouché et dans lequel on ne pourra plus entrer à nouveau, où toutes les opérations ont pris fin et sur lequel toutes les installations associées au puits ont été retirées conformément aux exigences réglementaires applicables, et pour lequel des documents peuvent être fournis conformément à la partie 1, point 3, de l’annexe V; 41) «dépollution»: le processus de nettoyage de l’eau et du sol contaminés; 42) «réhabilitation»: le processus consistant à remettre en état un puits de pétrole ou de gaz ou un site de puits afin que les conditions de sol et de végétation redeviennent semblables à celles qui existaient avant qu’il ne soit perturbé; 43) «mine de charbon»: un site sur lequel se déroule ou s’est déroulée l’extraction du charbon, y compris les terrains, les excavations, les passages souterrains, les puits, les descenderies, les tunnels et galeries, les structures, les installations, les équipements, les machines et les outils situés à la surface ou souterrains et utilisés pour les opérations consistant à extraire de leurs gisements naturels terrestres, par tout moyen et par toute méthode, le lignite, le charbon sous-bitumineux, le charbon bitumineux ou l’anthracite, ou résultant de ces activités, y compris les travaux de préparation du charbon pour extraction; 44) «mine de charbon en exploitation»: une mine de charbon dont la majorité des revenus proviennent de l’extraction de lignite, de charbon sous-bitumineux, de charbon bitumineux ou d’anthracite, et pour laquelle au moins une des conditions suivantes est remplie: a) un développement minier est en cours; b) une production de charbon a eu lieu au cours des 90 derniers jours écoulés; c) des ventilateurs de mine sont en activité; 45) «mine de charbon souterraine»: une mine de charbon dans laquelle le charbon est produit par creusement de tunnels dans le sol jusqu’au gisement de charbon, le charbon étant ensuite extrait à l’aide d’équipements miniers souterrains tels que des machines d’abattage, des mineurs continus, et des haveuses pour longue taille et shortwall (front court), puis transporté jusqu’à la surface; 46) «mine de charbon à ciel ouvert»: une mine de charbon dans laquelle le charbon se trouve à proximité de la surface et peut être extrait en retirant les couches de roche et de sol qui le recouvrent; 47) «puits d’aérage»: un passage vertical utilisé pour fournir de l’air frais aux chantiers souterrains ou pour évacuer le méthane et d’autres gaz d’une mine de charbon souterraine; 48) «station de captage»: une station qui collecte le méthane provenant d’un système de captage des gaz de mine de charbon; 49) «système de captage»: un système qui peut comprendre plusieurs sources de méthane et qui capte du gaz riche en méthane présent dans des veines de charbon ou des couches rocheuses environnantes et le transporte jusqu’à une station de captage; 50) «activités en aval des opérations d’extraction»: les activités effectuées après l’extraction du charbon et son transport jusqu’à la surface, comprenant la manutention, le traitement, le stockage et le transport du charbon; 51) «mesure en continu»: une mesure pour laquelle le relevé est effectué au moins toutes les minutes; 52) «gisement de charbon»: une zone contenant des concentrations substantielles de charbon et des quantités exploitables de charbon, définie conformément à la méthodologie de l’État membre en matière de documentation géologique des gisements minéraux; 53) «mine de charbon fermée»: une mine de charbon dans laquelle la production de charbon a cessé, qui est fermée conformément aux exigences applicables en matière de concession ou à d’autres modalités, et pour laquelle un exploitant, un propriétaire ou un concessionnaire dispose encore d’une autorisation, d’une concession ou d’un autre document juridique en cours de validité conférant la responsabilité de la mine de charbon; 54) «mine de charbon abandonnée»: une mine de charbon dans laquelle la production de charbon a cessé mais pour laquelle aucun exploitant, propriétaire ou concessionnaire ne peut être identifié comme étant soumis aux obligations en vertu d’une autorisation, d’une concession ou d’un autre document juridique en cours de validité conférant la responsabilité de la mine de charbon, ou qui n’a pas été fermée de manière réglementée; 55) «utilisation alternative d’une mine de charbon souterraine abandonnée»: l’utilisation de l’infrastructure minière en subsurface et de l’équipement minier à des fins autres que la production de charbon; 56) «équipement minier pour le charbon»: tout équipement qui reste relié aux strates méthanifères, comme les conduits de ventilation de remblais et les tuyaux de captage; 57) «mine de charbon à coke»: une mine de charbon dans laquelle au moins 50 % de la production moyenne calculée sur les trois dernières années disponibles est du charbon à coke, tel que défini à l’annexe B du règlement (CE) no 1099/2008 du Parlement européen et du Conseil ; 58) «producteur»: une entreprise qui, dans le cadre d’une activité commerciale, produit du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon, en l’extrayant du sol dans une zone faisant l’objet d’une autorisation, en le traitant ou en le transportant au moyen d’une infrastructure connectée à l’intérieur de ladite zone; 59) «importateur»: une personne physique ou morale qui, dans le cadre d’une activité commerciale, met sur le marché de l’Union du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon provenant d’un pays tiers, y compris toute personne physique ou morale établie dans l’Union désignée pour accomplir les actes et les formalités requis en vertu du chapitre 5; 60) «exportateur»: la contrepartie contractuelle de l’importateur dans chaque contrat conclu pour la fourniture de pétrole brut, de gaz naturel ou de charbon dans l’Union; 61) «profil de performance du méthane»: les informations et fiches techniques individuelles destinées aux États membres, aux pays tiers et, selon le cas, aux producteurs ou importateurs de l’Union, ainsi qu’aux producteurs ou exportateurs de pays tiers qui fournissent du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon à l’Union ou qui mettent du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon sur le marché de l’Union, selon le cas, qui sont publiées dans la base de données pour la transparence sur le méthane; 62) «événement super-émetteur»: un événement survenant à l’intérieur ou à l’extérieur de l’Union, au cours duquel une source ou un ensemble de sources étroitement liées sur un site émet plus de 100 kg de méthane par heure; 63) «processus de rapprochement»: l’étude et l’explication des raisons de toute divergence statistiquement significative entre la quantification au niveau de la source et la mesure des émissions de méthane au niveau du site.

1 Lorsqu’elles fixent ou approuvent les tarifs ou les méthodes à utiliser par les gestionnaires de réseau de transport, les gestionnaires de réseau de distribution, les gestionnaires d’installations de GNL ou d’autres entités réglementées, y compris, le cas échéant, les gestionnaires de stockage souterrain de gaz, les autorités de régulation au titre de l’article 57 de la directive (UE) 2019/944 et du chapitre X de la directive (UE) 2024/1788 tiennent compte des coûts supportés et des investissements réalisés pour se conformer aux obligations prévues par le présent règlement, dans la mesure où ils correspondent à ceux d’une entité réglementée efficace et ayant une structure comparable et sont transparents. Les coûts d’investissement unitaires visés au paragraphe 2 peuvent être utilisés par les autorités de régulation pour comparer les coûts supportés par les exploitants.

2 Tous les trois ans, l’Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) établit et rend public un ensemble d’indicateurs et de valeurs de référence correspondantes pour la comparaison des coûts d’investissement unitaires liés à la mesure, à la quantification, à la surveillance, à la déclaration, à la vérification et à la réduction des émissions de méthane, y compris celles qui proviennent de fuites, de l’éventage ou du torchage, pour des projets comparables. Les autorités de régulation concernées visées au paragraphe 1 et les entités réglementées concernées fournissent à l’ACER toutes les données nécessaires à la comparaison visée au premier alinéa du présent paragraphe.

1 Chaque État membre désigne une ou plusieurs autorités compétentes chargées d’assurer une surveillance de l’application du présent règlement et de veiller à son respect. Les États membres notifient à la Commission les noms et coordonnées de leurs autorités compétentes au plus tard le 5 février 2025. Ils notifient sans tarder à la Commission toute modification des noms ou coordonnées de leurs autorités compétentes.

2 La Commission met à la disposition du public la liste des autorités compétentes et met régulièrement à jour cette liste dès réception d’une notification de changement de la part d’un État membre.

3 Les États membres veillent à ce que les autorités compétentes mettent en place un point de contact et disposent des pouvoirs et des ressources adéquats pour s’acquitter des fonctions énoncées dans le présent règlement.

1 Les autorités compétentes prennent, dans l’exercice de leurs fonctions, les mesures nécessaires pour garantir le respect du présent règlement.

2 Les exploitants, les entreprises, les exploitants de mines et les importateurs fournissent aux autorités compétentes toute l’assistance nécessaire pour permettre ou faciliter l’exercice des fonctions des autorités compétentes au titre du présent règlement, en particulier en ce qui concerne la présentation de documents ou de registres, l’accès au site et, si le site est situé offshore, le transport vers ou depuis ce site.

3 Les autorités compétentes coopèrent entre elles ainsi qu’avec la Commission et elles peuvent coopérer avec les autorités de pays tiers, afin d’assurer le respect du présent règlement. La Commission met en place un réseau d’autorités compétentes afin de favoriser la coopération, en prenant les dispositions nécessaires pour l’échange d’informations, en particulier sur la surveillance, la régulation et la conformité, et l’échange de bonnes pratiques, et afin de permettre les consultations. Les points de contact établis au sein des autorités compétentes concourent à ces activités.

4 Lorsque des rapports doivent être rendus publics conformément au présent règlement, les autorités compétentes les mettent à la disposition du public gratuitement, dans un format librement accessible, téléchargeable et lisible par machine, sur un site internet prévu à cet effet. Lorsque des informations ne sont pas divulguées au titre d’un ou de plusieurs des motifs visés à l’article 4 de la directive 2003/4/CE ou, le cas échéant, au titre du droit de l’Union sur la protection des données à caractère personnel, les autorités compétentes indiquent le type d’informations qui n’est pas divulgué et les raisons qui motivent cette décision.

1 Les inspections incluent des inspections de routine pour les exploitants et les exploitants de mines ainsi que des inspections ponctuelles pour les exploitants, les entreprises, les exploitants de mines et les importateurs, comme énoncé au présent article.

2 Les inspections comprennent, le cas échéant, des contrôles sur place ou des audits sur le terrain, l’examen des documents et des registres qui attestent le respect des exigences du présent règlement, la détection et la mesure des émissions de méthane, ainsi que toute action de suivi entreprise par ou pour le compte des autorités compétentes en vue de contrôler et de promouvoir la conformité avec les exigences du présent règlement. Lorsqu’une inspection a révélé une violation grave du présent règlement, les autorités compétentes délivrent, dans le cadre du rapport prévu au paragraphe 5, un avis indiquant les mesures correctives à prendre par l’exploitant, l’entreprise, l’exploitant de mine ou l’importateur, fixant des délais clairs pour ces mesures. À défaut, les autorités compétentes peuvent décider d’enjoindre à l’exploitant, à l’entreprise, à l’exploitant de mine ou à l’importateur de soumettre à l’autorité compétente concernée pour approbation un ensemble de mesures correctives visant à remédier aux violations graves constatées dans un délai d’un mois à compter de la date de fin de l’inspection. Ces mesures sont inscrites dans le rapport visé au paragraphe 5.

3 La première inspection de routine est effectuée au plus tard le 5 mai 2026. Après la première inspection de routine, les autorités compétentes établissent des programmes d’inspections de routine fondées sur une évaluation des risques. L’autorité compétente peut décider de la portée et de la fréquence des inspections de routine, sur la base d’une évaluation des risques associés à chaque site, tels que les risques pour l’environnement, y compris l’incidence cumulée de toutes les émissions de méthane en tant que polluant, des risques pour la sécurité humaine et la santé, ainsi que de toute violation du présent règlement constatée. L’intervalle entre les inspections ne dépasse pas trois ans. Lorsqu’une inspection a révélé une violation grave du présent règlement, l’inspection suivante a lieu dans un délai de dix mois.

4 Sans préjudice du paragraphe 3 du présent article, les autorités compétentes procèdent à des inspections ponctuelles pour: a) enquêter sur les plaintes dûment étayées mentionnées à l’article 7 et les cas de non-conformité dans les plus brefs délais à compter de la date à laquelle les autorités compétentes ont eu connaissance de ces plaintes ou de ces cas de non-conformité et dans un délai maximal de dix mois après cette date; b) s’assurer, lorsque les autorités compétentes le jugent utile, que les réparations de fuites ou les remplacements de composants ont été effectués conformément à l’article 14 et que des mesures d’atténuation ont été mises en œuvre conformément aux articles 18, 22 et 26; c) garantir la conformité lorsqu’une dérogation a été accordée en vertu de l’article 14, paragraphe 5; d) vérifier, lorsque les autorités compétentes le jugent utile, le respect du présent règlement par les entreprises et les importateurs.

5 À la suite de chaque inspection, les autorités compétentes établissent un rapport indiquant la base juridique de l’inspection, les étapes de la procédure suivie, les constatations pertinentes et les recommandations concernant les mesures supplémentaires à prendre par l’exploitant, l’entreprise, l’exploitant de mine ou l’importateur, y compris les délais de leur mise en œuvre. Le cas échéant, les autorités compétentes peuvent établir un rapport couvrant plusieurs inspections d’actifs, de sites ou de composants du même exploitant, de la même entreprise, du même exploitant de mine ou du même importateur, à condition que ces inspections soient effectuées avant l’inspection de routine suivante. Le rapport est notifié à l’exploitant, à l’entreprise, à l’exploitant de mine ou à l’importateur concerné et rendu public dans un délai de deux mois à compter de la date de l’inspection. Lorsque l’inspection a été déclenchée par une plainte déposée conformément à l’article 7, les autorités compétentes adressent une notification au plaignant dès que le rapport est mis à la disposition du public. Le rapport est mis à la disposition du public par les autorités compétentes conformément à la directive 2003/4/CE. Lorsque des informations ne sont pas divulguées au titre d’un ou de plusieurs des motifs visés à l’article 4 de ladite directive, les autorités compétentes indiquent dans le rapport le type d’informations qui n’est pas divulgué et les raisons qui motivent cette décision.

