Texte du projet Projet de loi portant exécution du 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 Nous Guillaume, Grand-Duc de Luxembourg, Duc de Nassau, Vu le 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 ; Le Conseil d’État entendu ; Vu l’adoption par la Chambre des Députés ; Vu la décision de la Chambre des Députés du […] et celle du Conseil d’État du […] portant qu’il n’y a pas lieu à second vote ; Avons ordonné et ordonnons : Art. 1er. Compétences Aux fins de la présente loi et du 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, ci-après le « règlement (UE) 2024/1787 », l'autorité compétente est l'Administration de l'environnement, ci-après « l’administration ». Art. 2. Inspections et contrôles (1) Les inspections visées à l’article 6 du règlement (UE) 2024/1787 sont effectuées par le directeur, les directeurs adjoints, les employés et fonctionnaires des groupes de traitement A1, A2 et B1 de l’administration. Ces personnes peuvent être assistées lors des inspections par d’autres acteurs, conformément à l’article 6, paragraphe 7, du règlement (UE) 2024/1787. (2) Les violations des dispositions de la présente loi et du règlement (UE) 2024/1787 sont recherchées par le directeur, les directeurs adjoints, les employés et fonctionnaires des groupes de traitement A1, A2 et B1 de l’administration. (3) Les personnes visées aux paragraphes 1 et 2 ont accès aux locaux, installations, sites et moyens de transport soumis à la présente loi et au règlement (UE) 2024/1787. Art. 3. Mesures administratives Page 1 de 4 (1) En cas de non-respect des dispositions des articles 8, 12 à 17, 20, 22, 23, 25 à 29 du règlement (UE) 2024/1787, le ministre ayant l'Environnement dans ses attributions, ci-après « ministre », peut : 1° impartir à un exploitant, à une entreprise, à un exploitant de mine ou à un importateur, un délai dans lequel ce dernier doit se conformer à ces dispositions, délai qui ne peut être supérieur à deux ans ; 2° faire suspendre en tout ou en partie l’exploitation de l’actif ou de la mine par mesure provisoire ou faire fermer l’actif ou la mine en tout ou en partie et faire apposer des scellés ; 3° 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 ; 4° délivrer un avertissement ou une communication au public. (2) Tout intéressé peut demander l'application des mesures visées au paragraphe 1er. (3) Les mesures énumérées au paragraphe 1er sont levées lorsque l'exploitant, l’entreprise, l’exploitant de mine ou l'importateur, se sera conformé. Art. 4. Sanctions administratives (1) Le ministre peut infliger une amende administrative de 500 euros à 75 000 euros en cas d’une des violations suivantes : 1° manquement de l’exploitant, de l’entreprise, de l’exploitant de mines ou de l’importateur à l’obligation de fournir à l’administration ou aux vérificateurs l’assistance nécessaire pour l’exercice de leurs fonctions conformément au règlement (UE) 2024/1787 ; 2° manquement de l’exploitant ou de l’exploitant 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, du règlement (UE) 2024/1787, y compris la déclaration de vérification délivrée par un vérificateur indépendant conformément à l’article 8, paragraphe 4, du règlement (UE) 2024/1787 ; 3° manquement de l’exploitant à l’obligation de soumettre un programme LDAR, d'y apporter les modifications nécessaires ou de soumettre une version actualisée après modification de ce programme conformément à l’article 14, paragraphe 1er, du règlement (UE) 2024/1787, ou de réaliser une enquête LDAR conformément à l’article 14, paragraphes 2, 5 et 6, du règlement (UE) 2024/1787 ; 4° manquement de l’exploitant à l’obligation de fournir des informations sur les normes, y compris les normes internationales, ou les méthodes utilisées dans le cadre du programme LDAR conformément à l’article 14, paragraphe 1er, alinéa 3, deuxième phrase, du règlement (UE) 2024/1787 ; 5° manquement de l’exploitant à l’obligation de soumettre un rapport conformément à l’article 14, paragraphe 14, du règlement (UE) 2024/1787 ; 6° absence de notification ou de déclaration, par l’exploitant ou l’exploitant de mines, des événements d’éventage et des événements de torchage conformément à l’article 16, à l’article 23, paragraphe 1er, et à l’article 26, du règlement (UE) 2024/1787 selon le cas ; Page 2 de 4 7° manquement de l’importateur à l’obligation de fournir les informations requises conformément à l’article 27, paragraphe 1er, et à l’annexe IX, du règlement (UE) 2024/1787 ; 8° manquement de l’importateur à l’obligation de fournir les informations requises conformément à l’article 28, paragraphes 1er et 2, du règlement (UE) 2024/1787 ; 9° manquement du producteur ou importateur de l’Union européenne à l’obligation de fournir les informations requises conformément à l’article 29, paragraphes 1er et 2, du règlement (UE) 2024/1787 ; (2) Le ministre peut infliger une amende administrative de 5 000 euros à 750 000 euros en cas d’une des violations suivantes : 1° manquement de l’exploitant ou de l’exploitant de mines, à l’obligation de prendre les mesures prévues dans les rapports d’inspection visés à l’article 6, paragraphes 5 et 6, du règlement (UE) 2024/1787 ; 2° manquement de l’exploitant 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, du règlement (UE) 2024/1787 ; 3° éventage ou torchage, y compris le torchage systématique, par l’exploitant ou l’exploitant de mines, excepté dans les situations prévues à l’article 15, paragraphes 2 et 3, à l’article 22, paragraphes 1 er et 2, et à l’article 26, paragraphe 2, du règlement (UE) 2024/1787 ; 4° absence de démonstration, par l’exploitant ou l’exploitant 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 de l’exploitant, ou plutôt qu’à l’utilisation ou à l’atténuation, dans le cas de l’exploitant de mines, conformément à l’article 15, paragraphes 4 et 6, à l’article 22, paragraphes 1er et 2, et à l’article 26, paragraphe 2, du règlement (UE) 2024/1787; 5° manquement de l’exploitant à l’obligation de remplacer ou d’utiliser des équipements d’éventage conformément à l’article 15, paragraphes 5 et 7, du règlement (UE) 2024/1787 ; 6° utilisation de torchères ou de dispositifs de combustion non conformes aux exigences énoncées aux articles 17, 22 et 23, du règlement (UE) 2024/1787 ; 7° manquement de la partie responsable à l’obligation d’appliquer des mesures d’atténuation conformément à l’article 18, paragraphes 6 et 9, du règlement (UE) 2024/1787 ; 8° non-respect par le producteur ou importateur de l’Union européenne des valeurs maximales d’intensité de méthane énoncées dans les actes délégués adoptés conformément à l’article 29, paragraphe 6, du règlement (UE) 2024/1787. (3) En cas de non-respect du délai de mise en conformité visé à l’article 3, paragraphe 1er, point 1er, le ministre peut infliger une astreinte administrative d’un montant de 75 euros à 10 000 euros. L’astreinte est due par jour de retard à compter du jour fixé dans la décision. Elle cesse de courir au jour où la mesure administrative est respectée, conformément à l’article 3, paragraphe 3. Page 3 de 4 (4) Pour fixer le montant de l’amende et de l’astreinte, le ministre prend en compte les critères visés à l’article 33, paragraphe 7, du règlement (UE) 2024/1787. Dans le cas d’une personne morale, le montant des amendes