l’accès au site et la présentation de documents ou de registres.
\nELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj 21/61 FR JO L du 15.7.2024
\n1.
\nLes 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.
\nLes 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.
\n2.
\nLes vérificateurs qui sont des personnes morales sont accrédités par un organisme national d’accréditation conformément au règlement (CE) no 765/2008.
\nEn l’absence de dispositions spécifiques du présent règlement concernant l’accréditation des vérificateurs, le règlement (CE) no 765/2008 s’applique.
\n3.
\nLes 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.
\n4.
\nLorsqu’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.
\n1.
\nDans 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:
\n2.
\nLa 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.
\n22/61 ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj FR JO L du 15.7.2024
\nÉMISSIONS DE MÉTHANE DANS LES SECTEURS DU PÉTROLE ET DU GAZ
\nLe présent chapitre s’applique aux activités visées à l’article 1er, paragraphe 2, points a), b) et c).
\n1.
\nAu 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.
\n2.
\nLes 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:
\nLorsqu’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.
\n3.
\nLes 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:
\nAvant 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.
\n4.
\nLes rapports prévus au présent article couvrent la dernière année civile pour laquelle des données sont disponibles et comprennent au moins les informations suivantes:
\nELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj 23/61 FR JO L du 15.7.2024 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.
\nJusqu’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.
\n5.
\nLes 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.
\nLes 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.
\n6.
\nLes 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:
\nLe 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.
\nAux 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.
\nSi 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.
\n7.
\nLorsque des informations sont confidentielles conformément à la directive (UE) 2016/943 du Parlement européen et du Conseil (24), 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.
\n8.
\nLes 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.
\nLes exploitants prennent toutes les mesures d’atténuation appropriées pour prévenir et réduire au minimum les émissions de méthane dans le cadre de leurs activités.
\nELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj FR JO L du 15.7.2024
\n1.
\nAu 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»).
\nLe 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.
\nJusqu’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.
\nLes autorités compétentes peuvent exiger de l’exploitant qu’il modifie le programme LDAR en tenant compte des exigences du présent règlement.
\n2.
\nLes 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.
\nEn 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.
\nDans 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.
\nAprès 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:
\n3.
\nSans 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.
\n4.
\nDans le cadre des enquêtes LDAR, les exploitants peuvent utiliser des technologies de détection avancées, à condition que:
\n5.
\nPar 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:
\nELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj 25/61 FR JO L du 15.7.2024
\nSi, 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.
\nL’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.
\n6.
\nLes enquêtes LDAR sont effectuées à l’aide de dispositifs de détection permettant d’identifier les fuites comme suit, pour chaque type de composant:
\n7.
\nAu plus tard le 5 août 2025, la Commission précise, par voie d’un acte d’exécution:
\nCes 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.
\nJusqu’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.
\n8.
\nLes 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:
\n26/61 ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj JO L du 15.7.2024 FR
\n9.
\nLa 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.
\nLorsqu’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.
\nCes 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.
\nLes exploitants accordent la priorité à la réparation des fuites plus importantes.
\nLes 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.
\nLes aspects de sécurité, administratifs et techniques visés au présent paragraphe se limitent aux éléments suivants:
\n10.
\nLorsque 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.
\nTout exploitant fournit sans tarder aux autorités compétentes tous les éléments de preuve nécessaires justifiant sa décision de retarder la réparation.
\nELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj 27/61 FR JO L du 15.7.2024 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.
\n11.
\nLes 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.
\n12.
\nNonobstant le paragraphe 2, les exploitants contrôlent les composants sur lesquels ont été constatées des émissions de méthane:
\nLorsqu’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.
\n13.
\nSans 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.
\nLes exploitants conservent l’enregistrement pendant au moins dix ans et fournissent ces informations aux autorités compétentes sur demande.
\n14.
\nTous 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.
\nLes 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.
\n15.
\nLes 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.
\n16.
\nLes 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.
\n17.
\nSans préjudice des directives 2008/56/CE (26) et 2013/30/UE (27) 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.
\n1.
\nL’éventage est interdit sauf dans les cas prévus au présent article. Le torchage systématique est interdit.
\n2.
\nL’éventage ou le torchage ne sont autorisés qu’en cas d’urgence ou de dysfonctionnement.