6 Lorsque le rapport visé au paragraphe 5 conclut qu’un exploitant, une entreprise, un exploitant de mine ou un importateur ne respecte pas les exigences du présent règlement, l’exploitant, l’entreprise, l’exploitant de mine ou l’importateur prend toutes les mesures nécessaires pour mettre ses activités en conformité avec le présent règlement. Les mesures sont prises, sans tarder, dans le délai fixé par les autorités compétentes.

7 Les États membres peuvent conclure des accords formels avec les institutions, organes, agences ou services concernés de l’Union ou avec d’autres États membres ou avec d’autres organisations intergouvernementales ou organismes publics adéquats s’il en existe, pour la fourniture d’une expertise spécialisée destinée à soutenir leurs autorités compétentes dans l’exercice des fonctions qui leur sont attribuées par le présent article. Aux fins du présent paragraphe, une organisation intergouvernementale ou un organisme public n’est pas réputé adéquat lorsque son objectivité peut être compromise par un conflit d’intérêts.

1 Toute personne physique ou morale peut déposer une plainte écrite auprès des autorités compétentes concernant une éventuelle infraction au présent règlement par un exploitant, une entreprise, un exploitant de mine ou un importateur.

2 Les plaintes sont dûment étayées et contiennent des éléments de preuve suffisants de l’infraction alléguée.

3 Lorsqu’il apparaît que la plainte ne fournit pas d’éléments de preuve suffisants pour justifier une enquête, les autorités compétentes informent le plaignant, dans un délai raisonnable qui ne peut dépasser 2 mois à compter de la réception de la plainte, des raisons de leur décision de ne pas ouvrir une enquête. Le présent paragraphe ne s’applique pas lorsque des plaintes insuffisamment étayées sont déposées à plusieurs reprises et sont, pour cette raison, jugées abusives par les autorités compétentes.

4 Sans préjudice du paragraphe 3 et du droit national applicable, les autorités compétentes tiennent le plaignant informé des étapes de la procédure et, le cas échéant, des possibilités alternatives de recours appropriées, telles que la faculté de saisir les juridictions nationales ou d’utiliser toute autre procédure de plainte existant au niveau national ou international.

5 Sans préjudice du droit national applicable et sur la base de procédures comparables, les autorités compétentes établissent et rendent publics des délais indicatifs pour statuer sur les plaintes.

1 Les vérificateurs effectuent des activités de vérification afin d’évaluer la conformité des déclarations d’émissions qui leur sont soumises par des exploitants, des entreprises, des exploitants de mines ou des importateurs, aux exigences du présent règlement. Ces activités de vérification incluent l’examen de toutes les sources de données et méthodes utilisées afin d’apprécier la fiabilité, la crédibilité et la précision des déclarations d’émissions, en particulier ce qui suit: a) le choix et l’utilisation des facteurs d’émission; b) les méthodes, calculs, échantillonnages ou distributions statistiques conduisant à la détermination des émissions de méthane; c) tout risque de mesure ou de déclaration inappropriées; d) tout système de contrôle ou d’assurance de la qualité appliqué par les exploitants, les entreprises, les exploitants de mines ou les importateurs.

2 Dans le cadre des activités de vérification prévues au paragraphe 1 du présent article, les vérificateurs utilisent les normes et les prescriptions techniques, selon le cas, aux fins de la mesure et de la quantification des émissions de méthane et de l’atténuation, établies en vertu de l’article 32. Jusqu’à la date d’application de ces normes et prescriptions techniques, selon le cas, les exploitants, les entreprises, les exploitants de mines et les importateurs, selon le cas, fournissent aux vérificateurs des informations sur les normes pertinentes, y compris les normes européennes ou d’autres normes internationales, ou les méthodes qu’ils utilisent aux fins des activités de vérification. Les activités de vérification incluent également, le cas échéant, des contrôles annoncés et inopinés sur place afin d’évaluer la fiabilité, la crédibilité et la précision des sources de données et des méthodes utilisées.

3 Les activités de vérification visées au présent article sont alignées sur les normes et méthodes européennes ou d’autres normes et méthodes internationales applicables aux vérificateurs afin de limiter la charge pesant sur les exploitants, les entreprises, les exploitants de mines ou les importateurs ainsi que sur les autorités compétentes, et tiennent dûment compte de la nature des activités vérifiées et des orientations publiées par la Commission à cet égard.

4 Si, à l’issue de son évaluation, le vérificateur conclut, avec une assurance raisonnable, que la déclaration d’émissions est conforme aux exigences du présent règlement, il délivre une déclaration de vérification qui atteste la conformité de la déclaration d’émissions et précise les activités de vérification effectuées. Le vérificateur ne délivre la déclaration de vérification que si des données et informations fiables, crédibles et précises permettent de déterminer les émissions de méthane avec un degré raisonnable de certitude et à condition que les données déclarées concordent avec les données estimées, sont complètes et cohérentes. Si, à l’issue de son évaluation, le vérificateur conclut que la déclaration d’émissions n’est pas conforme aux exigences du présent règlement, il informe l’exploitant, l’entreprise, l’exploitant de mine ou l’importateur de cette conclusion et fournit un retour d’information motivé à l’exploitant, l’entreprise, l’exploitant de mine ou l’importateur à la lumière des normes reconnues. L’exploitant, l’entreprise, l’exploitant de mine ou l’importateur soumet une déclaration d’émissions révisée au vérificateur, sans tarder et dans les délais fixés par le vérificateur.

5 Les exploitants, les entreprises, les exploitants de mines et les importateurs fournissent aux vérificateurs toute l’assistance nécessaire pour permettre ou faciliter l’exécution des activités de vérification, notamment en ce qui concerne l’accès au site et la présentation de documents ou de registres.

1 Les vérificateurs sont indépendants des exploitants, des entreprises, des exploitants de mines et des importateurs et exercent les activités de vérification prévues par le présent règlement dans l’intérêt public. À cette fin, le vérificateur et aucune autre partie de la même entité juridique ne peuvent être un exploitant, une entreprise, un exploitant de mine ou un importateur, ou être propriétaires d’un exploitant, d’une entreprise, d’un exploitant de mine ou d’un importateur, ou être détenus par un exploitant, une entreprise, un exploitant de mine ou un importateur. Les vérificateurs n’entretiennent pas avec des exploitants, des entreprises, des exploitants de mines ou des importateurs des relations qui seraient susceptibles de compromettre leur indépendance et leur impartialité.

2 Les vérificateurs qui sont des personnes morales sont accrédités par un organisme national d’accréditation conformément au règlement (CE) no 765/2008. En l’absence de dispositions spécifiques du présent règlement concernant l’accréditation des vérificateurs, le règlement (CE) no 765/2008 s’applique.

3 Les États membres peuvent décider d’habiliter des personnes physiques comme vérificateurs aux fins du présent règlement. Ces vérificateurs sont habilités par une autorité nationale qui est différente de l’organisme national d’accréditation désigné en vertu de l’article 4, paragraphe 1, du règlement (CE) no 765/2008.

4 Lorsqu’un État membre décide d’appliquer le paragraphe 3, il veille à ce que l’autorité nationale concernée respecte le présent règlement et fournisse à la Commission et aux autres États membres toutes les pièces justificatives nécessaires à la vérification de la compétence des vérificateurs qu’elle habilite en vertu dudit paragraphe.

1 Dans le cadre de l’exercice de leurs fonctions et des pouvoirs qui leur incombent en vertu du présent règlement, la Commission, les autorités compétentes et les vérificateurs tiennent compte des informations mises à la disposition du public par l’Observatoire international des émissions de méthane (IMEO) ou l’«Oil and Gas Methane Partnership» (OGMP) ou d’autres informations pertinentes disponibles au niveau international, notamment des informations en ce qui concerne: a) l’agrégation des données relatives aux émissions de méthane conformément aux méthodes statistiques appropriées; b) la vérification et la validation des méthodes et processus statistiques utilisés par l’industrie pour quantifier les données relatives aux émissions de méthane; c) la mise au point de méthodes d’agrégation et d’analyse des données conformément aux bonnes pratiques scientifiques et statistiques afin de garantir un niveau plus élevé de précision des estimations des émissions de méthane, avec une caractérisation appropriée de l’incertitude; d) la publication des données déclarées agrégées par source principale et par niveau de déclaration, classées, si ces informations sont disponibles, par actifs exploités et non exploités, dans le respect des exigences en matière de concurrence et de confidentialité; e) la déclaration des écarts importants constatés entre les sources de données, contribuant à la mise au point de méthodes scientifiques plus robustes; f) la déclaration des événements super-émetteurs repérés au moyen d’un système de détection précoce et d’alerte.

2 La Commission soumet à l’IMEO des données relatives aux émissions de méthane accessibles au public qu’elle juge pertinentes, telles qu’elles sont mises à sa disposition par les autorités compétentes conformément au présent règlement.

Le présent chapitre s’applique aux activités visées à l’article 1er, paragraphe 2, points a), b) et c).

1 Au plus tard le 5 août 2025, les exploitants soumettent aux autorités compétentes un rapport contenant la quantification des émissions de méthane au niveau de la source, estimées en utilisant au moins des facteurs d’émission génériques pour toutes les sources. Ce rapport peut contenir une quantification des émissions de méthane au niveau de la source conformément aux exigences énoncées au paragraphe 2 pour certaines ou toutes les sources.

2 Les exploitants et les entreprises établis dans l’Union soumettent aux autorités compétentes de l’État membre où l’actif est situé un rapport contenant une quantification des émissions de méthane au niveau de la source: a) pour les actifs exploités, au plus tard le 5 février 2026; et b) pour les actifs non exploités, au plus tard le 5 février 2027, lorsque ces actifs n’ont pas été déclarés au titre du point a). Lorsqu’une mesure directe n’est pas possible, l’établissement du rapport nécessite d’utiliser des facteurs d’émission spécifiques fondés sur la quantification ou l’échantillonnage au niveau de la source.

3 Les exploitants et les entreprises établis dans l’Union soumettent aux autorités compétentes de l’État membre où l’actif est situé un rapport contenant la quantification des émissions de méthane au niveau de la source, complété par des mesures des émissions de méthane au niveau du site, permettant ainsi l’évaluation des estimations au niveau de la source agrégées par site et la comparaison avec ces estimations: a) pour les actifs exploités, au plus tard le 5 février 2027, et, par la suite, au plus tard le 31 mai de chaque année; et b) pour les actifs non exploités, au plus tard le 5 août 2028, et, par la suite, au plus tard le 31 mai de chaque année, lorsque ces actifs n’ont pas été déclarés au titre du point a). Avant de soumettre le rapport aux autorités compétentes, les exploitants et les entreprises veillent à ce qu’il soit évalué par un vérificateur et comprenne une déclaration de vérification délivrée conformément à l’article 8.

4 Les rapports prévus au présent article couvrent la dernière année civile pour laquelle des données sont disponibles et comprennent au moins les informations suivantes: a) le type et l’emplacement des sources d’émission; b) les données détaillées pour chaque type de source d’émission, déclarées en tonnes de méthane et en tonnes d’équivalent CO2, en utilisant les potentiels de réchauffement global définis dans le sixième rapport d’évaluation du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC); c) des informations détaillées sur les méthodes de quantification; d) toutes les émissions de méthane pour les actifs exploités; e) la part de propriété et les émissions de méthane provenant d’actifs non exploités multipliées par la part de propriété; f) une liste des entités exerçant un contrôle opérationnel sur les actifs non exploités. La Commission établit, par voie d’actes d’exécution, un modèle pour les rapports prévus au présent article, en tenant compte des rapports d’inventaire nationaux déjà en place et des derniers documents techniques d’orientation et modèles de déclaration de l’OGMP. Ces actes d’exécution sont adoptés en conformité avec la procédure consultative visée à l’article 35, paragraphe 2. Jusqu’à l’adoption des actes d’exécution pertinents, les exploitants et les entreprises utilisent les documents techniques d’orientation et les modèles de déclaration de l’OGMP 2.0 pour les activités en amont, intermédiaires et en aval, selon le cas.

5 Les mesures et quantifications visées au présent article sont effectuées conformément aux normes et aux prescriptions techniques, selon le cas, établies en vertu de l’article 32. Jusqu’à la date d’application de ces normes ou prescriptions techniques, les exploitants et les entreprises suivent les pratiques les plus récentes du secteur et utilisent les meilleures technologies disponibles pour mesurer et quantifier les émissions de méthane. Dans ce contexte, les exploitants et les entreprises établis dans l’Union peuvent utiliser à ces fins les documents techniques d’orientation de l’OGMP 2.0 les plus récents, approuvés au plus tard le 4 août 2024. Les exploitants et les entreprises fournissent aux autorités compétentes et aux vérificateurs des informations sur les normes, y compris les normes européennes ou autres normes internationales, ou les méthodes utilisées.

6 Les exploitants et les entreprises établis dans l’Union comparent la quantification au niveau de la source des émissions de méthane et la mesure au niveau du site des émissions de méthane. En cas d’écarts statistiquement significatifs entre la quantification au niveau de la source des émissions de méthane et la mesure au niveau du site des émissions de méthane, les exploitants et les entreprises: a) adressent une notification sans tarder aux autorités compétentes, avant la fin de la période de déclaration; b) procèdent dès que possible à un processus de rapprochement et informent l’autorité compétente des résultats de ce processus de rapprochement, y compris tout élément de preuve et toute pièce justificative nécessaire, au plus tard au cours de la période de déclaration suivante. Le processus de rapprochement porte sur les raisons susceptibles d’expliquer les écarts, y compris au moins la précision et l’adéquation des technologies et des méthodes utilisées pour la quantification au niveau de la source et pour la mesure au niveau du site des émissions de méthane, ou sur toute incertitude des données dans les résultats due au choix des méthodes, des technologies ou de l’extrapolation des résultats. Aux fins du processus de rapprochement, les exploitants et les entreprises envisagent une quantification supplémentaire au niveau de la source ou des mesures supplémentaires au niveau du site, afin de fournir les éléments de preuve nécessaires pour expliquer les raisons des écarts. Sur la base des résultats du processus de rapprochement, les exploitants et les entreprises procèdent, le cas échéant, à des ajustements numériques subséquents dans la quantification au niveau de la source ou dans les mesures au niveau du site. Si les autorités compétentes estiment que les informations fournies par l’exploitant ou l’entreprise conformément au point b) du premier alinéa n’expliquent pas de manière adéquate, les raisons des écarts, elles peuvent demander à l’exploitant ou à l’entreprise de fournir des informations complémentaires ou de prendre des mesures supplémentaires.