administratives visées aux paragraphes 1er à 2 ou de l’astreinte visée au paragraphe 3, n’excède toutefois pas vingt pour cent du chiffre d’affaires annuel de l’exercice précédant celui au cours duquel lesdites amendes sont fixées. Dans le cas d’une personne physique, le montant de ces amendes n’excède pas vingt pour cent des revenus annuels de l’année civile précédant celle au cours de laquelle lesdites amendes sont fixées. (5) Les amendes et astreintes sont payables dans les trente jours de la notification de la décision écrite les fixant. Les amendes et les astreintes sont perçues par l’Administration de l’enregistrement, des domaines et de la TVA. Le recouvrement se fait comme en matière de droits d’enregistrement. Art. 5. Sanctions pénales Est puni d’un emprisonnement d’un à trois ans et d’une amende de 251 euros à 500 000 euros, ou d’une de ces peines seulement, quiconque entrave ou ne respecte pas les mesures administratives dont il est question à l’article 3, paragraphe 1er, points 2 à 3. Art. 6. Recours Contre les décisions prises en vertu du règlement (UE) 2024/1787 et de la présente loi, un recours en réformation est ouvert devant le tribunal administratif. Ce recours doit être intenté sous peine de déchéance dans un délai de quarante jours à compter de la notification de la décision. Page 4 de 4 Journal officiel de l’Union européenne FR Série L 2024/1787 15.7.2024 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) LE PARLEMENT EUROPÉEN ET LE CONSEIL DE L’UNION EUROPÉENNE, vu le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, et notamment son article 192, paragraphe 1, vu la proposition de la Commission européenne, après transmission du projet d’acte législatif aux parlements nationaux, vu l’avis du Comité économique et social européen (1), vu l’avis du Comité des régions (2), statuant conformément à la procédure législative ordinaire (3), considérant ce qui suit: (1) Le méthane est, après le dioxyde de carbone (CO2), le gaz qui contribue globalement le plus au changement climatique; il est responsable d’environ un tiers du réchauffement actuel. La quantité de méthane dans l’atmosphère au niveau mondial a connu une forte augmentation ces dix dernières années. (2) Le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC), créé dans le cadre de l’Organisation des Nations unies (ONU), a publié, dans son sixième rapport d’évaluation, la conclusion selon laquelle des réductions importantes des émissions anthropiques de méthane sont nécessaires d’ici à 2030 pour limiter le réchauffement climatique à 1,5 oC. Ce rapport montre que, bien que le méthane ait un temps de séjour moyen dans l’atmosphère plus court que le CO2, 10 à 12 ans au lieu de centaines d’années, son effet de serre sur une période de vingt ans est 80 fois plus important que celui du CO2. En particulier, selon le GIEC, si le potentiel de réchauffement global du méthane est 29,8 fois plus élevé que celui du CO2 sur une période de 100 ans, cet effet est 82,5 fois plus élevé sur une période de 20 ans. (3) Il ressort du rapport de 2020 sur la qualité de l’air en Europe de l’Agence européenne pour l’environnement que le méthane est un gaz précurseur de l’ozone troposphérique et qu’il contribue à la pollution atmosphérique. La lutte contre les émissions de méthane non seulement serait bénéfique pour l’environnement et le climat, mais améliorerait également la protection de la santé humaine. (4) Selon de récentes estimations du Programme des Nations unies pour l’environnement (PNUE) et de la Coalition pour le climat et l’air pur (CCAC), des réductions des émissions de méthane de l’ordre de 45 % d’ici à 2030, sur la base des mesures ciblées disponibles et de mesures supplémentaires conformes aux objectifs de développement durable des Nations unies, pourraient permettre d’éviter un réchauffement climatique de 0,3 oC d’ici à 2045. (5) Selon le service de données en ligne «World Energy Balances» de l’Agence internationale de l’énergie, l’Union est le premier importateur mondial d’énergie fossile et, de ce fait, un moteur important des émissions mondiales de méthane. (6) Le pacte vert pour l’Europe regroupe un ensemble complet de mesures et d’initiatives qui se renforcent mutuellement en vue de parvenir à la neutralité climatique dans l’Union d’ici à 2050 au plus tard. Dans sa communication du 11 décembre 2019 relative au pacte vert pour l’Europe, la Commission a indiqué que la décarbonation du secteur du (1) (2) (3) JO C 323 du 26.8.2022, p. 101. JO C 498 du 30.12.2022, p. 83. Position du Parlement européen du 10 avril 2024 (non encore parue au Journal officiel) et décision du Conseil du 27 mai 2024. ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj 1/61 FR JO L du 15.7.2024 gaz serait facilitée, notamment par la résolution du problème des émissions de méthane liées à l’énergie. En octobre 2020, la Commission a adopté une stratégie de l’UE pour réduire les émissions de méthane (ci-après dénommée «stratégie sur le méthane») exposant des mesures destinées à réduire les émissions de méthane dans l’Union, y compris dans le secteur de l’énergie, et au niveau mondial. Le règlement (UE) 2021/1119 du Parlement européen et du Conseil (4) fixe l’objectif de neutralité climatique de l’ensemble de l’économie d’ici à 2050 au plus tard et établit un objectif contraignant pour l’Union, consistant en une réduction, dans l’Union, des émissions nettes de gaz à effet de serre (émissions après déduction des absorptions) d’au moins 55 % d’ici à 2030 par rapport aux niveaux de 1990. Il ressort de l’analyse d’impact accompagnant la proposition en vue du présent règlement que, selon les hypothèses de l’option stratégique privilégiée pour la proposition législative sur le méthane combinées aux hypothèses du paquet législatif «Ajustement à l’objectif 55», 77 % de toutes les émissions de méthane liées au pétrole, au gaz et au charbon prévues pour 2030 peuvent être réduites efficacement au regard des coûts d’un point de vue social et environnemental. Cela contribuerait à limiter le réchauffement climatique à 1,5 oC et permettrait à l’Union de montrer la voie de manière effective dans la lutte contre les émissions de méthane et de renforcer sa sécurité énergétique. (7) Les émissions de méthane sont couvertes par les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre de l’Union pour 2030, fixés dans le règlement (UE) 2021/1119, et par les objectifs de réduction des émissions nationaux contraignants au titre du règlement (UE) 2018/842 du Parlement européen et du Conseil (5). Cependant, il n’existe actuellement pas de cadre juridique de l’Union établissant des mesures spécifiques en vue de réduire les émissions anthropiques de méthane dans le secteur de l’énergie. En outre, si la directive 2010/75/UE du Parlement européen et du Conseil (6) porte sur les émissions de méthane provenant du raffinage de pétrole et de gaz, elle ne porte pas sur les émissions de méthane provenant d’autres activités du secteur de l’énergie. (8) Dans ce contexte, le présent règlement devrait s’appliquer à la réduction des émissions de méthane dans l’exploration et la production en amont de pétrole et de gaz fossile, dans les puits inactifs, les puits temporairement bouchés et les puits définitivement bouchés et abandonnés, dans la collecte et le traitement