\nDirective 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil du 12 juin 2013 relative à la sécurité des opérations pétrolières et gazières en mer et modifiant la directive 2004/35/CE (JO L 178 du 28.6.2013, p. 66).
\nNonobstant 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.
\nL’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:
\n4.
\nLorsque 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.
\n5.
\nLes 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.
\n6.
\nOutre 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.
\n7.
\nLorsqu’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.
\nELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj 29/61 FR JO L du 15.7.2024 8.
\nLes 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.
\n1.
\nLes exploitants notifient aux autorités compétentes les événements d’éventage et de torchage:
\nLa 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.
\nPar dérogation au premier alinéa, le torchage contrôlé ayant lieu pendant les arrêts est déclaré dans le rapport annuel.
\n2.
\nLes 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.
\n1.
\nLorsqu’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 %.
\n2.
\nLes 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.
\n3.
\nLes 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.
\nEn 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.
\nLorsqu’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.
\n4.
\nEn 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.
\n30/61 ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj FR JO L du 15.7.2024
\n1.
\nAu 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.
\nLes 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.
\n2.
\nPar dérogation au paragraphe 1, les États membres qui notifient à la Commission des preuves de l’existence d’un total d’au moins 40 000 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:
\nCe plan est soumis à l’approbation des autorités compétentes.
\n3.
\nSans 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.
\nCes 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.
\nLorsque 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.
\nLes rapports concernant les puits inactifs et les puits temporairement bouchés situés dans les États membres comptant un total d’au moins 40 000 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.
\n4.
\nLorsque 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.
\nLorsque 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.
\nELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj 31/61 FR JO L du 15.7.2024 5.
\nLorsque 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.
\n6.
\nLorsque 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.
\n7.
\nAvant 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.
\n8.
\nLes 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.
\n9.
\nAu 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.
\nPar 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.
\nLes autorités compétentes peuvent exiger de la partie responsable qu’elle modifie le plan d’atténuation en tenant compte des exigences du présent règlement.
\nLes 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.
\nLes 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:
\n10.
\nLes 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.
\n11.
\nSans 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.
\n32/61 ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj FR JO L du 15.7.2024 12.
\nSans 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.
\nÉMISSIONS DE MÉTHANE DANS LE SECTEUR DU CHARBON
\nSur veillance et établissement de rappor ts pour les mines de charbon en exploitation
\n1.
\nLa présente section s’applique aux mines de charbon souterraines et à ciel ouvert en exploitation.
\n2.
\nLes émissions de méthane provenant de mines de charbon souterraines en exploitation comprennent les émissions suivantes:
\n3.
\nLes émissions de méthane provenant de mines de charbon à ciel ouvert en exploitation comprennent les émissions suivantes:
\n1.
\nPour 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.
\n2.
\nLes 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.
\n3.
\nEn 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.
\n4.
\nLes 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.
\nELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj 33/61 FR JO L du 15.7.2024 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.
\nL’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.
\n5.
\nLe 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.
\n6.
\nAu 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.
\nCe 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.
\nAvant 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.
\n7.
\nLes 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.
\nAtténuation des émissions de méthane provenant de mines de charbon souter raines en exploitation
\nLa présente section s’applique aux émissions de méthane provenant des mines de charbon souterraines visées à l’article 19, paragraphe 2.
\n1.
\nLe 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.
\n2.
\nL’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.
\nL’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.
\nCes seuils s’appliquent par an, par mine et par exploitant, si une entité exploite plusieurs mines de charbon.
\nLes mesures prises conformément au présent paragraphe n’entraînent pas de détérioration de la sécurité des travailleurs.
\n34/61 ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj FR JO L du 15.7.2024 3.
\nAu 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.
\n4.
\nSans 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.
\n1.
\nÀ 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 %:
\nCette 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.
\n2.
\nLes 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.
\nÉmissions de méthane provenant de mines de charbon souterraines fer mées et de mines de charbon souterraines abandonnées
\nLa 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:
\n1.
\nAu 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.
\n2.
\nÀ 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.
\nL’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 ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj 35/61 FR JO L du 15.7.2024 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.
\nL’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.
\n3.
\nSi 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.
\n4.
\nÀ 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.
\nCette 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.
\n5.
\nLorsque 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.
\n6.
\nLes 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.
\nCes 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.
\nAvant 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.
\n7.
\nLes 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.
\n8.
\nLes 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.
\n1.