7 Lorsque des informations sont confidentielles conformément à la directive (UE) 2016/943 du Parlement européen et du Conseil , les exploitants ou les entreprises concernés indiquent dans le rapport le type d’informations qui n’est pas divulgué et la raison qui motive cette décision.

8 Les autorités compétentes mettent les rapports visés au présent article à la disposition du public et de la Commission conformément à l’article 5, paragraphe 4, dans un délai de trois mois à compter de leur présentation par les exploitants ou les entreprises concernés.

Les exploitants prennent toutes les mesures d’atténuation appropriées pour prévenir et réduire au minimum les émissions de méthane dans le cadre de leurs activités.

1 Au plus tard le 5 mai 2025 pour les sites existants et dans un délai de six mois à compter de la date de mise en service pour les nouveaux sites, les exploitants soumettent aux autorités compétentes un programme de détection et de réparation des fuites (ci-après dénommé «programme LDAR»). Le programme LDAR comprend une description détaillée des enquêtes et activités LDAR, assortie de calendriers spécifiques, à effectuer conformément au présent article, aux parties 1 et 2 de l’annexe I, et aux normes et aux prescriptions techniques pertinentes, selon le cas, établies en vertu de l’article 32. Si des modifications sont apportées au programme LDAR, les exploitants soumettent un programme LDAR actualisé aux autorités compétentes dans les plus brefs délais. Jusqu’à la date d’application des normes ou des prescriptions techniques établies en vertu de l’article 32, les exploitants suivent les pratiques les plus récentes du secteur et utilisent les meilleures technologies qui sont disponibles sur le marché pour réaliser les enquêtes LDAR. Les exploitants fournissent aux autorités compétentes et aux vérificateurs des informations sur les normes, y compris les normes internationales, ou les méthodes utilisées. Les autorités compétentes peuvent exiger de l’exploitant qu’il modifie le programme LDAR en tenant compte des exigences du présent règlement.

2 Les exploitants lancent la première enquête LDAR de type 2 portant sur tous les composants relevant de leur responsabilité conformément au programme LDAR dès que possible à compter du 4 août 2024. En tout état de cause, les exploitants effectuent la première enquête LDAR de type 2 au plus tard le 5 août 2025 pour les sites existants. Sans préjudice des fréquences établies à la partie 1 de l’annexe I, toute enquête LDAR de type 2 effectuée entre le 3 août 2022 et le 4 août 2024 peut être considérée par les exploitants comme la première enquête LDAR de type 2. Dans un délai de 9 mois à compter de la date de mise en service des nouveaux sites, les exploitants effectuent la première enquête LDAR de type 2 portant sur tous les composants relevant de leur responsabilité conformément au programme LDAR. Après avoir effectué la première enquête LDAR de type 2, les exploitants effectuent des enquêtes LDAR de type 1 et de type 2 selon les fréquences suivantes: a) pour les composants en surface et souterrains, à l’exception des réseaux de distribution et de transport, conformément aux fréquences minimales prévues à la partie 1, point 1, de l’annexe I; b) pour les composants des réseaux de distribution et de transport, conformément aux fréquences minimales prévues à la partie 1, point 2, de l’annexe I; c) pour tous les composants offshore, conformément aux fréquences minimales prévues à la partie 1, point 3, de l’annexe I; d) pour tous les autres composants, conformément aux fréquences minimales prévues à la partie 1, point 4, de l’annexe I.

3 Sans préjudice de l’obligation d’effectuer des enquêtes LDAR de type 2 conformément au présent article, lorsqu’une enquête LDAR de type 1 est requise, les exploitants peuvent choisir d’effectuer une enquête LDAR de type 2 au lieu d’une enquête LDAR de type 1.

4 Dans le cadre des enquêtes LDAR, les exploitants peuvent utiliser des technologies de détection avancées, à condition que: a) les autorités compétentes approuvent leur utilisation dans le cadre du programme LDAR; b) les mesures soient effectuées au niveau de chaque source d’émissions potentielle; et c) les technologies de détection avancées respectent les exigences énoncées aux paragraphes 7 et 8 et sont conformes aux exigences énoncées à la partie 2 de l’annexe I.

5 Par dérogation au paragraphe 2, quatrième alinéa, du présent article, lorsque des exploitants qui produisent ou traitent du pétrole ou du gaz naturel apportent la preuve, sur la base des mesures des cinq années précédentes qui ont été déclarées par les exploitants conformément à l’article 12 et évaluées par un vérificateur, que moins de 1 % de l’ensemble des composants et sous-composants de chacun de leurs sites fuient et que les émissions agrégées de méthane associées à ces fuites représentent moins de 0,08 % du volume total de gaz ou moins de 0,015 % de la masse totale de pétrole traité ou extrait, des fréquences d’enquête LDAR différentes peuvent être appliquées pour les composants des sites où aucune fuite n’a été identifiée, sous réserve de l’approbation des autorités compétentes et à condition que: a) pour tous les composants sur les lieux de traitement, des enquêtes LDAR de type 1 soient effectuées au moins tous les 12 mois; b) pour au moins 25 % de tous les composants sur les lieux de traitement, des enquêtes LDAR de type 2 soient effectuées tous les 12 mois, tous les composants devant être contrôlés au moins tous les 48 mois; c) pour tous les composants sur les lieux de production, des enquêtes LDAR de type 1 soient effectuées au moins tous les 36 mois; d) pour tous les composants sur les lieux de production, des enquêtes LDAR de type 2 soient effectuées au moins tous les 60 mois. Si, à la suite des enquêtes LDAR effectuées conformément au premier alinéa du présent paragraphe, 1 % ou plus de tous les composants et sous-composants de chaque site fuient ou si les émissions agrégées de méthane associées à ces fuites représentent plus de 0,08 % du volume total de gaz ou plus de 0,015 % de la masse totale de pétrole brut traité ou extrait, l’exploitant concerné est soumis aux obligations prévues au paragraphe 2 sur ce site. L’autorité compétente notifie à la Commission les dérogations accordées en vertu du présent paragraphe et effectue les inspections ponctuelles visées à l’article 6, paragraphe 4.

6 Les enquêtes LDAR sont effectuées à l’aide de dispositifs de détection permettant d’identifier les fuites comme suit, pour chaque type de composant: a) à un niveau aussi proche que possible de chaque source d’émission potentielle pour les composants en surface et les composants au-dessus du niveau de la mer; b) à l’interface entre le sol et l’atmosphère pour les composants souterrains dans un premier temps et, lorsqu’une fuite est détectée comme précisé dans l’acte d’exécution adopté conformément au paragraphe 7, au plus près de la source d’émission dans un deuxième temps; c) en appliquant les meilleures techniques de détection qui sont disponibles sur le marché pour les composants offshore sous le niveau de la mer ou au-dessous des fonds marins.

7 Au plus tard le 5 août 2025, la Commission précise, par voie d’un acte d’exécution: a) les limites minimales de détection et les techniques de détection à utiliser pour les différents dispositifs de détection utilisés pour respecter les exigences applicables à tous les composants énoncées au paragraphe 8; b) les seuils applicables à la première étape des enquêtes LDAR à utiliser pour respecter les exigences applicables aux composants souterrains énoncées au paragraphe 8. Ces limites minimales, ces techniques de détection et ces seuils sont fondés sur les meilleures technologies disponibles et sur les meilleures techniques de détection disponibles, en tenant compte des différents types de composants et des enquêtes LDAR. Cet acte d’exécution est adopté en conformité avec la procédure d’examen visée à l’article 35, paragraphe 3. Jusqu’à l’adoption de cet acte d’exécution, afin de respecter les exigences visées au paragraphe 8, les exploitants utilisent les meilleures technologies disponibles et les meilleures techniques de détection disponibles, en conformité avec les spécifications du fabricant pour l’exploitation et la maintenance.

8 Les exploitants réparent ou remplacent tous les composants sur lesquels une émission de méthane est constatée à des niveaux égaux ou supérieurs aux niveaux ci-après, à la température et la pression standard et à l’aide de dispositifs de détection, conformément aux spécifications du fabricant pour l’exploitation et la maintenance: a) pour les enquêtes LDAR de type 1: 7000 parties par million en volume de méthane ou 17 grammes par heure de méthane; b) pour les enquêtes LDAR de type 2: i) 500 parties par million en volume de méthane ou 1 gramme par heure de méthane pour les composants en surface et les composants offshore au-dessus du niveau de la mer; ii) 1000 parties par million en volume de méthane ou 5 grammes par heure de méthane pour la deuxième étape de l’enquête LDAR sur les composants souterrains; iii) 7000 parties par million en volume de méthane ou 17 grammes par heure pour les composants offshore sous le niveau de la mer ou au-dessous des fonds marins.

9 La réparation ou le remplacement des composants visés au paragraphe 8 a lieu immédiatement après la détection. Si la réparation ne peut être effectuée immédiatement après la détection, elle fait l’objet d’une nouvelle tentative dès que possible et au plus tard cinq jours après la détection, et est achevée dans les 30 jours suivant la détection. Lorsqu’un exploitant peut démontrer que la réparation ou le remplacement ne serait pas fructueux ou possible dans un délai de cinq jours pour une première tentative, ou lorsque l’exploitant prévoit qu’une réparation complète ne serait pas possible dans un délai de 30 jours pour des raisons de sécurité, administratives ou techniques, l’exploitant le notifie aux autorités compétentes et leur en fournit la preuve, ainsi que les calendriers de réparation et de surveillance contenant au moins les éléments visés à l’annexe II, au plus tard 12 jours à compter de la date de la détection. Ces calendriers de réparation et de surveillance comprennent tous les éléments de preuve nécessaires pour justifier tout retard. Ils garantissent que les incidences sur l’environnement sont réduites au minimum, tout en respectant les aspects de sécurité, administratifs et techniques pertinents. Les autorités compétentes peuvent exiger de l’exploitant qu’il modifie les calendriers de réparation et de surveillance en tenant compte des exigences du présent règlement. En tout état de cause, la réparation ou le remplacement est effectué dans les meilleurs délais. Les exploitants accordent la priorité à la réparation des fuites plus importantes. Les réparations ou les remplacements visés au présent paragraphe utilisent les meilleures technologies qui sont disponibles sur le marché et qui offrent une protection à long terme contre les fuites futures. Les aspects de sécurité, administratifs et techniques visés au présent paragraphe se limitent aux éléments suivants: a) la sécurité du personnel et des autres personnes se trouvant à proximité de la fuite détectée; b) tout effet négatif éventuel sur l’environnement, si l’exploitant peut démontrer que cet effet l’emporterait sur les avantages environnementaux, par exemple lorsque la réparation pourrait entraîner un niveau global d’émissions de méthane plus élevé qu’en l’absence de réparation; c) l’accessibilité d’un composant, y compris la maintenance programmée, les obligations liées au processus d’autorisation ou l’autorisation administrative nécessaire; d) l’indisponibilité des pièces de rechange nécessaires à la réparation du composant ou de composants de rechange; et e) une détérioration significative de la situation de l’approvisionnement en gaz susceptible de conduire à un niveau de crise tel qu’il est visé à l’article 11, paragraphe 1, du règlement (UE) 2017/1938 du Parlement européen et du Conseil .

10 Lorsque l’une ou plusieurs des conditions énoncées au paragraphe 9, sixième alinéa, points a) à e), s’appliquent et qu’un arrêt est nécessaire pour que la réparation ou le remplacement puisse être entrepris, les exploitants réduisent au minimum la fuite dans un délai de 24 heures à compter de la détection de cette dernière et réparent la fuite avant la fin de la prochaine mise à l’arrêt programmée ou dans un délai d’un an, la première des deux dates étant retenue, sauf si l’on peut raisonnablement s’attendre à ce qu’une réparation effectuée plus tôt conduise à une situation dans laquelle la quantité de méthane mis à l’évent au cours des opérations de réparation serait très probablement nettement supérieure à celle qui serait rejetée en l’absence de réparation, ou si l’on peut raisonnablement s’attendre à ce qu’une réparation effectuée plus tôt conduise à des problèmes de sécurité d’approvisionnement dans les petits réseaux connectés au sens de la directive (UE) 2019/944. Tout exploitant fournit sans tarder aux autorités compétentes tous les éléments de preuve nécessaires justifiant sa décision de retarder la réparation. Toute décision de retarder la réparation en raison de considérations administratives, techniques et de sécurité est soumise à l’approbation des autorités compétentes et est incluse dans les calendriers de réparation et de surveillance. Les autorités compétentes peuvent exiger de l’exploitant concerné qu’il modifie les calendriers de réparation et de surveillance en tenant compte des exigences du présent règlement.

11 Les exploitants établissent sans tarder, tiennent à jour et mettent pleinement à la disposition des autorités compétentes un registre de toutes les décisions de retarder une réparation en vertu du présent article, y compris tous les éléments de preuve nécessaires justifiant chaque décision et les calendriers de réparation et de surveillance correspondants.

12 Nonobstant le paragraphe 2, les exploitants contrôlent les composants sur lesquels ont été constatées des émissions de méthane: a) à des niveaux égaux ou supérieurs aux seuils énoncés au paragraphe 8 à la température et la pression standard au cours d’une enquête LDAR précédente, immédiatement après la réparation effectuée en vertu du paragraphe 9, et au plus tard 45 jours après celle-ci, afin d’assurer le succès de la réparation; et b) à des niveaux inférieurs aux seuils énoncés au paragraphe 8 à la température et la pression standard, au plus tard trois mois à compter de la date à laquelle les émissions ont été détectées, afin de vérifier au moins une fois si l’ampleur de la perte de méthane a évolué et si une réparation est nécessaire. Lorsqu’un risque plus élevé pour la sécurité ou un risque plus élevé de fuites de méthane est constaté, les autorités compétentes peuvent recommander que les enquêtes LDAR sur les composants concernés soient plus fréquentes.