de gaz fossile, dans le transport, la distribution et le stockage souterrain de gaz, ainsi que dans les installations de gaz naturel liquéfié (GNL). Le présent règlement devrait également s’appliquer aux mines de charbon souterraines et à ciel ouvert en exploitation, ainsi qu’aux mines de charbon souterraines fermées ou abandonnées. (9) Les règles en matière de mesure, de surveillance, de déclaration et de vérification précis des émissions de méthane dans les secteurs du pétrole, du gaz et du charbon, ainsi qu’en matière de réduction de ces émissions, notamment par des enquêtes de détection et réparation des fuites (LDAR) et des restrictions concernant l’éventage et le torchage, tout en veillant à la protection des travailleurs face aux émissions de méthane, devraient s’inscrire dans un cadre juridique de l’Union approprié. Les règles énoncées dans le présent règlement devraient renforcer la transparence à l’égard des importations d’énergie fossile dans l’Union et contribuer au recours plus important aux solutions d’atténuation des émissions de méthane partout dans le monde. Des horizons temporels de 20 ans et de 100 ans pour le potentiel de réchauffement global devraient être utilisés. (10) Le respect des obligations au titre du présent règlement est de nature à nécessiter des investissements de la part des entités réglementées, et les coûts associés à ces investissements devraient être pris en considération dans la fixation des tarifs, sous réserve des principes d’efficience. Les coûts nécessaires ne devraient pas entraîner une charge financière disproportionnée pour les utilisateurs finaux et les consommateurs. (11) Chaque État membre devrait désigner au moins une autorité compétente pour surveiller le respect effectif par les exploitants, les entreprises, les exploitants de mines et les importateurs des obligations prévues dans le présent règlement et devrait notifier à la Commission cette désignation et tout changement à cet égard. Ces autorités compétentes devraient être dotées de ressources financières et humaines suffisantes et devraient prendre toutes les mesures nécessaires pour garantir le respect du présent règlement conformément aux fonctions qui leur sont spécifiquement attribuées. Les autorités compétentes devraient mettre en place un point de contact. Compte tenu du caractère transfrontière des activités et des émissions de méthane du secteur de l’énergie, les autorités compétentes devraient coopérer les unes avec les autres et avec la Commission. Dans ce contexte, la Commission et les autorités compétentes devraient former, ensemble, un réseau d’autorités publiques appliquant le présent règlement afin d’encourager une étroite coopération, accompagnée des dispositions nécessaires pour échanger des informations et des bonnes pratiques, et afin de permettre des consultations. (4) Règlement (UE) 2021/1119 du Parlement européen et du Conseil du 30 juin 2021 établissant le cadre requis pour parvenir à la neutralité climatique et modifiant les règlements (CE) no 401/2009 et (UE) 2018/1999 («loi européenne sur le climat») (JO L 243 du 9.7.2021, p. 1). Règlement (UE) 2018/842 du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2018 relatif aux réductions annuelles contraignantes des émissions de gaz à effet de serre par les États membres de 2021 à 2030 contribuant à l’action pour le climat afin de respecter les engagements pris dans le cadre de l’accord de Paris et modifiant le règlement (UE) no 525/2013 (JO L 156 du 19.6.2018, p. 26). Directive 2010/75/UE du Parlement européen et du Conseil du 24 novembre 2010 relative aux émissions industrielles (prévention et réduction intégrées de la pollution) (JO L 334 du 17.12.2010, p. 17). (5) (6) 2/61 ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj JO L du 15.7.2024 (12) Afin de garantir une mise en œuvre harmonieuse et efficace du présent règlement, la Commission devrait soutenir les États membres au moyen de l’instrument d’appui technique établi par le règlement (UE) 2021/240 du Parlement européen et du Conseil (7), en leur fournissant une expertise technique sur mesure pour concevoir et mettre en œuvre des réformes, notamment des réformes encourageant la réduction des émissions de méthane dans le secteur de l’énergie. Cet appui technique pourrait par exemple comprendre le renforcement de la capacité administrative, l’harmonisation des cadres législatifs et le partage des bonnes pratiques pertinentes. (13) Afin de garantir l’exécution des fonctions des autorités compétentes, les exploitants, les entreprises, les exploitants de mines et les importateurs devraient fournir à ces autorités compétentes toute l’assistance qui s’impose. En outre, les exploitants, les entreprises, les exploitants de mines et les importateurs devraient prendre toutes les mesures nécessaires définies par les autorités compétentes dans le délai défini par ces dernières ou tout autre délai convenu avec celles-ci. (14) Les inspections, y compris l’examen des documents et des relevés, les mesures des émissions et le contrôle des sites, devraient constituer l’un des principaux mécanismes à la disposition des autorités compétentes. Des inspections devraient être effectuées régulièrement, sur la base d’une évaluation des risques, notamment les risques environnementaux, associés à chaque site, réalisée par les autorités compétentes. Les autorités compétentes devraient prendre en compte les mécanismes de contrôle mis en place et les bonnes pratiques dont elles disposent. En outre, des inspections devraient être effectuées afin d’enquêter sur les plaintes dûment étayées et les cas de non-conformité et de garantir que les réparations ou les remplacements de composants et les mesures d’atténuation interviennent conformément au présent règlement, ainsi que de vérifier régulièrement que les importateurs respectent le présent règlement. Lorsqu’elles détectent une violation grave du présent règlement, les autorités compétentes devraient délivrer à l’intention de l’exploitant, de l’entreprise, de l’exploitant de mine ou de l’importateur un avis indiquant les mesures correctives à prendre. À défaut, les autorités compétentes devraient être en mesure de décider d’enjoindre à l’exploitant, à l’entreprise, à l’exploitant de mine ou à l’importateur de soumettre à leur approbation un ensemble de mesures correctives visant à remédier à la violation. Les autorités compétentes devraient tenir un registre des inspections et les informations pertinentes devraient être rendues publiques conformément à la directive 2003/4/CE du Parlement européen et du Conseil (8). (15) Afin de déterminer la gravité d’une infraction au présent règlement, les autorités compétentes devraient prendre en considération les dommages environnementaux et l’incidence sur la sécurité et la santé humaines, ainsi que la probabilité que l’infraction affecte, de manière substantielle, la fiabilité et la robustesse des données dans le cadre des obligations en matière de surveillance et de déclaration au titre du présent règlement. (16) Compte tenu de la proximité de certaines sources d’émissions de méthane avec des zones urbaines ou résidentielles et de leurs incidences sur la santé, l’environnement et le climat, les personnes physiques ou morales devraient pouvoir introduire auprès des