\nSur 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.
\nCe 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.
\n2.
\nL’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.
\n36/61 ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj FR JO L du 15.7.2024 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.
\n3.
\nUne 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.
\n4.
\nSans 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.
\nÉMISSIONS DE MÉTHANE PROVENANT DU PÉTROLE BRUT, DU GAZ NATUREL ET DU CHARBON MIS SUR LE MARCHÉ DE L’UNION
\n1.
\nAu 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.
\nLa 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.
\n2.
\nAu 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.
\nLa Commission met ces informations à disposition conformément à l’article 30.
\n1.
\nÀ 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.
\n2.
\nEn 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.
\nÀ 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.
\n3.
\nLa 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.
\nELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj 37/61 FR JO L du 15.7.2024 4.
\nLes 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.
\n5.
\nAux 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:
\n6.
\nAux 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.
\nLa procédure relative à l’établissement de l’équivalence peut être engagée à la demande d’un pays tiers ou par la Commission.
\nLa 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.
\nL’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.
\nL’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.
\nLorsqu’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 (28), le groupe de coordination pour le gaz, créé par le règlement (UE) 2017/1938 du Parlement européen et du Conseil (29), 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.
\n7.
\nLes 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.
\n(28)
\nRèglement (UE) 2017/1938 du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2017 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en gaz naturel et abrogeant le règlement (UE) no 994/2010 (JO L 280 du 28.10.2017, p. 1).
\nELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj FR JO L du 15.7.2024 8.
\nÀ 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.
\n1.
\nAu 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.
\nPour 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.
\n2.
\nAu 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.
\n3.
\nLes 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.
\n4.
\nAu 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.
\n5.
\nAu 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.
\n6.
\nSur 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 ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj 39/61 FR JO L du 15.7.2024 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.
\n1.
\nAu 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.
\n2.
\nOutre les informations mentionnées au paragraphe 1, la base de données comprend au moins les informations suivantes:
\nLa base de données pour la transparence sur le méthane sert d’outil d’information, mis à la disposition du public gratuitement.
\nIl 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.
\n40/61 ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj FR JO L du 15.7.2024 3.
\nAu 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.
\n4.
\nLes profils de performance du méthane publiés conformément au paragraphe 3 sont mis à jour chaque année et contiennent au moins, selon le cas:
\n5.
\nLes profils de performance du méthane publiés conformément au paragraphe 3 sont mis à la disposition du public en ligne gratuitement.
\n6.
\nLe présent article s’applique sans préjudice de la directive (UE) 2016/943.
\n1.
\nAu 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.
\nL’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.
\n2.
\nAu plus tard le 5 février 2026, la Commission établit un mécanisme de réaction rapide pour traiter les événements super-émetteurs.
\nLa 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.
\n3.
\nLa 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.
\nLa 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.
\nELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj 41/61 FR JO L du 15.7.2024 4.
\nSur 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.
\n5.
\nLe présent article s’applique sans préjudice de la directive (UE) 2016/943.
\nDISPOSITIONS FINALES
\n1.
\nConformément 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:
\nDès 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.
\nLa 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.
\n2.
\nLorsqu’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:
\nLa 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:
\n42/61 ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj FR JO L du 15.7.2024
\n1.
\nLes 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.
\nLes sanctions ainsi prévues doivent être effectives, proportionnées et dissuasives et comportent au moins:
\nAu 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.
\n2.
\nLes 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:
\nDans 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.
\n3.
\nLorsque 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.
\n4.
\nDans 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.
\n5.
\nLes infractions suivantes, au moins, font l’objet de sanctions:
\nELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj 43/61 FR JO L du 15.7.2024
\n6.
\nLorsque 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.
\n7.
\nLes États membres prennent au moins en considération les critères indicatifs suivants pour l’imposition de sanctions, selon le cas:
\n44/61 ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj FR JO L du 15.7.2024
\n8.
\nLes 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.
\nLe cas échéant, ces informations sont communiquées conformément à l’article 22 de la directive (UE) 2024/1203 du Parlement européen et du Conseil (30).
\n1.
\nLe pouvoir d’adopter des actes délégués conféré à la Commission est soumis aux conditions fixées au présent article.
\n2.
\nLe 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.
\n3.
\nLa 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.
\n4.
\nAvant 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».
\n5.