13 Sans préjudice des obligations en matière d’établissement de rapports prévues au paragraphe 14, les exploitants enregistrent toutes les fuites identifiées, quelle que soit leur taille, et les soumettent régulièrement à un contrôle et font en sorte qu’elles soient réparées conformément au paragraphe 9. Les exploitants conservent l’enregistrement pendant au moins dix ans et fournissent ces informations aux autorités compétentes sur demande.

14 Tous les ans, les exploitants soumettent l’ensemble des calendriers de réparation et de surveillance ainsi qu’un rapport résumant les résultats de toutes les enquêtes LDAR menées au cours de l’année précédente aux autorités compétentes de l’État membre dans lequel les actifs concernés sont situés. Les autorités compétentes peuvent exiger des exploitants qu’ils modifient le rapport ou les calendriers de réparation et de surveillance en tenant compte des exigences du présent règlement.

15 Les exploitants peuvent déléguer toute tâche prévue au présent article. Les tâches déléguées ne portent pas atteinte à la responsabilité des exploitants et n’ont pas d’incidence sur l’efficacité de la surveillance exercée par les autorités compétentes.

16 Les États membres veillent à ce que les prestataires de services LDAR et les exploitants aient accès aux systèmes de certification, d’accréditation ou de qualification équivalents, y compris des programmes de formation appropriés, en ce qui concerne les enquêtes LDAR.

17 Sans préjudice des directives 2008/56/CE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les autorités compétentes peuvent décider d’exempter des exigences prévues par le présent article les composants pétroliers et gaziers offshore situés sur leur territoire à une profondeur d’eau supérieure à 700 mètres si l’exploitant concerné peut apporter des preuves solides que l’incidence sur le climat des émissions potentielles de méthane provenant de ces composants est très probablement négligeable.

1 L’éventage est interdit sauf dans les cas prévus au présent article. Le torchage systématique est interdit.

2 L’éventage ou le torchage ne sont autorisés qu’en cas d’urgence ou de dysfonctionnement.

3 Nonobstant le paragraphe 2, l’éventage ou le torchage sont autorisés lorsque cela est inévitable et strictement nécessaire et sous réserve des obligations de déclaration énoncées à l’article 16. L’éventage et le torchage sont jugés inévitables et strictement nécessaires dans les situations spécifiques suivantes, dans lesquelles l’éventage ou le torchage, selon le cas, ne peut pas être totalement éliminé ou s’impose pour des raisons de sécurité: a) pendant le fonctionnement normal de dispositifs pneumatiques, de compresseurs, de réservoirs de stockage à pression atmosphérique, de dispositifs d’échantillonnage et de mesure et de joints à gaz sec, ou d’autres composants conçus pour l’éventage, à condition que ces équipements satisfassent aux normes ou aux prescriptions techniques établies en vertu de l’article 32, et qu’il soient correctement entretenus de manière à réduire au minimum les pertes de méthane; b) pour l’extraction ou le nettoyage des liquides accumulés dans un puits à la pression atmosphérique; c) lors du jaugeage ou de l’échantillonnage d’un réservoir de stockage ou d’un autre récipient à basse pression, à condition que le réservoir ou récipient satisfasse aux normes ou aux prescriptions techniques établies en vertu de l’article 32; d) lors du transfert de liquides d’un réservoir de stockage ou d’un autre récipient à basse pression vers un véhicule de transport, à condition que le réservoir ou le récipient satisfasse aux normes ou aux prescriptions techniques établies en vertu de l’article 32; e) pendant la réparation, la maintenance, les procédures d’essai et le déclassement, y compris la vidange et la dépressurisation d’équipements à des fins de réparation et de maintenance; f) lors de la réalisation d’un essai de la tête de puits (bradenhead test); g) lors de la réalisation d’un essai de la garniture d’étanchéité; h) lors de la réalisation d’un essai de production d’une durée inférieure à 24 heures; i) lorsque le méthane ne répond pas aux spécifications de la conduite de collecte, à condition que l’exploitant analyse des échantillons de méthane deux fois par semaine afin de déterminer si les spécifications ont été respectées et achemine le méthane vers une conduite de collecte dès que ces spécifications sont respectées; j) lors de la mise en service de conduites, d’équipements ou d’installations, uniquement aussi longtemps que nécessaire pour purger la conduite ou l’équipement des impuretés qui y auraient été introduites; k) pendant le raclage, la vidange sous pression, le déclassement ou la purge d’une conduite en vue de sa réparation ou de son entretien, et uniquement lorsque le gaz ne peut pas être contenu ou réacheminé vers une partie non affectée de la conduite.

4 Lorsque l’éventage est autorisé en application des paragraphes 2 et 3, les exploitants n’y ont recours que lorsque le torchage n’est pas techniquement réalisable en raison d’un manque d’inflammabilité ou d’une incapacité à maintenir une flamme, lorsqu’il risque de compromettre la sécurité des opérations ou du personnel, ou lorsqu’il aurait un effet pire sur l’environnement pour ce qui est des émissions. Dans une telle situation, dans le cadre des obligations de déclaration énoncées à l’article 16, les exploitants notifient aux autorités compétentes la nécessité d’avoir recours à l’éventage plutôt qu’au torchage et leur fournissent des éléments de preuve à cet égard.

5 Les équipements d’éventage sont remplacés par des solutions de remplacement sans émissions lorsque celles-ci sont disponibles sur le marché et qu’elles satisfont aux normes ou aux prescriptions techniques applicables aux composants conçus pour l’éventage établies en vertu de l’article 32.

6 Outre les conditions énoncées aux paragraphes 2 et 3, le torchage n’est autorisé que si la réinjection du méthane, son utilisation sur place, son stockage en vue d’une utilisation ultérieure ou son acheminement vers un marché ne sont pas réalisables pour des raisons autres que des considérations économiques. Dans une telle situation, dans le cadre des obligations de déclaration énoncées à l’article 16, les exploitants démontrent aux autorités compétentes la nécessité d’avoir recours au torchage plutôt qu’à la réinjection du méthane, à son utilisation sur place, à son stockage en vue d’une utilisation ultérieure ou à son acheminement vers un marché.

7 Lorsqu’un site est construit, remplacé ou rénové dans son ensemble, les exploitants n’installent et n’utilisent que des dispositifs pneumatiques, compresseurs, réservoirs de stockage à pression atmosphérique, dispositifs d’échantillonnage et de mesure et joints à gaz sec à émission nulle disponibles sur le marché. Lorsqu’un site est remplacé ou rénové en partie, les exploitants n’installent et n’utilisent dans cette partie que des dispositifs pneumatiques, compresseurs, réservoirs de stockage à pression atmosphérique, dispositifs d’échantillonnage et de mesure et joints à gaz sec à émission nulle disponibles sur le marché.

8 Les exploitants se conforment au présent article sans tarder et, en tout état de cause, au plus tard le 5 février 2026 pour les sites existants et au plus tard 12 mois à compter de la date de mise en service des nouveaux sites. Lorsque les exploitants ne sont pas en mesure de se conformer au présent article en raison d’un retard exceptionnel dû à la nécessité d’obtenir un permis ou tout autre autorisation administrative des autorités compétentes ou à l’indisponibilité d’équipements d’éventage ou de torchage, ils fournissent aux autorités compétentes un calendrier détaillé de mise en œuvre. Ce calendrier comporte des preuves suffisantes du respect des conditions énoncées au présent paragraphe. Les autorités compétentes peuvent exiger des modifications de ce calendrier.

1 Les exploitants notifient aux autorités compétentes les événements d’éventage et de torchage: a) causés par une urgence ou un dysfonctionnement; ou b) d’une durée totale de 8 heures ou plus sur une période de 24 heures à partir d’un événement unique. La notification visée au premier alinéa est effectuée sans tarder après l’événement et, au plus tard, dans les 48 heures à compter du début de l’événement ou du moment où l’exploitant en a eu connaissance, conformément aux éléments énoncés à l’annexe III. Par dérogation au premier alinéa, le torchage contrôlé ayant lieu pendant les arrêts est déclaré dans le rapport annuel.

2 Les exploitants soumettent aux autorités compétentes des rapports annuels sur tous les événements d’éventage et de torchage visés au paragraphe 1 du présent article et à l’article 15, conformément aux éléments énoncés à l’annexe III et dans le cadre du rapport pertinent visé à l’article 12.

1 Lorsqu’un site est construit, remplacé ou rénové en tout ou en partie, ou lorsque de nouvelles torchères ou d’autres dispositifs de combustion sont installés, les exploitants n’installent que des torchères ou des dispositifs de combustion équipés d’un dispositif d’allumage automatique ou d’un brûleur pilote fonctionnant en continu et dont le niveau d’efficacité de destruction et d’élimination dès la conception est d’au moins 99 %.

2 Les exploitants veillent à ce que toutes les torchères ou autres dispositifs de combustion soient conformes aux exigences du paragraphe 1 au plus tard le 5 février 2026.

3 Les exploitants inspectent les torchères ou les autres dispositifs de combustion tous les 15 jours conformément à l’annexe IV, sauf lorsqu’ils ne sont pas utilisés régulièrement. Lorsque les torchères ou les autres dispositifs de combustion ne sont pas utilisés régulièrement, les exploitants les inspectent avant chaque utilisation. En lieu et place des inspections régulières, sous réserve de l’approbation des autorités compétentes, les exploitants peuvent utiliser des systèmes de surveillance à distance ou automatisés, comme précisé conformément aux points 1) et 2) de l’annexe IV. Lorsqu’une irrégularité est détectée, les exploitants en recherchent la cause et y remédient dans les six heures ou, en cas de phénomènes météorologiques graves ou dans d’autres conditions extrêmes, dans les six heures suivant le retour à des conditions normales.

4 En cas d’utilisation de dispositifs d’allumage automatiques ou de brûleurs pilotes fonctionnant en continu, les exploitants utilisent des équipements de surveillance de la flamme pour surveiller en permanence la flamme principale de la torchère ou la flamme du brûleur pilote afin de veiller à ce qu’un éventage ne se produise pas à cause d’une extinction de flamme.

1 Au plus tard le 5 août 2025, les États membres établissent et mettent à la disposition du public un inventaire de tous les puits inactifs, les puits temporairement bouchés et les puits définitivement bouchés et abandonnés sur leur territoire ou relevant de leur compétence qui sont enregistrés ou lorsque des informations ou des éléments de preuve sur leur localisation sont disponibles ou que leur localisation peut être déterminée en déployant tous les efforts raisonnables. Cet inventaire porte au moins sur les éléments figurant dans la partie 1 de l’annexe V. Les États membres tiennent et mettent à jour cet inventaire, y compris en déployant tous les efforts raisonnables pour localiser et documenter tous les puits inactifs, les puis temporairement bouchés et les puits définitivement bouchés et abandonnés recensés, situés sur leur territoire ou relevant de leur compétence, sur la base d’une évaluation rigoureuse tenant compte des conclusions scientifiques les plus récentes et des meilleures techniques disponibles.

2 Par dérogation au paragraphe 1, les États membres qui notifient à la Commission des preuves de l’existence d’un total d’au moins 40000 puits inactifs, puits temporairement bouchés et puits définitivement bouchés et abandonnés enregistrés, situés sur leur territoire ou relevant de leur compétence, peuvent adopter un plan visant à dresser l’inventaire visé au paragraphe 1 et à quantifier les émissions de méthane ou à démontrer l’absence d’émissions de méthane, selon le cas, en ce qui concerne ces puits, comprenant au moins les éléments énoncés à la partie 1 de l’annexe V, et le mettent à la disposition du public, à condition: a) qu’au plus tard le 5 août 2025, au moins 20 % de ces puits soient inclus dans l’inventaire, en accordant la priorité aux puits inactifs et aux puits temporairement bouchés; b) qu’au plus tard le 5 août 2026, au moins 40 % de ces puits soient inclus dans l’inventaire; c) que tous les 12 mois après le 5 août 2026, au moins 15 % supplémentaires de ces puits soient inclus dans l’inventaire; d) que tous les puits soient inclus dans l’inventaire au plus tard le 5 août 2030. Ce plan est soumis à l’approbation des autorités compétentes.

3 Sans préjudice du paragraphe 4, les rapports contenant des informations sur la quantification des émissions de méthane et, lorsqu’un équipement de surveillance de la pression existe, des informations sur la surveillance de la pression de tous les puits inactifs et de tous les puits temporairement bouchés sont soumis aux autorités compétentes au plus tard le 5 mai 2026 et au plus tard le 31 mai de chaque année par la suite. Ces rapports comprennent la quantification des émissions de méthane dans l’air et dans l’eau et des informations sur la surveillance de la pression, le cas échéant, à l’aide des normes ou des prescriptions techniques établies en vertu de l’article 32. Jusqu’à la date d’application de ces normes ou de ces prescriptions techniques, les exploitants et les États membres, selon le cas, suivent les pratiques les plus récentes du secteur et utilisent les meilleures technologies disponibles pour mesurer et quantifier les émissions de méthane. Lorsque les exploitants ou les États membres déclarent des émissions de méthane dans le cadre d’accords internationaux ou régionaux auxquels l’Union ou l’État membre concerné est partie, les rapports visés au présent paragraphe peuvent inclure des informations déclarées dans le cadre de ces accords. Les rapports concernant les puits inactifs et les puits temporairement bouchés situés dans les États membres comptant un total d’au moins 40000 puits inactifs, puits temporairement bouchés et puits définitivement bouchés et abandonnés sont présentés au plus tard douze mois à compter de l’inclusion de chacun de ces puits dans l’inventaire et au plus tard le 31 mai de chaque année par la suite.