autorités compétentes des plaintes dûment étayées concernant d’éventuelles infractions au présent règlement. Dans ce contexte, il devrait être possible d’utiliser le portail européen e-Justice pour héberger les informations pertinentes mises à disposition par les États membres, en particulier les coordonnées des autorités compétentes, les principales étapes de la procédure de plainte, ainsi que les droits et les règles de base à respecter. Les autorités compétentes devraient tenir les plaignants informés de la procédure et des décisions prises et les plaignants devraient recevoir une décision définitive dans un délai raisonnable après le dépôt de la plainte. (17) Un cadre de vérification solide améliore la crédibilité des données transmises. En outre, le niveau de détail et de complexité technique des mesures des émissions de méthane nécessite une vérification en bonne et due forme des données sur les émissions de méthane transmises par les exploitants, les entreprises, les exploitants de mines et les importateurs. Si une autovérification est possible, une vérification par un tiers garantit toutefois une plus grande indépendance et une plus grande transparence. En outre, elle permet de disposer d’un ensemble harmonisé de compétences et d’un niveau harmonisé d’expertise qui ne seraient peut-être pas accessibles à toutes les entités publiques. Les vérificateurs devraient être accrédités par des organismes d’accréditation conformément au règlement (CE) no 765/2008 du Parlement européen et du Conseil (9) ou autrement habilitée d’une manière comparable à celle prévue dans le règlement (CE) no 765/2008. Les vérificateurs indépendants devraient donc veiller à ce que les déclarations d’émissions préparées par les exploitants, les entreprises, les exploitants de mines et les importateurs soient précises et conformes aux exigences définies dans le présent règlement. Les activités de vérification devraient être alignées sur les normes et méthodes européennes ou autres normes et méthodes internationales pertinentes pour les vérificateurs et devraient tenir dûment compte de la nature des activités faisant l’objet de la vérification. Les (7) Règlement (UE) 2021/240 du Parlement européen et du Conseil du 10 février 2021 établissant un instrument d’appui technique (JO L 57 du 18.2.2021, p. 1). Directive 2003/4/CE du Parlement européen et du Conseil du 28 janvier 2003 concernant l’accès du public à l’information en matière d’environnement et abrogeant la directive 90/313/CEE du Conseil (JO L 41 du 14.2.2003, p. 26). Règlement (CE) no 765/2008 du Parlement européen et du Conseil du 9 juillet 2008 fixant les prescriptions relatives à l’accréditation et abrogeant le règlement (CEE) no 339/93 du Conseil (JO L 218 du 13.8.2008, p. 30). (8) (9) ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj FR 3/61 FR JO L du 15.7.2024 vérificateurs devraient analyser les données figurant dans les déclarations d’émissions afin d’en évaluer la fiabilité, la crédibilité et l’exactitude. Afin d’assurer l’exactitude des données, les vérificateurs devraient, selon qu’il convient, procéder à des contrôles sur place annoncés ou inopinés. Les vérificateurs devraient être distincts des autorités compétentes et devraient être indépendants des exploitants, des entreprises, des exploitants de mines et des importateurs, qui devraient leur apporter toute l’assistance nécessaire pour permettre ou faciliter les activités de vérification, en particulier en ce qui concerne l’accès aux sites et la présentation des documents ou des relevés. 4/61 (18) Dans le cadre de l’exécution de leurs fonctions et de l’exercice des pouvoirs que leur confère le présent règlement, la Commission, les autorités compétentes et les vérificateurs devraient tenir compte des informations mises à disposition au niveau international, par exemple par l’Observatoire international des émissions de méthane (IMEO), en particulier en ce qui concerne les méthodes d’agrégation et d’analyse des données et de vérification des méthodes et des processus statistiques employés par les exploitants, les entreprises, les exploitants de mines et les importateurs pour quantifier les données figurant dans leurs déclarations d’émissions. Les critères de référence à cet égard peuvent comprendre le cadre d’information, les documents techniques d’orientation et les modèles de déclaration de l’«Oil and Gas Methane Partnership» (OGMP). (19) L’IMEO a été créé par l’Union en octobre 2020 en partenariat avec le PNUE, la CCAC et l’Agence internationale de l’énergie, et présenté lors du sommet du G20 en octobre 2021. Il a été chargé de collecter, rapprocher, vérifier et publier des données sur les émissions anthropiques de méthane au niveau mondial. L’IMEO pourrait jouer un rôle dans l’identification des super-émetteurs au moyen d’un système de détection et d’alerte précoces. (20) En tant que partie à la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques (CCNUCC) (10) et à l’accord de Paris adopté au titre de la CCNUCC (11) (ci-après dénommé «accord de Paris»), l’Union est tenue de présenter chaque année un rapport d’inventaire des émissions anthropiques de gaz à effet de serre constituant un agrégat des inventaires nationaux des gaz à effet de serre des États membres, préparé suivant des méthodes constituant des bonnes pratiques et acceptées par le GIEC. (21) Le règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil (12) impose aux États membres de transmettre à la Commission les données d’inventaire des gaz à effet de serre et leurs projections nationales. En application dudit règlement, la communication d’informations est effectuée conformément aux directives de la CCNUCC en matière de communication d’informations et est souvent basée sur des facteurs d’émission par défaut plutôt que sur des mesures directes au niveau de la source, ce qui implique des incertitudes quant à l’origine, à la fréquence et à l’ampleur des émissions. (22) Les données par pays communiquées conformément aux dispositions de la CCNUCC en matière de communication d’informations sont transmises au secrétariat de la CCNUCC selon différents niveaux de communication, conformément aux lignes directrices du GIEC. Dans ce contexte, le GIEC préconise généralement d’utiliser les méthodes de niveau supérieur pour les sources d’émissions qui ont une influence significative sur l’inventaire des gaz à effet de serre total d’un pays en ce qui concerne le niveau, la tendance ou l’incertitude absolus. (23) Un niveau représente un degré de complexité méthodologique. Trois niveaux sont disponibles. Les méthodes du niveau 1 utilisent normalement les facteurs d’émission par défaut du GIEC et nécessitent les données d’activité les plus élémentaires et les moins désagrégées. Les niveaux supérieurs utilisent des méthodes plus élaborées et des facteurs d’émission spécifiques à la source, à la technologie, à la région ou au pays, qui sont souvent basés sur des mesures, et nécessitent normalement des données d’activité plus désagrégées. Plus précisément, le niveau 2 requiert l’utilisation de facteurs d’émission spécifiques au pays, plutôt que par défaut, tandis que le niveau 3 requiert des données ou des mesures installation par installation et comprend l’application d’une évaluation ascendante rigoureuse par type