\nAussitôt qu’elle adopte un acte délégué, la Commission le notifie au Parlement européen et au Conseil simultanément.
\n6.
\nUn 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.
\n1.
\nLa Commission est assistée par le comité de l’union de l’énergie institué par l’article 44 du règlement (UE) 2018/1999.
\nLedit comité est un comité au sens du règlement (UE) no 182/2011.
\n2.
\nLorsqu’il est fait référence au présent paragraphe, l’article 4 du règlement (UE) no 182/2011 s’applique.
\n3.
\nLorsqu’il est fait référence au présent paragraphe, l’article 5 du règlement (UE) no 182/2011 s’applique.
\n1.
\nLa 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.
\nELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj 45/61 FR JO L du 15.7.2024 2.
\nLe rapport visé au paragraphe 1 examine notamment ce qui suit:
\nCe 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.
\n3.
\nAux 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.
\nÀ l’article 15 du règlement (UE) 2019/942, le paragraphe suivant est ajouté: «8.
\nTous 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. (*) 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 (JO L, 2024/1787, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj).».
\nLe présent règlement entre en vigueur le vingtième jour suivant celui de sa publication au Journal officiel de l’Union européenne.
\nLe présent règlement est obligatoire dans tous ses éléments et directement applicable dans tout État membre.
\nFait à Bruxelles, le 13 juin 2024.
\n46/61 Par le Parlement européen Par le Conseil La présidente La présidente R. METSOLA H. LAHBIB ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj FR JO L du 15.7.2024 ANNEXE I Enquêtes sur la détection et la réparation des fuites visées à l’article 14 Partie 1 Fréquence des enquêtes LDAR 1.
\nPour tous les composants en surface et souterrains, à l’exclusion des réseaux de distribution et de transport, les enquêtes LDAR sont effectuées à la fréquence minimale suivante:
\nType d’enquête LDAR Enquête LDAR de type 1 Type de composant Station de compression Fréquence 4 mois Stockage souterrain Installation de GNL Station de régulation et de comptage Enquête LDAR de type 2 Station de vanne 9 mois Station de compression 8 mois Stockage souterrain Installation de GNL Station de régulation et de comptage Station de vanne Type d’enquête LDAR Enquête LDAR de type 1 18 mois Type de matériau Tôle bitumée Fréquence 3 mois Fonte grise Amiante (asbeste) 6 mois Fonte ductile Acier non protégé 9 mois Cuivre Polyéthylène 15 mois PVC Acier protégé Enquête LDAR de type 2 Tôle bitumée 6 mois Fonte grise Amiante (asbeste) 12 mois Fonte ductile Acier non protégé 18 mois Polyéthylène PVC Cuivre ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj 47/61 FR JO L du 15.7.2024 Type d’enquête LDAR Type de matériau Fréquence Acier protégé 30 mois Lorsque le type de matériau ne peut être déterminé, il convient d’utiliser la fréquence la plus élevée pour le type d’enquête LDAR concerné.
\n2.
\nPour tous les composants des réseaux de distribution et de transport, les enquêtes LDAR sont effectuées à la fréquence minimale suivante:
\nType d’enquête LDAR Type de composant Fréquence Enquête LDAR de type 1 Station de compression 4 mois (pression de conception > 16 bars) Station de régulation et de comptage Station de vanne 9 mois Enquête LDAR de type 2 Station de compression 8 mois (pression de conception > 16 bars) Station de régulation et de comptage Enquête LDAR de type 2 Station de vanne 18 mois Station de régulation et de comptage 9 mois Station de vanne 21 mois (pression de conception ≤ 16 bars) Type d’enquête LDAR Type de matériau Enquête LDAR de type 1 Fonte grise (pression de conception > 16 bars) Tôle bitumée Amiante (asbeste) Fréquence de l’enquête 3 mois 6 mois Fonte ductile Acier non protégé 12 mois Cuivre Polyéthylène 24 mois PVC Acier protégé Enquête LDAR de type 2 Fonte grise (pression de conception > 16 bars) Tôle bitumée Amiante (asbeste) 6 mois 12 mois Fonte ductile Acier non protégé 24 mois Cuivre 48/61 ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj FR JO L du 15.7.2024 Type d’enquête LDAR Type de matériau Polyéthylène Fréquence de l’enquête 36 mois PVC Acier protégé Enquête LDAR de type 2 Fonte grise (pression de conception ≤ 16 bars) Tôle bitumée 6 mois Amiante (asbeste) 12 mois Fonte ductile Acier non protégé 24 mois Cuivre Polyéthylène 36 mois PVC Acier protégé Lorsque le type de matériau ne peut être déterminé, il convient d’utiliser la fréquence la plus élevée pour le type d’enquête LDAR concerné.