4 Lorsque les autorités compétentes reçoivent des informations sur la quantification des émissions de méthane et, lorsqu’un équipement de surveillance de la pression existe, des données sur la surveillance de la pression démontrant qu’il n’y a eu aucune émission de méthane provenant d’un puits onshore temporairement bouché au cours des cinq dernières années, le paragraphe 3 cesse de s’appliquer à ce puits. Lorsque les autorités compétentes reçoivent des informations sur la quantification des émissions de méthane et, lorsqu’un équipement de surveillance de la pression existe, des données sur la surveillance de la pression démontrant qu’il n’y a eu aucune émission de méthane provenant d’un puits offshore inactif ou d’un puits offshore temporairement bouché au cours des trois dernières années, le paragraphe 3 cesse de s’appliquer à ce puits.

5 Lorsque les autorités compétentes reçoivent des éléments de preuve fiables indiquant la présence d’importantes quantités d’émissions de méthane dans un puits offshore inactif ou dans un puits temporairement bouché après la période visée au paragraphe 4 ou dans un puits définitivement bouché et abandonné, et lorsque ces éléments de preuve ont été confirmés par un tiers indépendant, les autorités compétentes se prononcent sur l’application à ce puits des obligations énoncées dans le présent article en ce qui concerne les puits temporairement bouchés.

6 Lorsque des émissions de méthane sont détectées dans des puits inactifs, des puits temporairement bouchés ou des puits définitivement bouchés et abandonnés, les États membres ou la partie responsable en vertu du paragraphe 8 prennent toutes les mesures nécessaires à leur disposition pour dépolluer, réhabiliter et boucher définitivement ces puits, selon le cas, lorsque cela est techniquement réalisable et en tenant compte de l’incidence environnementale des travaux nécessaires en vue de la réduction associée des émissions de méthane.

7 Avant d’être soumis aux autorités compétentes, les rapports visés au paragraphe 3 du présent article sont évalués par un vérificateur et comprennent une déclaration de vérification délivrée conformément à l’article 8.

8 Les États membres veillent à ce que les exploitants respectent les obligations énoncées aux paragraphes 3 à 7 et au paragraphe 9. Lorsqu’un exploitant, un propriétaire, un concessionnaire ou une partie responsable du puits à un autre titre en vertu du droit national fournit à l’autorité compétente des éléments de preuve adéquats et fiables démontrant qu’il ne dispose pas des moyens financiers suffisants pour remplir ces obligations, ou lorsque la partie responsable ne peut être identifiée, l’État membre assume la responsabilité de ces obligations.

9 Au plus tard le 5 août 2026, les États membres, ou la partie responsable en vertu du paragraphe 8, élaborent un plan d’atténuation visant à dépolluer, à réhabiliter et à boucher définitivement les puits inactifs et les puits temporairement bouchés, comprenant au moins les éléments énoncés à la partie 2 de l’annexe V et le mettent en œuvre dans les douze mois à compter de la présentation du premier rapport visé au paragraphe 3. Par dérogation au premier alinéa, lorsqu’un État membre ou la partie responsable en vertu du paragraphe 8 peut démontrer que la mise en œuvre de ce plan d’atténuation n’est pas possible dans ce délai pour des raisons de sécurité, administratives ou techniques, ils peuvent retarder sa mise en œuvre. Le plan d’atténuation comprend tous les éléments de preuve nécessaires justifiant une décision en ce sens. Dans ces cas, la mise en œuvre est effectuée dès que possible en veillant à ce que, pour chaque puits, la date de fin des mesures d’atténuation ne dépasse pas trois ans à compter de la présentation du premier rapport visé au paragraphe 3. Les autorités compétentes peuvent exiger de la partie responsable qu’elle modifie le plan d’atténuation en tenant compte des exigences du présent règlement. Les États membres ou la partie responsable en vertu du paragraphe 8 mettent régulièrement à jour le plan d’atténuation, en fonction de l’inventaire visé au paragraphe 1 et des rapports visés au paragraphe 3, ainsi que de toute modification ou nouvelle information qui en découle, et sur la base d’une évaluation rigoureuse tenant compte des conclusions scientifiques les plus récentes et des meilleures techniques disponibles. Les plans d’atténuation se fondent sur l’inventaire visé au paragraphe 1 et sur les rapports visés au paragraphe 3 pour déterminer la priorité des activités, notamment: a) la dépollution, la réhabilitation et le bouchage définitif des puits; b) la réhabilitation des voies d’accès connexes ou des sols environnants sous l’eau, selon le cas; c) la restauration des sols, des masses d’eau, des fonds marins et des habitats touchés par les puits et les opérations antérieures; d) la surveillance visant à garantir que les puits bouchés ne sont pas une source d’émission de méthane conformément au présent article.

10 Les autorités compétentes examinent les rapports et les plans d’atténuation visés au présent article et les mettent à la disposition du public et de la Commission conformément à l’article 5, paragraphe 4, dans un délai de trois mois à compter de leur présentation par un exploitant ou de la mise au point par un État membre d’un plan d’atténuation.

11 Sans préjudice des directives 2008/56/CE et 2013/30/UE, les autorités compétentes peuvent décider d’exempter les puits de pétrole et de gaz offshore situés à une profondeur d’eau supérieure à 700 mètres des exigences prévues au paragraphe 3 ou 9 du présent article, si des preuves solides peuvent être apportées que l’incidence sur le climat des émissions potentielles de méthane provenant de ces puits est très probablement négligeable.

12 Sans préjudice des directives 2008/56/CE et 2013/30/UE, et sous réserve de l’approbation des autorités compétentes, les puits offshore temporairement bouchés et les puits offshore définitivement bouchés et abandonnés situés à une profondeur d’eau comprise entre 200 et 700 mètres peuvent être exemptés des exigences prévues au paragraphe 3 ou 9 du présent article, lorsque l’exploitant peut démontrer que l’incidence sur le climat des émissions potentielles de méthane provenant de ces puits est très probablement négligeable, en faisant référence à une évaluation des incidences sur l’environnement réalisée avant le forage ou après des accidents survenus lors d’opérations.

1 La présente section s’applique aux mines de charbon souterraines et à ciel ouvert en exploitation.

2 Les émissions de méthane provenant de mines de charbon souterraines en exploitation comprennent les émissions suivantes: a) les émissions de méthane provenant de tous les puits d’aérage utilisés par l’exploitant de mine; b) les émissions de méthane provenant des stations de captage et du système de captage du méthane, pouvant résulter d’un éventage intentionnel ou non, ou d’une combustion incomplète dans le cas d’un torchage; c) les émissions de méthane se produisant lors des activités en aval des opérations d’extraction et dans la zone de la mine de charbon.

3 Les émissions de méthane provenant de mines de charbon à ciel ouvert en exploitation comprennent les émissions suivantes: a) les émissions de méthane se produisant dans la mine de charbon au cours du processus d’extraction; b) les émissions de méthane se produisant lors des activités en aval des opérations d’extraction et dans la zone de la mine de charbon.

1 Pour les mines de charbon souterraines, les exploitants de mines procèdent à des mesures directes et à la quantification, en continu au niveau de la source, sur tous les puits d’aérage d’évacuation. Les exploitants de mines rendent compte aux autorités compétentes des émissions de méthane par puits d’aérage et par an en kilotonnes de méthane, en utilisant un équipement et des méthodes permettant une précision de mesure affichant une tolérance de 0,5 kilotonne de méthane par an ou de 5 % des volumes déclarés, la valeur la plus faible étant retenue.

2 Les exploitants des stations de captage procèdent à des mesures directes et à la quantification, en continu au niveau de la source, des rejets totaux de méthane mis à l’évent et torché, quelles que soient les raisons de cet éventage et de ce torchage.

3 En ce qui concerne les mines de charbon à ciel ouvert, les exploitants de mines utilisent les facteurs d’émission de méthane des mines de charbon propres au gisement pour quantifier les émissions de méthane résultant des opérations d’extraction. Les exploitants de mines établissent ces facteurs d’émission sur une base trimestrielle, conformément aux normes scientifiques appropriées et compte tenu des émissions de méthane des strates avoisinantes.

4 Les mesures et la quantification prévues aux paragraphes 1, 2 et 3 sont effectuées conformément aux normes ou aux prescriptions techniques applicables établies en vertu de l’article 32. Jusqu’à la date d’application de ces normes ou prescriptions techniques, les exploitants de mines suivent les pratiques les plus récentes du secteur et utilisent les meilleures technologies disponibles pour mesurer et quantifier les émissions de méthane. Les exploitants de mines fournissent aux autorités compétentes et aux vérificateurs des informations sur les normes, y compris les normes internationales, ou les méthodes utilisées. En ce qui concerne les mesures directes et la quantification, en continu au niveau de la source, visées aux paragraphes 1 et 2, lorsqu’une partie de l’équipement de mesure ne fonctionne pas pendant une certaine période, il est possible d’utiliser les relevés effectués au cours des périodes de fonctionnement de l’équipement pour procéder, sur une base proportionnelle, à une estimation des données pour la période pendant laquelle l’équipement ne fonctionnait pas. L’équipement servant aux mesures directes et à la quantification, en continu au niveau de la source, visées aux paragraphes 1 et 2 fonctionne pendant plus de 90 % de la période pendant laquelle il est utilisé pour surveiller les émissions de méthane, à l’exclusion des temps d’arrêt nécessaires au réétalonnage et aux réparations.

5 Le cas échéant, les exploitants de mines évaluent les émissions de méthane en aval des opérations d’extraction du charbon en utilisant les facteurs d’émission en aval des opérations d’extraction du charbon, mis à jour chaque année, sur la base d’échantillons de charbon propres au gisement et conformément aux normes scientifiques appropriées.

6 Au plus tard le 5 août 2025 et au plus tard le 31 mai de chaque année par la suite, les exploitants de mines et les exploitants de stations de captage soumettent aux autorités compétentes un rapport contenant des données sur les émissions annuelles de méthane au niveau de la source, conformément au présent article. Ce rapport couvre la dernière année civile pour laquelle des données sont disponibles et inclut les éléments énoncés à la partie 1 de l’annexe VI pour les mines de charbon souterraines en exploitation, à la partie 2 de l’annexe VI pour les mines de charbon à ciel ouvert en exploitation et à la partie 3 de l’annexe VI pour les stations de captage. Avant de soumettre les rapports visés au présent paragraphe aux autorités compétentes, les exploitants de mines et de stations de captage veillent à ce qu’ils soient évalués par un vérificateur et comprennent une déclaration de vérification délivrée conformément à l’article 8.

7 Les autorités compétentes mettent les rapports visés au présent article à la disposition du public et de la Commission conformément à l’article 5, paragraphe 4, dans un délai de trois mois à compter de leur présentation par les exploitants de mines.

La présente section s’applique aux émissions de méthane provenant des mines de charbon souterraines visées à l’article 19, paragraphe 2.

1 Le torchage dont le niveau d’efficacité de destruction et d’élimination dès la conception est inférieur à 99 % et l’éventage du méthane des systèmes de captage sont interdits à partir du 1er janvier 2025, sauf en cas d’urgence, de dysfonctionnement ou lorsque cela est inévitable et strictement nécessaire à des fins d’entretien, et à l’exception de l’éventage réalisé conformément au paragraphe 2. Dans de tels cas, les exploitants de stations de captage n’ont recours à l’éventage que lorsque le torchage n’est pas techniquement réalisable ou lorsqu’il risque de compromettre la sécurité des opérations ou du personnel. Dans une telle situation, dans le cadre des obligations de déclaration énoncées à l’article 23, les exploitants de stations de captage démontrent aux autorités compétentes la nécessité de d’avoir recours à l’éventage plutôt qu’au torchage.

2 L’éventage du méthane par des puits d’aérage dans les mines de charbon émettant plus de 5 tonnes de méthane par kilotonne de charbon extrait, autres que les mines de charbon à coke, est interdit à compter du 1er janvier 2027, sauf en cas d’urgence. L’éventage du méthane par des puits d’aérage dans les mines de charbon émettant plus de 3 tonnes de méthane par kilotonne de charbon extrait, autres que les mines de charbon à coke, est interdit à compter du 1er janvier 2031, sauf en cas d’urgence. Ces seuils s’appliquent par an, par mine et par exploitant, si une entité exploite plusieurs mines de charbon. Les mesures prises conformément au présent paragraphe n’entraînent pas de détérioration de la sécurité des travailleurs.

3 Au plus tard le 5 août 2027, la Commission adopte un acte délégué conformément à l’article 34 afin de compléter le présent règlement en fixant des restrictions concernant l’éventage du méthane provenant des puits d’aérage pour les mines de charbon à coke.

4 Sans préjudice des articles 107 et 108 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, les États membres peuvent utiliser un système d’incitations à la réduction des émissions de méthane fondé sur des redevances, des taxes ou des sanctions visées à l’article 33, afin de garantir que les exploitants de mines de charbon existantes respectent les obligations énoncées aux paragraphes 1 et 2 du présent article.

1 À partir du 1er janvier 2025, les exploitants de stations de captage notifient aux autorités compétentes tous les événements d’éventage et tous les événements de torchage dont le niveau d’efficacité de destruction et d’élimination dès la conception est inférieur à 99 %: a) causés par une urgence ou un dysfonctionnement; b) se produisant inévitablement en raison de l’entretien du système de captage. Cette notification est effectuée conformément à l’annexe VII, sans tarder après l’événement et au plus tard dans les 48 heures à compter du début de l’événement ou du moment où l’exploitant en a eu connaissance.

2 Les autorités compétentes mettent les informations qui leur sont communiquées en application du présent article à la disposition du public et de la Commission tous les ans, conformément à l’article 5, paragraphe 4.

La présente section s’applique aux émissions de méthane suivantes provenant de mines de charbon souterraines fermées et de mines de charbon souterraines abandonnées dans lesquelles la production de charbon a cessé après le 3 août 1954: a) les émissions de méthane provenant de tous les puits d’aérage qui continuent d’émettre du méthane; b) les émissions de méthane provenant des équipements d’extraction de charbon dont l’utilisation a cessé; c) les émissions de méthane provenant d’autres sources d’émissions ponctuelles bien définies, comme précisé à la partie 1 de l’annexe VIII.