de source au niveau de chaque installation. Dans sa révision 2019 des lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre, le GIEC a déclaré que la progression du niveau 1 au niveau 3 représente une augmentation de la certitude des mesures des émissions liées au méthane. (24) Les États membres ont des pratiques différentes quant au niveau auquel ils communiquent leurs émissions de méthane relatives à l’énergie au secrétariat de la CCNUCC. La déclaration au niveau 2 pour les sources d’émissions majeures est conforme aux lignes directrices du GIEC en matière de déclaration, car le niveau 2 est considéré comme une méthode de niveau supérieur. La déclaration au niveau 1, le niveau le plus bas, reste très courante dans plusieurs États membres pour les émissions de méthane provenant des secteurs du charbon, du gaz et du pétrole. Par conséquent, les méthodes d’estimation et la déclaration des émissions de méthane relatives à l’énergie varient d’un État membre à l’autre. (10) (11) (12) JO L 33 du 7.2.1994, p. 13. JO L 282 du 19.10.2016, p. 4. Règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat, modifiant les règlements (CE) no 663/2009 et (CE) no 715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/119/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) no 525/2013 du Parlement européen et du Conseil (JO L 328 du 21.12.2018, p. 1). ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj JO L du 15.7.2024 (25) Les initiatives volontaires de la part de l’industrie demeurent actuellement la principale manière de procéder pour quantifier et atténuer les émissions de méthane dans de nombreux pays. Une initiative majeure de la part de l’industrie dans le secteur de l’énergie est l’OGMP, une initiative volontaire en matière de mesure et de déclaration des émissions de méthane, créée en 2014 par le PNUE et la CCAC, au conseil de laquelle la Commission est représentée. L’OGMP s’attelle essentiellement à mettre en place des bonnes pratiques en vue d’améliorer la disponibilité d’informations mondiales sur la quantification et la gestion des émissions de méthane et de favoriser les actions d’atténuation afin de réduire les émissions de méthane. Le travail de l’OGMP en matière d’élaboration de normes et de méthodes fait intervenir les gouvernements, la société civile et les entreprises. À ce jour, plus de 115 entreprises, qui possèdent des actifs dans plus de soixante pays sur cinq continents, représentant plus de 35 % de la production mondiale de pétrole et de gaz et plus de 70 % des flux de GNL, ont adhéré à l’OGMP 2.0 du PNUE. Le cadre OGMP 2.0 est la dernière version d’une norme dynamique en matière d’émissions de méthane et peut constituer une base adéquate pour les normes en matière d’émissions de méthane, fondée sur des normes scientifiques rigoureuses. (26) Dans ce contexte, il est nécessaire d’améliorer la mesure des émissions de méthane et la qualité des données déclarées, y compris sur les principales sources d’émissions de méthane associées à l’énergie produite et consommée dans l’Union. En outre, la disponibilité de données au niveau de la source et la quantification rigoureuse des émissions de méthane devraient être garanties, afin d’accroître la fiabilité des déclarations ainsi que la possibilité que des mesures d’atténuation appropriées soient mises en place. (27) Pour que la quantification et la déclaration soient efficaces, les exploitants et les entreprises devraient être tenus de quantifier et de déclarer les émissions de méthane par source, et de mettre des données agrégées à la disposition des États membres afin que ces derniers puissent améliorer l’exactitude de leurs inventaires et déclarations. En outre, une vérification efficace des données déclarées est nécessaire. Afin de réduire au minimum la charge administrative pour les exploitants et les entreprises, ceux-ci devraient effectuer leur déclaration annuellement. (28) Le présent règlement, qui s’appuie sur les parties pertinentes du cadre OGMP 2.0, contribue à la collecte de données fiables et rigoureuses qui constitueraient une base suffisante pour surveiller les émissions de méthane et, lorsque cela est nécessaire, prévoit des mesures supplémentaires pour réduire davantage encore ces émissions. (29) Le cadre OGMP 2.0 prévoit cinq niveaux de déclaration. La déclaration au niveau de la source commence au niveau 3, qui est jugé comparable au niveau 3 de la CCNUCC. Elle permet d’utiliser des facteurs d’émission génériques. La déclaration de niveau 4 de l’OGMP 2.0 requiert des mesures directes des émissions de méthane au niveau de la source et permet d’utiliser des facteurs d’émission spécifiques. La déclaration de niveau 5 de l’OGMP 2.0 requiert des mesures complémentaires au niveau du site en sus de la quantification des émissions de méthane au niveau de la source. En outre, le cadre OGMP 2.0 impose aux entreprises de déclarer les mesures directes des émissions de méthane dans un délai de trois ans à compter de l’adhésion à l’OGMP 2.0 pour les actifs exploités et de cinq ans pour les actifs non exploités. Les délais dans lesquels les exploitants et les entreprises sont tenus de soumettre les déclarations requises au titre du présent règlement devraient être fixés, sur la base de l’approche adoptée par l’OGMP 2.0 en ce qui concerne la déclaration au niveau de la source et en tenant compte du fait que de nombreuses entreprises de l’Union ont déjà adhéré à l’OGMP 2.0. Outre la quantification au niveau de la source, la quantification au niveau du site permet d’évaluer, de vérifier et de compléter les estimations au niveau de la source agrégées par site, et d’améliorer ainsi la confiance dans les émissions déclarées. À l’instar du cadre OGMP 2.0, il convient d’exiger des mesures au niveau du site aux fins d’un rapprochement avec la quantification au niveau de la source. (30) Selon les données de l’inventaire des gaz à effet de serre de l’Union, qui s’appuie sur les inventaires nationaux des gaz à effet de serre communiqués au titre du règlement (UE) 2018/1999, plus de la moitié de l’ensemble des émissions directes de méthane dans le secteur de l’énergie provient du rejet involontaire de méthane dans l’atmosphère. Dans le cas du pétrole et du gaz, ces émissions involontaires de méthane représentent l’essentiel des émissions de méthane. (31) Des fuites involontaires de méthane dans l’atmosphère peuvent se produire au cours du forage et de l’extraction, ainsi que pendant le traitement, le stockage, le transport et la distribution aux consommateurs finals. De telles fuites peuvent également survenir dans des puits inactifs, des puits temporairement bouchés ou des puits définitivement bouchés et abandonnés. Certaines émissions de méthane peuvent être le résultat d’imperfections dans des composants techniques tels que les joints, les brides et les valves, ou de l’usure normale de ceux-ci, ou encore de composants endommagés, par exemple en cas d’accident. La corrosion peut aussi causer des fuites depuis les parois de l’équipement pressurisé. (32) Afin de réduire les émissions de méthane, les exploitants devraient prendre toutes les mesures d’atténuation appropriées pour limiter les émissions de méthane dans le cadre de leurs activités. ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj FR 5/61 FR 6/61 JO L du 15.7.2024 (33) Plus précisément, les émissions de méthane dues aux fuites sont le plus souvent réduites grâce à des enquêtes LDAR, réalisées d’abord pour identifier les fuites puis pour les réparer ou pour remplacer les composants présentant une fuite. Les exploitants devraient donc mener des enquêtes LDAR périodiques, y compris sur les composants à l’origine de l’éventage du méthane, afin de rechercher des dysfonctionnements des équipements. (34) À cet effet, une approche harmonisée devrait être mise en place afin de garantir des conditions égales pour tous les exploitants de l’Union. Cette approche devrait inclure des exigences minimales en matière d’enquêtes LDAR, tout en laissant une souplesse suffisante aux États membres et aux exploitants. Cette souplesse est essentielle pour permettre l’innovation et la mise au point de nouveaux composants, de nouvelles technologies LDAR et de nouvelles méthodes de détection, afin de prévenir le verrouillage technologique, au détriment de la protection de l’environnement. De nouvelles technologies LDAR et de nouvelles méthodes de détection continuent de voir le jour et les États membres devraient encourager l’innovation dans ce secteur, afin que les composants, les technologies LDAR et les méthodes de détection qui soient les moins émetteurs, et qui soient également précis et rentables, puissent être adoptés. (35) Les obligations en matière d’enquêtes LDAR devraient refléter les bonnes pratiques. Les enquêtes LDAR devraient avoir pour objectif premier de trouver et d’éliminer aussi vite que possible les fuites par la réparation ou le remplacement du composant présentant une fuite, plutôt que de les quantifier, et les zones présentant un risque plus élevé de fuites devraient être contrôlées plus fréquemment. Déterminer la fréquence des enquêtes LDAR et prendre la décision de réparer ou de remplacer un composant devraient être guidés non seulement par la nécessité de réparer ou de remplacer les composants d’où le méthane s’échappe à des niveaux supérieurs au seuil d’émission de méthane, mais aussi par des considérations opérationnelles, en tenant compte des risques pour la sécurité. Par conséquent, lorsqu’un risque plus important pour la sécurité ou un risque plus important d’émissions de méthane est détecté, les autorités compétentes devraient être autorisées à recommander des enquêtes LDAR plus fréquentes pour les composants en question ou le remplacement des composants par une technologie qui soit moins susceptible de fuites. Toutes les fuites, quelle que soit leur ampleur, devraient faire l’objet d’une enquête et être contrôlées car les petites fuites peuvent prendre de l’ampleur. Les réparations des fuites devraient être suivies d’une confirmation de leur efficacité. Afin de permettre l’utilisation de nouveaux composants ou de nouvelles technologies de détection des émissions de méthane plus avancés, l’ampleur de la perte de méthane au-delà de laquelle une réparation est requise devrait être spécifiée, tout en laissant aux exploitants le choix du dispositif de détection. Le cas échéant, il devrait être possible d’utiliser des technologies de détection, telles que la surveillance continue, dans le cadre des enquêtes LDAR à condition que ces technologies satisfassent aux exigences du présent règlement en ce qui concerne les technologies de détection avancées. Les exploitants les plus performants qui produisent ou traitent du pétrole ou du gaz devraient être en mesure de mener des enquêtes LDAR à des fréquences différentes, sous réserve du respect des conditions prévues dans le présent règlement et de l’approbation par les autorités compétentes. (36) Les enquêtes LDAR devraient être menées comme suit, en utilisant les technologies et techniques de détection appropriées disponibles pour identifier les fuites: au plus près de chaque source d’émission potentielle pour les composants en surface et les composants au-dessus du niveau de la mer; à l’interface entre le sol et l’atmosphère dans un premier temps et, si une fuite potentielle est détectée, au plus près de la source d’émission dans un deuxième temps pour les composants souterrains; et en appliquant les meilleures techniques de détection disponibles sur le marché pour les composants offshore situés sous le niveau de la mer ou au-dessous des fonds marins. (37) En ce qui concerne les composants souterrains, les enquêtes LDAR sont généralement réalisées selon un processus en deux étapes. La première étape consiste à réaliser une première détection des fuites et détermine s’il y a lieu de creuser le sol ou d’entreprendre le forage d’un trou de sondage si la conduite est directement accessible. Les exploitants creusent ou forent le sol si la fuite est à un niveau égal ou supérieur au premier seuil de détection des fuites. La deuxième étape consiste à réaliser une deuxième détection des fuites et détermine s’il y a lieu de réparer la fuite. Les exploitants réparent la fuite si celle-ci est d’un niveau égal ou supérieur au deuxième seuil de détection des fuites. (38) Les limites minimales de détection visent à s’assurer que les dispositifs de détection sont suffisamment sensibles pour détecter les fuites conformément au présent règlement. Ces limites minimales de détection ainsi que les techniques de détection à utiliser devraient être déterminées par la Commission, en tenant compte des différents types de composants et des enquêtes LDAR, pour toutes les catégories de composants, de même que des seuils de détection applicables à la première étape des enquêtes LDAR pour les composants souterrains. (39) La réparation ou le remplacement devrait avoir lieu immédiatement après la détection d’une fuite à un niveau égal ou supérieur, précisé dans le présent règlement, ou dès que possible après la détection. S’il s’avérait nécessaire de tenir compte de considérations techniques, administratives et de sécurité exceptionnelles, des éléments de preuve devraient être fournis pour justifier tout retard dans la réparation ou le remplacement. Les réparations ou les remplacements devraient être faits en utilisant les meilleures technologies qui sont disponibles sur le marché et offrant une protection à long terme contre les fuites futures. ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj JO L du 15.7.2024 (40) Les petits réseaux connectés au sens de la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil (13) peuvent être confrontés à des problèmes de sécurité d’approvisionnement et de stabilité du réseau en cas d’arrêt du système. Dès lors, afin d’éviter de tels risques pour la sécurité d’approvisionnement, des travaux de réparation ou de remplacement devraient être effectués lors des mises à l’arrêt programmées. (41) Compte tenu de son puissant effet d’émission de gaz à effet de serre, l’éventage devrait être interdit, sauf en cas d’urgence ou de dysfonctionnement, ou au cours d’événements bien précis lors desquels l’éventage est inévitable et strictement nécessaire. Afin de veiller à ce que les exploitants n’utilisent pas d’équipements conçus pour l’éventage, il convient d’adopter des normes technologiques permettant de recourir à des solutions de remplacement moins émettrices. (42) Le torchage est considéré comme un torchage systématique lorsqu’il a lieu au cours de la production normale de pétrole, de gaz et de charbon en l’absence d’installations adéquates ou de structure géologique adaptée permettant de réinjecter le gaz produit, de l’utiliser sur place ou de l’acheminer vers un marché. Le torchage systématique devrait être interdit. Le torchage devrait être autorisé lorsqu’il constitue la seule alternative à l’éventage et lorsque l’éventage n’est pas interdit. L’élimination du torchage systématique augmenterait également la disponibilité du gaz naturel pour les marchés du gaz. L’éventage est plus nocif pour l’environnement que le torchage, car le gaz rejeté contient généralement des niveaux élevés de méthane, alors que le torchage oxyde le méthane en CO2, dont le potentiel de réchauffement global est inférieur. Par conséquent, lorsqu’aucune autre option n’est disponible, le torchage devrait être préféré à l’éventage. (43) Le recours au torchage à la place de l’éventage exige que les dispositifs de torchage permettent une combustion efficace du méthane. C’est pourquoi une exigence d’efficacité de combustion devrait aussi être prévue pour les cas dans lesquels le torchage est autorisé, et les dispositifs de torchage dont le niveau d’efficacité de destruction et d’élimination dès la conception est inférieur à 99 % devraient être progressivement éliminés. L’utilisation de dispositifs d’allumage automatique ou de brûleurs pilotes fonctionnant en continu, qui permettent un allumage plus fiable en raison du fait qu’ils ne sont pas affectés par le vent, devrait aussi être imposée. (44) La réinjection du méthane, son utilisation sur place ou son acheminement vers un marché devraient toujours être préférables à l’éventage ou au torchage. Les exploitants qui pratiquent l’éventage devraient fournir aux autorités compétentes la preuve que la réinjection, l’utilisation sur place ou le stockage en vue d’une utilisation ultérieure du méthane, l’acheminement du méthane vers un marché ou le torchage n’étaient pas possibles, et les exploitants qui pratiquent le torchage devraient fournir aux autorités compétentes la preuve que la réinjection, l’utilisation sur place ou le stockage en vue d’une utilisation ultérieure du méthane, ou l’acheminement du méthane vers un marché n’étaient pas possibles. (45) Les exploitants devraient notifier sans tarder les épisodes majeurs d’éventage et de torchage aux autorités compétentes et présenter chaque année à ces autorités des rapports plus complets sur tous ces épisodes. Ils devraient aussi veiller à ce que l’équipement et les dispositifs d’éventage et de torchage respectent les normes définies dans le droit de l’Union. (46) Les émissions de méthane provenant de puits inactifs, de puits temporairement bouchés et de puits définitivement bouchés et abandonnés posent des risques pour la santé, la sécurité et l’environnement. Par conséquent, les obligations en matière de surveillance, y compris la surveillance de la quantification et, lorsqu’un équipement de surveillance de la pression existe, la surveillance de la pression, et en matière de déclaration devraient continuer de s’appliquer, et ces puits et leurs sites devraient être définitivement bouchés, réhabilités et dépollués, selon le cas. Dans ces cas, les États membres devraient jouer un rôle prédominant, en particulier pour établir des inventaires et, lorsqu’aucune partie responsable ne peut être identifiée, pour déclarer les émissions de méthane et établir des plans d’atténuation dans des délais clairement définis. (47) Dans le cas des puits définitivement bouchés et abandonnés, une documentation adéquate démontrant l’absence d’émissions de méthane devrait être fournie pour tous les puits qui ont été définitivement bouchés et abandonnés au cours des trente ans précédant la date d’entrée en vigueur du présent règlement, à la date de cette entrée en vigueur ou après cette date et, lorsque cette documentation est disponible, pour les puits définitivement bouchés et abandonnés plus de trente ans avant la date d’entrée en vigueur du présent règlement. Une telle documentation devrait comprendre au moins une quantification fondée sur le facteur d’émission ou fondée sur un échantillonnage, ou des éléments de preuve fiables attestant de l’isolation permanente de subsurface au sens de la norme ISO 16530-1:2017, qui est la norme internationale applicable à l’intégrité des puits pour les secteurs du pétrole et du gaz naturel. (13) Directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive 2012/27/UE (JO L 158 du 14.6.2019, p. 125). ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj FR 7/61 FR 8/61 JO L du 15.7.2024 (48) Lorsque les autorités compétentes reçoivent des éléments de preuve fiables indiquant d’importantes quantités d’émissions de méthane dans un puits offshore inactif, dans un puits temporairement bouché ou dans un puits définitivement bouché et abandonné, selon le cas, qui ont été confirmés par un tiers indépendant, elles devraient décider d’appliquer à ce puits les obligations prévues pour les puits temporairement bouchés. (49) Le nombre de puits inactifs, de puits temporairement bouchés et de puits définitivement bouchés et abandonnés situés sur le territoire des États membres varie considérablement, et certains États membres comptent un très grand nombre de tels puits sur leur territoire. Ces États membres devraient être autorisés à appliquer une approche plus progressive en ce qui concerne le respect des obligations en matière d’établissement d’un inventaire de ces puits afin de garantir la proportionnalité des coûts et de la charge administrative associés à cet inventaire. (50) Puisque la probabilité qu’une fuite de méthane en provenance d’un puits offshore atteigne la surface dépend de plusieurs facteurs et tend à diminuer avec la profondeur de l’eau, et que les ressources nécessaires à l’enquête et à l’intervention dans des puits offshore s’accroissent à mesure que la profondeur de l’eau et la distance par rapport à la côte augmentent, des dérogations à certaines des obligations prévues par le présent règlement devraient être envisagées pour les puits offshore situés à une plus grande profondeur d’eau, à condition que des éléments de preuve robustes puissent être fournis quant au fait que l’incidence sur le climat des émissions potentielles de méthane provenant de ces puits est très probablement négligeable. (51) Les données d’inventaire des gaz à effet de serre de l’Union montrent que les émissions de méthane provenant des mines de charbon représentent la source la plus importante d’émissions de méthane dans le secteur de l’énergie de l’Union. En 2019, les émissions directes du secteur du charbon représentaient 31 % de l’ensemble des émissions de méthane, soit un taux presque équivalent au pourcentage d’émissions directes de méthane provenant du pétrole et du gaz fossile combinés, à savoir 33 %. (52) À l’heure actuelle, il n’existe pas de législation spécifique couvrant toute l’Union qui limite les émissions de méthane provenant du secteur du charbon, et ce malgré la vaste gamme de technologies d’atténuation disponibles. Il n’existe aucune norme de surveillance, de déclaration et de vérification propre au charbon au niveau de l’Union ou au niveau international. Dans l’Union, la déclaration des émissions de méthane provenant du secteur du charbon