\nLes enquêtes LDAR peuvent être réalisées selon une approche en deux étapes: premièrement à distance et, uniquement lorsqu’une fuite est détectée, par une deuxième détection aussi proche que possible de la source.
\nPour les conduites en acier protégé souterraines ou situées au-dessous du niveau de la mer dont la pression de conception est supérieure à 16 bars, les exploitants assurent également une gestion préventive de l’intégrité des conduites, fondée sur les risques, afin de prévenir toute fuite conformément aux normes européennes ou à la législation nationale en matière de gestion de l’intégrité des conduites applicables. La gestion préventive de l’intégrité des conduites comprend une surveillance constante du débit, de la composition des fluides, de la pression et de la température du gaz transporté dans le système afin de s’assurer que ces paramètres correspondent aux spécifications applicables en matière d’intégrité des conduites, ainsi que de localiser la source des émissions potentielles de méthane et d’estimer celles-ci. En tenant compte des résultats de cette gestion préventive de l’intégrité des gazoducs, l’autorité compétente peut approuver une fréquence différente pouvant aller jusqu’à 36 mois pour une enquête LDAR de type 1 et à 48 mois pour une enquête LDAR de type 2.
\n3.
\nPour tous les composants offshore, les enquêtes LDAR sont effectuées à la fréquence minimale suivante:
\nType d’enquête LDAR Enquête LDAR de type 1 Enquête LDAR de type 2 4.
\nType de composant Fréquence Composants offshore au-dessus du niveau de la mer 12 mois Composants offshore au-dessous du niveau de la mer 24 mois Composants offshore au-dessous des fonds ma rins 36 mois Composants offshore au-dessus du niveau de la mer 24 mois Pour tous les autres composants, les enquêtes LDAR de type 1 sont effectuées tous les six mois et les enquêtes LDAR de type 2 sont effectuées tous les douze mois.
\nELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj 49/61 FR JO L du 15.7.2024 Partie 2 Exigences en matière d’information concernant les dispositifs utilisés pour les enquêtes LDAR Dans le cadre du programme LDAR visé à l’article 14, paragraphe 1, les exploitants doivent fournir ce qui suit:
\n50/61 1. des informations sur le dispositif fournies par le fabricant;
\nELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj FR JO L du 15.7.2024 ANNEXE II Calendriers de réparation et de surveillance des fuites visés à l’article 14 Calendrier de réparation Le calendrier de réparation comporte au moins les éléments suivants:
\nCe calendrier de réparation est suivi d’un calendrier de surveillance post-réparation afin d’indiquer quand les réparations ou les remplacements ont été effectivement effectués.
\nCalendrier de surveillance Le calendrier de surveillance comporte au moins les éléments suivants:
\nELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj 51/61 FR JO L du 15.7.2024 ANNEXE III Déclaration des événements d’éventage et de torchage visée à l’article 16 Les exploitants notifient aux autorités compétentes au moins les informations ci-après concernant les événements d’éventage et de torchage:
\n52/61 ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj FR JO L du 15.7.2024 ANNEXE IV Inspections des torchères et d’autres dispositifs de combustion Les inspections des torchères ou d’autres dispositifs de combustion comprennent une inspection auditive, visuelle et olfactive complète, y compris une inspection visuelle externe des torchères ou des autres dispositifs de combustion, une écoute pour déceler les pertes de pression et fuites de liquide, et la recherche olfactive d’odeurs inhabituelles et fortes.
\nLes observations suivantes figurent dans le rapport:
\nAux fins du point 1), on entend par combustion inadéquate une combustion dont les émissions visibles dépassent cinq minutes au total sur toute période de deux heures consécutives ou, dans le cas d’une torchère ou d’un autre dispositif de combustion équipé d’un système de surveillance à distance ou automatisé, une combustion dont les émissions visibles dépassent cinq minutes au total sur toute période de deux heures consécutives enregistrées en direct.
\nELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj 53/61 FR JO L du 15.7.2024 ANNEXE V