1 Au plus tard le 5 août 2025, les États membres établissent et mettent à la disposition du public un inventaire de toutes les mines de charbon souterraines fermées et de toutes les mines de charbon souterraines abandonnées sur leur territoire ou relevant de leur compétence dont l’exploitation a cessé après le 3 août 1954, conformément à la méthodologie figurant à la partie 1 de l’annexe VIII et comprenant au moins les éléments qui y sont énoncés.

2 À compter du 5 mai 2026, les émissions de méthane sont mesurées dans toutes les mines de charbon souterraines fermées et toutes les mines de charbon souterraines abandonnées dont l’exploitation a cessé après le 3 août 1954. L’équipement de mesure est installé sur tous les éléments énumérés à la partie 1, point 1.5, de l’annexe VIII, pour lesquels il a été constaté des émissions supérieures à 0,5 tonne de méthane par an sur la base de l’inventaire visé au paragraphe 1 du présent article. Cet équipement de mesure effectue les mesures directes au niveau de la source ou les quantifications au niveau de la source conformément aux normes ou aux prescriptions techniques applicables, établies en vertu de l’article 32, au moins une fois par heure et à un niveau de qualité suffisant pour permettre une estimation représentative des émissions annuelles de méthane provenant de tous les éléments énumérés à la partie 1, point 1.5, de l’annexe VIII pour lesquels il a été constaté des émissions de méthane. Jusqu’à la date d’application de ces normes ou prescriptions techniques, les exploitants de mines suivent les pratiques les plus récentes du secteur et utilisent les meilleures technologies disponibles pour mesurer et quantifier les émissions de méthane. Les exploitants de mines fournissent aux autorités compétentes et aux vérificateurs des informations sur les normes, y compris les normes européennes ou d’autres normes internationales, les prescriptions techniques ou les méthodes utilisées. L’équipement de mesure fonctionne pendant plus de 90 % de la période pendant laquelle il est utilisé pour surveiller les émissions de méthane, à l’exclusion des temps d’arrêt nécessaires au réétalonnage et aux réparations.

3 Si les émissions annuelles de méthane observées provenant d’un des éléments énumérés à la partie 1, point 1.5, de l’annexe VIII sont inférieurs à une tonne de méthane pendant six années consécutives dans le cas des mines de charbon souterraines ennoyées ou douze années consécutives dans le cas des mines de charbon souterraines non ennoyées, aucune autre surveillance ni déclaration n’est effectuée pour cet élément spécifique.

4 À la demande de la partie responsable, les autorités compétentes peuvent exempter les mines de charbon souterraines fermées et les mines de charbon souterraines abandonnées des exigences visées aux paragraphes 2 et 3 du présent article et à la partie 1, point 1.5, de l’annexe VIII, imposant à la partie responsable de démontrer que ces mines étaient complètement ennoyées depuis au moins dix ans avant la date de la demande. Cette demande est accompagnée d’un rapport établi par la partie responsable. Ce rapport démontre la stabilisation des conditions hydrogéologiques ainsi que l’absence de quantités importantes d’émissions de méthane provenant de la mine de charbon concernée. Les autorités compétentes mettent ce rapport à la disposition du public conformément au droit national.

5 Lorsque les autorités compétentes reçoivent des preuves fiables de quantités importantes d’émissions de méthane provenant d’une mine de charbon souterraine fermée ou d’une mine de charbon souterraine abandonnée visée au paragraphe 4, les obligations énoncées aux paragraphes 2 et 3 s’appliquent à cette mine de charbon.

6 Les rapports contenant les estimations des données sur les émissions annuelles de méthane au niveau de la source sont soumis aux autorités compétentes au plus tard le 5 août 2026 et au plus tard le 31 mai de chaque année par la suite. Ces rapports portent sur la dernière année civile pour laquelle des données sont disponibles et comprennent les éléments figurant à la partie 2 de l’annexe VIII. Avant d’être soumis aux autorités compétentes, les rapports visés au présent paragraphe sont évalués par un vérificateur. Ils comprennent une déclaration de vérification délivrée conformément à l’article 8.

7 Les exploitants de mines ou les États membres sont responsables du respect des exigences visées aux paragraphes 2 à 6 du présent article en ce qui concerne les mines de charbon souterraines fermées. Les États membres sont responsables du respect des exigences visées aux paragraphes 2 à 6 du présent article en ce qui concerne les mines de charbon souterraines abandonnées. En cas d’utilisations alternatives de mines de charbon souterraines abandonnées, le détenteur de l’autorisation visé à l’article 26, paragraphe 3, est responsable du respect des exigences énoncées aux paragraphes 2, 3 et 6 du présent article.

8 Les autorités compétentes mettent les rapports visés au présent article à la disposition du public et de la Commission, conformément à l’article 5, paragraphe 4, dans un délai de trois mois à compter de leur présentation par la partie responsable.

1 Sur la base de l’inventaire prévu à l’article 25, les États membres élaborent et mettent en œuvre un plan d’atténuation pour remédier aux émissions de méthane provenant des mines de charbon souterraines fermées et des mines de charbon souterraines abandonnées dont l’exploitation a cessé après le 3 août 1954. Ce plan d’atténuation est soumis aux autorités compétentes au plus tard le 5 février 2027. Il comprend des jalons clés aux fins de sa mise en œuvre et au moins les éléments énoncés à la partie 3 de l’annexe VIII.

2 L’éventage et le torchage à partir des équipements visés à l’article 25, paragraphe 2, sont interdits à partir du 1er janvier 2030, à moins que l’utilisation du méthane ou la réduction des émissions de méthane ne soit pas techniquement réalisable ou comporte des risques pour la sécurité de l’environnement, la sécurité humaine, y compris celle du personnel, ou la santé. Dans une telle situation, dans le cadre des obligations de déclaration énoncées à l’article 25, les exploitants de mines ou les États membres démontrent la nécessité d’avoir recours à l’éventage ou au torchage plutôt qu’à l’utilisation du méthane ou à la réduction des émissions de méthane.

3 Une utilisation alternative des mines de charbon souterraines abandonnées est autorisée à l’issue d’une procédure d’autorisation adaptée au type d’utilisation alternative spécifique de la mine de charbon souterraine abandonnée. Le demandeur fournit aux autorités compétentes un plan détaillé de mesures visant à éviter les émissions de méthane. Le détenteur de l’autorisation respecte les obligations en matière de surveillance, de déclaration et d’atténuation visées à l’article 25 et au présent article.

4 Sans préjudice du droit sectoriel de l’Union applicable, pour les mines de charbon souterraines fermées, les meilleures pratiques d’atténuation existantes visant à réduire les émissions de méthane sont autorisées.

1 Au plus tard le 5 mai 2025 et au plus tard le 31 mai de chaque année par la suite, les importateurs communiquent aux autorités compétentes de l’État membre dans lequel ils sont établis les informations figurant à l’annexe IX. Lorsque les importateurs ne communiquent pas ces informations, en tout ou en partie, ils fournissent à ces autorités compétentes une solide justification pour ce manquement et énoncent les mesures qu’ils ont prises pour obtenir ces informations. La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 34 pour modifier le présent règlement en modifiant les informations nécessaires à fournir par les importateurs.

2 Au plus tard le 5 août 2025 et au plus tard le 31 août de chaque année par la suite, les États membres communiquent à la Commission les informations fournies par les importateurs. La Commission met ces informations à disposition conformément à l’article 30.

1 À compter du 1er janvier 2027, les importateurs démontrent, et déclarent conformément à l’article 27, paragraphe 1, aux autorités compétentes de l’État membre dans lequel ils sont établis que les contrats conclus ou renouvelés le 4 août 2024 ou après cette date pour la fourniture de pétrole brut, de gaz naturel ou de charbon produits en dehors de l’Union ne couvrent que le pétrole brut, le gaz naturel ou le charbon faisant l’objet de mesures de surveillance, de déclaration et de vérification appliquées au niveau du producteur qui sont équivalentes à celles prévues dans le présent règlement.

2 En ce qui concerne les contrats conclus avant le 4 août 2024 pour la fourniture de pétrole brut, de gaz naturel ou de charbon produits en dehors de l’Union, les importateurs déploient tous les efforts raisonnables pour exiger que le pétrole brut, le gaz naturel ou le charbon fassent l’objet de mesures de surveillance, de déclaration et de vérification appliquées au niveau du producteur qui soient équivalentes à celles prévues dans le présent règlement. Ces efforts peuvent comprendre la modification de ces contrats. À compter du 1er janvier 2027, les importateurs informent chaque année les autorités compétentes de l’État membre dans lequel ils sont établis des résultats de ces efforts, dans le cadre des informations à fournir en vertu de l’article 27, paragraphe 1, et, en cas de manquement, fournissent auxdites autorités compétentes une solide justification pour ce manquement et énoncent les mesures qu’ils ont prises dans le cadre de ces efforts.

3 La Commission émet des recommandations contenant des clauses types facultatives relatives aux informations à fournir aux fins des paragraphes 1 et 2, auxquelles les importateurs qui mettent du pétrole brut, du gaz naturel et du charbon sur le marché de l’Union doivent recourir lors de la modification ou du renouvellement de contrats existants ou de la signature de nouveaux contrats de fourniture de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon.

4 Les autorités compétentes des États membres protègent la confidentialité des informations reçues des importateurs en vertu du présent article, conformément au droit de l’Union. Les autorités compétentes communiquent ces informations à la Commission, qui en protège la confidentialité, conformément au droit de l’Union.

5 Aux fins du présent article, les mesures de surveillance, de déclaration et de vérification sont considérées comme équivalentes à celles prévues par le présent règlement dans les cas suivants: a) le pétrole brut, le gaz naturel et le charbon font l’objet d’une vérification par un tiers indépendant équivalente à celle prévue aux articles 8 et 9 et le producteur établi dans un pays tiers applique: i) en ce qui concerne le pétrole brut et le gaz naturel, des mesures de surveillance et de déclaration assurant la quantification des émissions de méthane équivalentes à celles prévues à l’article 12 ou à la surveillance et la déclaration au niveau 5 de l’OGMP 2.0; ii) en ce qui concerne le charbon, des mesures de surveillance et de déclaration équivalentes à celles prévues à l’article 20; ou b) le pays tiers a mis en place et applique aux producteurs et aux exportateurs établis sur son territoire et fournissant du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon sur le marché de l’Union un cadre réglementaire en matière de surveillance, de déclaration et de vérification qui est au moins équivalent à celui appliqué dans l’Union; en particulier, le pays tiers a démontré que ces exigences en matière de surveillance et de déclaration garantissent au moins une quantification au niveau de la source et du site et des déclarations régulières équivalentes à celles prévues à l’article 12, pour le pétrole brut et le gaz naturel, et à l’article 20, pour le charbon, et qu’une vérification efficace par un tiers indépendant, équivalente à celle prévue aux articles 8 et 9, ainsi qu’une supervision et une exécution effectives ont été mises en place.

6 Aux fins du paragraphe 5, point b), la Commission définit, par voie d’un acte d’exécution, la procédure et les exigences relatives aux éléments de preuve qu’un pays tiers doit fournir pour établir l’équivalence. Cet acte d’exécution est adopté en conformité avec la procédure d’examen visée à l’article 35, paragraphe 3. La procédure relative à l’établissement de l’équivalence peut être engagée à la demande d’un pays tiers ou par la Commission. La Commission dialogue activement avec tous les pays tiers exportant du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon vers le marché de l’Union afin d’obtenir leur accord pour engager une telle procédure, en tenant compte de la quantité importée en provenance de ces pays tiers et de leur potentiel pour réduire leurs émissions de méthane. L’équivalence est établie par la Commission, par voie d’actes d’exécution pour chaque pays tiers concerné, uniquement lorsque le pays tiers remplit toutes les conditions énoncées au paragraphe 5, point b), du présent article et que tous les éléments de preuve requis ont été fournis. Ces actes d’exécution sont adoptés en conformité avec la procédure d’examen visée à l’article 35, paragraphe 3, du présent règlement. La Commission s’abstient d’adopter de tels actes d’exécution lorsque leur adoption contournerait les mesures restrictives adoptées en vertu de l’article 215 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne qui limitent les importations de pétrole brut, de gaz naturel ou de charbon. L’équivalence peut être révoquée à tout moment par la Commission, par voie d’un acte d’exécution, lorsqu’un pays tiers ne respecte plus, en droit ou en pratique, les conditions énoncées au paragraphe 5, point b), du présent article pendant une période d’au moins 12 mois. Cet acte d’exécution est adopté en conformité avec la procédure d’examen visée à l’article 35, paragraphe 3. Avant d’adopter cet acte d’exécution, la Commission notifie au pays tiers ses préoccupations et lui donne la possibilité d’exprimer son point de vue. Lorsqu’elle élabore les actes d’exécution visés au présent paragraphe, la Commission en informe le groupe de coordination pour le pétrole et les produits pétroliers, créé par la directive 2009/119/CE du Conseil , le groupe de coordination pour le gaz, créé par le règlement (UE) 2017/1938 du Parlement européen et du Conseil , et le groupe de coordination pour l’électricité, établi par la Commission, ainsi que les autres parties prenantes concernées. Ces actes d’exécution entrent en vigueur au plus tôt 30 jours civils à compter de la date de leur adoption.

7 Les importateurs sont exemptés des obligations de déclaration énoncées aux paragraphes 1 et 2 lorsqu’ils importent du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon d’un pays tiers pour lequel l’équivalence a été établie conformément au paragraphe 6.

8 À compter du 4 août 2024, le cas échéant et sous réserve des procédures applicables, la Commission propose et a pour objectif que l’Union conclue des cadres de coopération avec les pays tiers en provenance desquels l’Union importe du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon afin de les aider à mettre en place un système de surveillance, de déclaration et de vérification équivalent à celui établi par le présent règlement. La Commission ne recommande pas de conclure de tels cadres de coopération lorsque ces cadres contourneraient les mesures restrictives adoptées en vertu de l’article 215 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne relatives aux importations de pétrole brut, de gaz naturel ou de charbon.