s’inscrit dans le cadre de la déclaration des émissions de gaz à effet de serre par les États membres. Les données en provenance des mines de charbon souterraines figurent aussi dans le registre européen des rejets et des transferts de polluants créé par le règlement (CE) no 166/2006 du Parlement européen et du Conseil (14). (53) Des études récentes montrent que les émissions de méthane sont essentiellement liées aux activités minières souterraines, dans les mines de charbon en exploitation, et dans les mines de charbon fermées et abandonnées. Dans les mines de charbon souterraines en exploitation, la concentration de méthane dans l’air est contrôlée en permanence, car elle représente un risque pour la santé et la sécurité. Dans le cas des mines de charbon souterraines, la grande majorité des émissions de méthane survient au niveau des systèmes de ventilation et de captage ou dégazage, qui représentent les deux principaux moyens de réduire les concentrations de méthane dans les galeries d’air d’une mine de charbon. (54) Une fois que la production a cessé et que la mine de charbon est fermée ou abandonnée, cette dernière continue de rejeter du méthane, appelé «méthane de mine abandonnée». Ces émissions de méthane proviennent généralement de sources ponctuelles bien définies, telles que des puits d’aérage ou des évents de décompression. Avec l’ambition climatique accrue et la transition de la production énergétique vers des sources d’énergie à moindre intensité de carbone, les émissions de méthane de mine abandonnée devraient augmenter dans l’Union. On estime que même dix ans après l’arrêt des activités minières, du méthane continue d’être émis par les mines de charbon non ennoyées à des taux atteignant 40 % environ de ceux enregistrés lors de la fermeture. De plus, le traitement du méthane de mine abandonnée reste fragmenté en raison des différences dans les droits et obligations en matière de propriété et d’exploitation dans l’Union. Par conséquent, les États membres devraient mettre en place des inventaires des mines de charbon souterraines fermées et des mines de charbon souterraines abandonnées dont l’exploitation a cessé après le 3 août 1954, et la partie responsable identifiée devrait être tenue d’installer des dispositifs de mesure des émissions de méthane. (55) Les mines de charbon à ciel ouvert en exploitation dans l’Union produisent du lignite et émettent moins de méthane que les mines de charbon souterraines. Les mines de lignite au sein de l’Union sont principalement des mines de charbon à ciel ouvert, à l’exception d’une mine de lignite souterraine dans un État membre. Selon l’inventaire des gaz à effet de serre de l’Union, en 2019, les mines de charbon à ciel ouvert en exploitation ont émis 166 kilotonnes de méthane, contre 828 kilotonnes de méthane provenant des mines de charbon souterraines. La mesure des émissions de méthane provenant des mines de charbon à ciel ouvert pose de multiples problèmes en raison de la tendance du méthane à se diffuser sur une vaste superficie. Par conséquent, et malgré la disponibilité de technologies adéquates, les émissions de méthane provenant des mines de charbon à ciel ouvert sont rarement mesurées. Les émissions de (14) Règlement (CE) no 166/2006 du Parlement européen et du Conseil du 18 janvier 2006 concernant la création d’un registre européen des rejets et des transferts de polluants, et modifiant les directives 91/689/CEE et 96/61/CE du Conseil (JO L 33 du 4.2.2006, p. 1). ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj JO L du 15.7.2024 FR méthane provenant des mines de charbon à ciel ouvert peuvent être calculées à l’aide de facteurs d’émission spécifiques au bassin et, avec une plus grande précision, à l’aide de facteurs d’émission spécifiques à la mine ou au gisement, étant donné que les bassins houillers se composent de gisements ayant différentes capacités de production de méthane. Les facteurs d’émission peuvent être calculés en mesurant la teneur en gaz des veines dans lesquelles des échantillons ont été prélevés par carottage. Les exploitants de mines devraient donc quantifier les émissions de méthane dans les mines de charbon à ciel ouvert à l’aide de tels facteurs d’émission. (56) Les émissions de méthane provenant des mines de charbon souterraines totalement ennoyées tendent à diminuer nettement au fil du temps, à mesure que les conditions hydrogéologiques se stabilisent à la suite de la fermeture de la mine de charbon et de la fin du procédé d’ennoyage. Par conséquent, il devrait être possible d’exempter ces mines de charbon des obligations en matière de quantification, dans des cas dûment justifiés. (57) Les exploitants de mines devraient procéder à une mesure et à une quantification en continu des émissions de méthane provenant des puits d’aérage des mines de charbon souterraines, et à une mesure en continu du méthane mis à l’évent et brûlé dans les stations de captage. Ils devraient utiliser des facteurs d’émission spécifiques pour les mines de charbon à ciel ouvert. Ils devraient communiquer ces données aux autorités compétentes. (58) Les mines de charbon souterraines en exploitation, fermées ou abandonnées sont celles où les émissions de méthane peuvent le plus efficacement être atténuées. L’atténuation efficace des émissions de méthane provenant des mines de charbon à ciel ouvert en exploitation, fermées ou abandonnées est actuellement limitée par la technologie. Cependant, afin de favoriser la recherche et le développement dans les technologies d’atténuation de ces émissions de méthane à l’avenir, une surveillance, une déclaration et une vérification efficaces et détaillées de l’ampleur de ces émissions de méthane devraient être mises en place. (59) Les mines de charbon souterraines en exploitation sont des mines de charbon thermique ou de charbon à coke. Le charbon thermique est essentiellement utilisé comme source d’énergie et le charbon à coke comme combustible et comme réactif dans l’aciérie. Tant les mines de charbon thermique que celles de charbon à coke devraient faire l’objet d’une mesure, d’une déclaration et d’une vérification ainsi que de mesures d’atténuation en ce qui concerne les émissions de méthane. Les mesures d’atténuation devraient être mises en œuvre par élimination progressive de l’éventage et du torchage. Les mesures d’atténuation ne devraient pas entraîner de détérioration de la sécurité des travailleurs. (60) Pour les mines de charbon souterraines en exploitation, les mesures d’atténuation devraient être mises en œuvre par l’élimination progressive des dispositifs de torchage dont le niveau d’efficacité de destruction et d’élimination dès la conception est inférieur à 99 %. Si l’ennoyage des mines de charbon souterraines fermées ou abandonnées peut prévenir les émissions de méthane, cette solution n’est pas systématiquement appliquée et présente des risques pour l’environnement. Dans ces mines de charbon, les dispositifs de torchage dont le niveau d’efficacité de destruction et d’élimination dès la conception est inférieur à 99 % devraient également être progressivement supprimés. Étant donné que les contraintes géologiques et les considérations environnementales empêchent l’application d’une approche unique en ce qui concerne les mines de charbon souterraine …