1 Au plus tard le 5 août 2028 et chaque année par la suite, pour les contrats de fourniture conclus ou renouvelés le 4 août 2024 ou après cette date, les producteurs de l’Union et, en vertu de l’article 27, paragraphe 1, les importateurs de l’Union communiquent aux autorités compétentes de l’État membre dans lequel ils sont établis l’intensité de méthane de la production de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon qu’ils ont mis sur le marché de l’Union, calculée conformément à la méthode définie en vertu du paragraphe 4 du présent article. Pour les contrats de fourniture conclus avant le 4 août 2024, les producteurs de l’Union et, en vertu de l’article 27, paragraphe 1, les importateurs de l’Union déploient tous les efforts raisonnables pour communiquer aux autorités compétentes de l’État membre dans lequel ils sont établis l’intensité de méthane de la production de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon qu’ils ont mis sur le marché de l’Union, calculée conformément à la méthode définie en vertu du paragraphe 4 du présent article. À compter du 5 août 2028, les producteurs et les importateurs de l’Union qui mettent du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon sur le marché de l’Union communiquent chaque année aux autorités compétentes de l’État membre dans lequel ils sont établis les résultats de ces efforts.

2 Au plus tard le 5 août 2030 et chaque année par la suite, les producteurs et les importateurs de l’Union qui mettent du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon sur le marché de l’Union dans le cadre de contrats de fourniture conclus ou renouvelés après le 5 août 2030 démontrent aux autorités compétentes de l’État membre dans lequel ils sont établis que l’intensité de méthane de la production de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon qu’ils ont mis sur le marché de l’Union, calculée conformément à la méthode définie en vertu du paragraphe 4, est inférieure aux valeurs maximales d’intensité de méthane établies conformément au paragraphe 6 afin de favoriser la réduction des émissions mondiales de méthane associées à ces produits.

3 Les autorités compétentes des États membres protègent la confidentialité des informations reçues des producteurs et des importateurs de l’Union en vertu du présent article, conformément au droit de l’Union. Les autorités compétentes communiquent ces informations à la Commission, qui en protège la confidentialité, conformément au droit de l’Union.

4 Au plus tard le 5 août 2027, la Commission adopte un acte délégué conformément à l’article 34 afin de compléter le présent règlement en définissant la méthode de calcul, au niveau du producteur, de l’intensité de méthane de la production de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon mise sur le marché de l’Union. Cette méthode prend en considération différents processus de production et états des sites, ainsi que les méthodes et les meilleures pratiques internationales existantes en matière de calcul de l’intensité de méthane. Cette méthode est non discriminatoire et fondée sur des critères transparents et objectifs. Lorsqu’elle élabore ces actes délégués, la Commission en informe le groupe de coordination pour le pétrole et les produits pétroliers, le groupe de coordination pour le gaz, le groupe de coordination pour l’électricité, ainsi que d’autres parties prenantes concernées.

5 Au plus tard le 5 août 2029, la Commission évalue l’incidence potentielle de différents niveaux de valeurs maximales d’intensité de méthane associées au pétrole brut, au gaz naturel et au charbon mis sur le marché de l’Union au niveau du producteur et présente un rapport au Parlement européen et au Conseil. Ce rapport comprend une évaluation de la réduction potentielle des émissions mondiales de méthane, de son incidence sur la sécurité de l’approvisionnement énergétique au niveau de l’Union et au niveau national et sur la compétitivité de l’économie de l’Union, ainsi que des éventuelles distorsions de marché au niveau mondial et régional. Ce rapport comprend également une évaluation de marché en ce qui concerne l’intensité de méthane des approvisionnements actuels et futurs de l’Union jusqu’en 2049 aussi bien dans le cadre de contrats à long terme que d’achats sur un marché au comptant. Cette évaluation vise à analyser la situation par État membre, en tenant compte des engagements contractuels souscrits avant le 4 août 2024, des capacités en matière d’infrastructures énergétiques et des contraintes potentielles.

6 Sur la base de l’évaluation visée au paragraphe 5 ainsi que de critères objectifs, la Commission adopte des actes délégués conformément à l’article 34 afin de compléter le présent règlement en fixant les valeurs maximales d’intensité de méthane associées au pétrole brut, au gaz naturel et au charbon mis sur le marché de l’Union au niveau du producteur. Ces actes délégués sont conformes à la méthode de calcul de l’intensité de méthane de la production de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon mise sur le marché de l’Union énoncée conformément au présent article. Ces actes délégués précisent également différentes classes d’intensité de méthane pour le pétrole brut, le gaz naturel et le charbon. Ces valeurs maximales d’intensité de méthane sont déterminées séparément pour le pétrole brut, le gaz naturel et le charbon, et couvrent la ou les classes les plus performantes. Ces valeurs maximales d’intensité de méthane et classes d’intensité de méthane tiennent compte des différents sources, processus de production et états des sites et sont fixées à des niveaux favorisant la réduction des émissions mondiales de méthane associées au pétrole brut, au gaz naturel et au charbon mis sur le marché de l’Union, tout en préservant la sécurité de l’approvisionnement énergétique au niveau de l’Union et au niveau national, en garantissant une répartition équilibrée des volumes de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon mis sur le marché de l’Union ainsi qu’un traitement non discriminatoire, et en protégeant la compétitivité de l’économie de l’Union.

1 Au plus tard le 5 février 2026, la Commission établit et tient à jour une base de données pour la transparence sur le méthane, contenant des informations pertinentes sur les États membres et les pays tiers, les entreprises, les importateurs et les volumes de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon mis sur le marché de l’Union, en particulier les informations qui lui sont transmises en application de l’article 12, paragraphe 8, de l’article 18, paragraphe 10, de l’article 20, paragraphe 7, de l’article 23, paragraphe 2, de l’article 25, paragraphe 8, de l’article 27, paragraphe 2, de l’article 28, paragraphe 4, et de l’article 29, paragraphe 3.

2 Outre les informations mentionnées au paragraphe 1, la base de données comprend au moins les informations suivantes: a) une liste des pays tiers dans lesquels le pétrole brut, le gaz naturel ou le charbon sont produits et à partir desquels ils sont exportés vers l’Union; b) pour chaque État membre ou pays tiers visé au point a), les informations suivantes: i) l’existence ou non de mesures réglementaires obligatoires en ce qui concerne les émissions de méthane du secteur de l’énergie, couvrant les mesures énoncées dans le présent règlement en ce qui concerne la mesure, la déclaration, la vérification et l’atténuation des émissions de méthane du secteur de l’énergie, en particulier les restrictions concernant l’éventage et le torchage; ii) la signature ou non de l’accord de Paris adopté au titre de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques (CCNUCC) et l’adhésion ou non à l’engagement mondial concernant le méthane; iii) la présentation ou non de rapports nationaux d’inventaire conformément aux exigences de la CCNUCC, le cas échéant; iv) l’inclusion ou non de la déclaration de niveau 3 des émissions de méthane dans le secteur de l’énergie dans les rapports nationaux d’inventaire fournis en vertu de la CCNUCC, le cas échéant, et la mention ou non des catégories des émissions de méthane déclarées au niveau 3; v) la quantité d’émissions de méthane dans le secteur de l’énergie précisée dans les rapports nationaux d’inventaire soumis en vertu de la CCNUCC, le cas échéant, et l’existence ou non d’une vérification indépendante de ces données; vi) s’ils sont disponibles, les liens électroniques vers des sources de données nationales contenant des informations sur les émissions de méthane dans le secteur de l’énergie; c) pour chaque État membre, une liste des importateurs qui mettent du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon sur le marché de l’Union; d) pour chaque pays tiers visé au point a), les informations suivantes: i) une liste des producteurs ou exportateurs de pétrole brut, de gaz naturel ou de charbon vers l’Union, selon le cas, et leur adhésion ou non à toute initiative mondiale en faveur de la réduction des émissions de méthane, telle que l’OGMP et l’initiative «Zéro torchage de routine»; ii) des valeurs indicatives permettant d’estimer les émissions de méthane liées au transport de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon. La base de données pour la transparence sur le méthane sert d’outil d’information, mis à la disposition du public gratuitement. Il est indiqué dans la base de données pour la transparence sur le méthane si la qualité et la fiabilité des informations présentées ont été vérifiées par des tiers indépendants.

3 Au plus tard le 5 août 2026, sur la base des informations disponibles dans la base de données pour la transparence sur le méthane, la Commission publie les profils de performance du méthane des États membres et des producteurs ou importateurs de l’Union, selon le cas, qui mettent du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon sur le marché de l’Union, ainsi que des pays tiers en provenance desquels l’Union importe du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon et des producteurs ou exportateurs de pays tiers qui les fournissent à l’Union.

4 Les profils de performance du méthane publiés conformément au paragraphe 3 sont mis à jour chaque année et contiennent au moins, selon le cas: a) les émissions de méthane liées au pétrole brut, au gaz naturel et au charbon mis sur le marché de l’Union et une évaluation de la qualité des données pour les émissions de méthane déclarées, y compris le niveau de déclaration OGMP 2.0, le cas échéant; b) une évaluation des efforts déployés par les producteurs ou importateurs de l’Union, ainsi que par les producteurs ou exportateurs de pays tiers, qui mettent du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon sur le marché de l’Union pour surveiller, déclarer et réduire les émissions de méthane, y compris par région, le cas échéant; c) une analyse des événements super-émetteurs qui sont survenus dans les États membres ou dans les pays tiers en provenance desquels l’Union importe du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon et la manière dont ces événements ont été traités.

5 Les profils de performance du méthane publiés conformément au paragraphe 3 sont mis à la disposition du public en ligne gratuitement.

6 Le présent article s’applique sans préjudice de la directive (UE) 2016/943.

1 Au plus tard le 5 août 2026, la Commission met en place un outil mondial de surveillance du méthane fondé sur les données satellitaires et les données fournies par plusieurs fournisseurs et services de données certifiés, y compris la composante Copernicus du programme spatial de l’Union établi par le règlement (UE) 2021/696. À cette fin, la Commission peut utiliser les outils ou cadres internationaux existants, lorsqu’ils existent. L’outil mondial de surveillance du méthane est mis à la disposition du public et fournit régulièrement des mises à jour concernant au moins la survenance, l’ampleur et la localisation des événements à fortes émissions de méthane survenant à l’intérieur ou à l’extérieur de l’Union.

2 Au plus tard le 5 février 2026, la Commission établit un mécanisme de réaction rapide pour traiter les événements super-émetteurs. La Commission notifie rapidement tout événement super-émetteur détecté à l’État membre ou au pays tiers sous la juridiction duquel l’événement a eu lieu, selon le cas. Lorsque cela est réalisable, la Commission le notifie également au producteur lié à la source ou à l’ensemble de sources liées émettant du méthane. Cette notification comprend une demande invitant à fournir rapidement des informations supplémentaires sur l’événement super-émetteur et les mesures correctives prises ou prévues pour en atténuer l’incidence ou mettre un terme à l’événement, y compris le délai dans lequel ces mesures doivent être mises en place. La Commission prend tous les contacts nécessaires pour obtenir et vérifier les informations reçues en lien avec l’événement, y compris, le cas échéant, en coopération avec les organisations internationales compétentes. À cette fin, la Commission peut utiliser les outils ou cadres internationaux existants, lorsqu’ils existent.

3 La Commission propose d’établir, au nom de l’Union, des dialogues bilatéraux avec les pays tiers en provenance desquels l’Union importe du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon, dans le but de mettre en place un cadre d’échange d’informations et un système de détection et d’alerte précoces visant à détecter et à se signaler mutuellement la survenance d’événements super-émetteurs et les mesures correctives prises ou prévues en vue de prévenir ces événements ou d’y mettre un terme. Ces dialogues visent également à recenser les moyens d’accélérer la réduction des émissions de méthane du secteur de l’énergie et, si nécessaire, peuvent être l’occasion d’échanger de bonnes pratiques et des conseils pour mettre en place des mesures de surveillance, de déclaration, de vérification et de réduction équivalentes à celles établies dans le présent règlement. La Commission ne propose pas d’établir des dialogues bilatéraux avec des pays tiers lorsque ces dialogues contourneraient les mesures restrictives adoptées en vertu de l’article 215 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne relatives aux importations de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon.

4 Sur la base du suivi effectué dans le contexte des dialogues visés aux paragraphes 2 et 3, la Commission tient le Parlement européen et le Conseil informés des notifications d’événements super-émetteurs et de la mise en œuvre de mesures correctives dans l’Union et dans les pays tiers en provenance desquels l’Union importe du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon, ainsi que de toute incidence potentielle sur la sécurité de l’approvisionnement énergétique au niveau de l’Union et au niveau national.

5 Le présent article s’applique sans préjudice de la directive (UE) 2016/943.

1 Conformément à l’article 10, paragraphes 1 à 5, du règlement (UE) no 1025/2012, la Commission demande à une ou plusieurs organisations européennes de normalisation d’élaborer des normes européennes pour: a) la mesure et la quantification des émissions de méthane visés à l’article 12, paragraphe 5; b) les enquêtes LDAR visées à l’article 14, paragraphe 1; c) les équipements visés à l’article 15, paragraphes 3 et 5; d) la quantification des émissions de méthane visée à l’article 18, paragraphe 3; et e) la mesure et la quantification des émissions de méthane visés à l’article 20, paragraphe 4, et à l’article 25, paragraphe 2. Dès réception d’un projet de norme élaboré par une organisation européenne de normalisation, la Commission évalue sa conformité avec la demande de normalisation concernée, avec le présent règlement et avec d’autres dispositions applicables du droit de l’Union. La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 34 afin de compléter le présent règlement en fixant des normes obligatoires, ou des parties de celles-ci, comme mentionné dans le présent paragraphe.

2 Lorsqu’aucun acte délégué n’a été adopté conformément au paragraphe 1 du présent article, la Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 34 afin de compléter le présent règlement en établissant des prescriptions techniques obligatoires, ou des parties de celles-ci, aux fins: a) de la mesure et de la quantification des émissions de méthane visées à l’article 12, paragraphe 5; b) des enquêtes LDAR visées à l’article 14, paragraphe 1; c) des équipements visés à l’article 15, paragraphes 3 et 5; d) de la quantification des émissions de méthane visée à l’article 18, paragraphe 3; et e) de la mesure et de la quantification des émissions de méthane visées à l’article 20, paragraphe 4, et à l’article 25, paragraphe 2. La Commission ne peut adopter ces actes délégués que si elle a adressé une demande de normalisation à une ou plusieurs organisations européennes de normalisation et que l’une des conditions suivantes est remplie: a) la demande n’a pas été acceptée; b) les normes demandées n’ont pas été élaborées dans le délai fixé; c) les normes élaborées par les organisations européennes de normalisation ne sont pas conformes à la demande; ou d) les normes élaborées par les organisations européennes de normalisation sont jugées insuffisantes pour couvrir, en tout ou en partie, les exigences du présent règlement.

1 Les États membres déterminent le régime des sanctions applicables aux violations du présent règlement et prennent toutes les mesures nécessaires pour assurer la mise en œuvre de ces sanctions. Les sanctions ainsi prévues doivent être effectives, proportionnées et dissuasives et comportent au moins: a) des amendes proportionnées aux dommages environnementaux et à l’impact sur la sécurité humaine et la santé, fixées à un niveau qui: i) prive au moins les responsables des avantages économiques découlant de l’infraction de manière efficace; et ii) augmente progressivement pour les infractions graves répétées; b) des astreintes pour contraindre les exploitants, les entreprises, les exploitants de mines ou les importateurs à mettre fin à une infraction, à se conformer à une décision ordonnant l’adoption de mesures correctives, à fournir des informations ou à se soumettre à une inspection, selon le cas. Au plus tard le 5 août 2025, les États membres informent la Commission du régime ainsi déterminé et des mesures ainsi prises, de même que, sans tarder, de toute modification apportée ultérieurement à ce régime ou à ces mesures.

2 Les États membres veillent, conformément au droit national, à ce que les autorités compétentes aient le pouvoir d’imposer au moins les sanctions administratives et mesures administratives ci-après en cas d’infractions à l’article 12, à l’article 14, paragraphe 14, à l’article 16, paragraphe 2, à l’article 20, à l’article 23, paragraphe 1, à l’article 27, paragraphe 1, à l’article 28, paragraphes 1 et 2, et à l’article 29, paragraphes 1 et 2, à condition qu’elles ne compromettent pas la sécurité de l’approvisionnement énergétique: a) adopter une décision ordonnant à la personne de mettre fin à l’infraction; b) ordonner la confiscation du montant des profits obtenus du fait de ces infractions ou des pertes que ces infractions ont permis d’éviter, s’ils peuvent être déterminés; c) délivrer un avertissement ou une communication au public; d) adopter une décision imposant des astreintes; e) adopter une décision imposant des amendes administratives. Dans le cas d’une personne morale, le montant des amendes administratives visées au point e) n’excède pas 20 % du chiffre d’affaires annuel de l’exercice précédent. Dans le cas d’une personne physique, le montant de ces amendes n’excède pas 20 % des revenus annuels de l’année civile précédente.

3 Lorsque le système juridique de l’État membre ne prévoit pas d’amendes administratives, des amendes peuvent être imposées par les juridictions nationales compétentes à la demande des autorités compétentes. Ces amendes sont effectives et ont un effet équivalent à celui des amendes administratives imposées par les autorités administratives.

4 Dans l’exercice des pouvoirs qui leur sont conférés par le présent article, les autorités compétentes coopèrent étroitement pour faire en sorte que leurs pouvoirs soient exercés et que les sanctions administratives et les mesures administratives qu’elles imposent soient conçues et appliquées de manière efficace et cohérente dans l’ensemble de l’Union.

5 Les infractions suivantes, au moins, font l’objet de sanctions: a) manquement des exploitants, des entreprises, des exploitants de mines ou des importateurs à l’obligation de fournir aux autorités compétentes ou aux vérificateurs l’assistance nécessaire pour l’exercice de leurs fonctions conformément au présent règlement; b) manquement des exploitants ou des exploitants de mines, à l’obligation de prendre les mesures prévues dans les rapports d’inspection visés à l’article 6, paragraphes 5 et 6; c) manquement des exploitants ou des exploitants de mines à l’obligation de soumettre les rapports sur les émissions de méthane requis par l’article 12, l’article 18, paragraphe 3, l’article 20 et l’article 25, paragraphe 6, y compris la déclaration de vérification délivrée par un vérificateur indépendant conformément à l’article 8, paragraphe 4; d) manquement des exploitants à l’obligation de soumettre un programme LDAR conformément à l’article 14, paragraphe 1, ou de réaliser une enquête LDAR conformément à l’article 14, paragraphes 2, 5 et 6; e) manquement des exploitants à l’obligation de réparer ou remplacer des composants, de soumettre les composants à un contrôle permanent et d’enregistrer les fuites conformément à l’article 14, paragraphes 8 à 13; f) manquement des exploitants à l’obligation de soumettre un rapport conformément à l’article 14, paragraphe 14; g) éventage ou torchage, y compris le torchage systématique, par les exploitants ou exploitants de mines, excepté dans les situations prévues à l’article 15, paragraphes 2 et 3, à l’article 22, paragraphes 1 et 2, et à l’article 26, paragraphe 2; h) absence de démonstration, par les exploitants ou exploitants de mines, de la nécessité d’avoir recours à l’éventage plutôt qu’au torchage et de la nécessité d’avoir recours au torchage plutôt qu’à la réinjection du méthane, à son utilisation sur place, à son stockage en vue d’une utilisation ultérieure ou à son acheminement vers un marché, dans le cas des exploitants, ou plutôt qu’à l’utilisation ou à l’atténuation, dans le cas des exploitants de mines, conformément à l’article 15, paragraphes 4 et 6, à l’article 22, paragraphes 1 et 2, et à l’article 26, paragraphe 2; i) manquement des exploitants à l’obligation de remplacer ou d’utiliser des équipements d’éventage conformément à l’article 15, paragraphes 5 et 7; j) absence de notification ou de déclaration, par les exploitants ou les exploitants de mines, des événements d’éventage et des événements de torchage conformément à l’article 16, à l’article 23, paragraphe 1, et à l’article 26, selon le cas; k) utilisation de torchères ou de dispositifs de combustion non conformes aux exigences énoncées aux articles 17, 22 et 23; l) manquement de la partie responsable à l’obligation d’appliquer des mesures d’atténuation conformément à l’article 18, paragraphes 6 et 9; m) manquement des importateurs à l’obligation de fournir les informations requises conformément à l’article 27, paragraphe 1, et à l’annexe IX; n) manquement des importateurs à l’obligation de fournir les informations requises conformément à l’article 28, paragraphes 1 et 2; o) manquement des producteurs ou importateurs de l’Union à l’obligation de fournir les informations requises conformément à l’article 29, paragraphes 1 et 2; p) non-respect par les producteurs ou importateurs de l’Union des valeurs maximales d’intensité de méthane énoncées dans les actes délégués adoptés conformément à l’article 29, paragraphe 6.

6 Lorsque les conditions énoncées à l’article 15, paragraphe 8, sont remplies, les États membres envisagent de diminuer les sanctions imposées aux exploitants ou de ne pas en imposer pendant la période de mise en œuvre jugée nécessaire par les autorités nationales.

7 Les États membres prennent au moins en considération les critères indicatifs suivants pour l’imposition de sanctions, selon le cas: a) la durée ou les effets dans le temps, la nature et la gravité de l’infraction; b) toute mesure prise par l’exploitant, l’entreprise, l’exploitant de mine ou l’importateur pour atténuer ou réparer le dommage en temps utile; c) le fait que l’infraction a été commise délibérément ou par négligence; d) toute infraction antérieure ou répétée commise par l’exploitant, l’entreprise, l’exploitant de mine ou l’importateur; e) les avantages économiques obtenus ou les pertes évitées, directement ou indirectement, par l’exploitant, l’entreprise, l’exploitant de mine ou l’importateur du fait de l’infraction, si les données pertinentes sont disponibles; f) la taille de l’exploitant, de l’entreprise, de l’exploitant de mine ou de l’importateur; g) le degré de coopération avec les autorités; h) la manière dont les autorités ont eu connaissance de l’infraction, notamment si, et dans quelle mesure, l’exploitant, l’entreprise, l’exploitant de mine ou l’importateur a notifié l’infraction en temps utile; i) toute autre circonstance aggravante ou atténuante applicable au cas concerné, y compris les actions de tiers.

8 Les États membres publient chaque année des informations sur le type et l’ampleur des sanctions imposées en vertu du présent règlement, les infractions et les exploitants, entreprises, exploitants de mines ou importateurs auxquels les sanctions ont été infligées. Le cas échéant, ces informations sont communiquées conformément à l’article 22 de la directive (UE) 2024/1203 du Parlement européen et du Conseil .

1 Le pouvoir d’adopter des actes délégués conféré à la Commission est soumis aux conditions fixées au présent article.

2 Le pouvoir d’adopter des actes délégués visé à l’article 22, paragraphe 3, à l’article 27, paragraphe 1, à l’article 29, paragraphes 4 et 6, et à l’article 32, est conféré à la Commission pour une période de cinq ans à compter du 4 août 2024 et est tacitement prorogée pour des périodes d’une durée identique.

3 La délégation de pouvoir prévue à l’article 22, paragraphe 3, à l’article 27, paragraphe 1, à l’article 29, paragraphes 4 et 6, et à l’article 32 peut être révoquée à tout moment par le Parlement européen ou le Conseil. La décision de révocation met fin à la délégation de pouvoir qui y est précisée. La révocation prend effet le jour suivant celui de la publication de ladite décision au Journal officiel de l’Union européenne ou à une date ultérieure qui est précisée dans ladite décision. Elle ne porte pas atteinte à la validité des actes délégués déjà en vigueur.

4 Avant l’adoption d’un acte délégué, la Commission consulte les experts désignés par chaque État membre, conformément aux principes définis dans l’accord interinstitutionnel du 13 avril 2016 «Mieux légiférer».

5 Aussitôt qu’elle adopte un acte délégué, la Commission le notifie au Parlement européen et au Conseil simultanément.

6 Un acte délégué adopté en vertu de l’article 22, paragraphe 3, de l’article 27, paragraphe 1, de l’article 29, paragraphes 4 et 6, ou de l’article 32 n’entre en vigueur que si le Parlement européen ou le Conseil n’a pas exprimé d’objections dans un délai de deux mois à compter de la notification de cet acte au Parlement européen et au Conseil ou si, avant l’expiration de ce délai, le Parlement européen et le Conseil ont tous deux informé la Commission de leur intention de ne pas exprimer d’objections. Ce délai est prolongé de deux mois à l’initiative du Parlement européen ou du Conseil.

1 La Commission est assistée par le comité de l’union de l’énergie institué par l’article 44 du règlement (UE) 2018/1999. Ledit comité est un comité au sens du règlement (UE) no 182/2011.

2 Lorsqu’il est fait référence au présent paragraphe, l’article 4 du règlement (UE) no 182/2011 s’applique.

3 Lorsqu’il est fait référence au présent paragraphe, l’article 5 du règlement (UE) no 182/2011 s’applique.

1 La Commission surveille et examine l’application du présent règlement et soumet, au plus tard le 1er janvier 2028 et tous les cinq ans par la suite, un rapport au Parlement européen et au Conseil.

2 Le rapport visé au paragraphe 1 examine notamment ce qui suit: a) l’efficacité et l’efficience du présent règlement pour ce qui est de fixer des règles transparentes et précises en matière de mesure, de déclaration et de vérification ainsi que de réduire les émissions de méthane associées à la production de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon mise sur le marché de l’Union; b) si cela est réalisable, le niveau de réduction des émissions de méthane associées à la production de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon mise sur le marché de l’Union atteint grâce au présent règlement; c) si des mesures supplémentaires ou alternatives sont nécessaires pour favoriser et accélérer la réduction d’émissions de méthane dans la chaîne de valeur du pétrole brut, du gaz naturel et du charbon mis sur le marché de l’Union afin de soutenir l’objectif de l’Union de parvenir à un niveau nul d’émissions nettes de gaz à effet de serre d’ici à 2050 ainsi que ses engagements au titre de l’accord de Paris. Ce réexamen tient compte de la législation pertinente de l’Union dans des domaines connexes. S’il y a lieu, la Commission présente au Parlement européen et au Conseil une proposition législative avec son rapport, en tenant compte de la législation pertinente de l’Union dans des domaines connexes.

3 Aux fins du présent article, la Commission peut demander des informations aux États membres et aux autorités compétentes et tient compte notamment des informations fournies par les États membres dans leurs plans nationaux intégrés en matière d’énergie et de climat, dans les mises à jour de ces derniers et dans leurs rapports d’avancement nationaux en matière d’énergie et de climat conformément au règlement (UE) 2018/1999.

«8 Tous les trois ans, l’ACER, après avoir consulté les États membres, établit et met à la disposition du public un ensemble d’indicateurs et de valeurs de référence correspondantes pour la comparaison des coûts d’investissement unitaires liés à la mesure, à la quantification, à la surveillance, à la déclaration, à la vérification et à la réduction, y compris l’éventage et le torchage, des émissions de méthane pour des projets comparables. Elle émet des recommandations sur les indicateurs et les valeurs de référence pour les coûts d’investissement unitaires aux fins du respect des obligations prévues au règlement (UE) 2024/1787 du Parlement européen et du Conseil , comme le prévoit l’article 3 dudit règlement.

Le présent règlement entre en vigueur le vingtième jour suivant celui de sa publication au Journal officiel de l’Union européenne.