(1)

Le méthane, principal composant du gaz naturel, est, après le dioxyde de carbone, le gaz qui contribue globalement le plus au changement climatique; il est responsable d’environ un tiers du réchauffement actuel.

(1)

Le méthane est, après le dioxyde de carbone, le gaz qui contribue globalement le plus au changement climatique; il est responsable d’environ un tiers du réchauffement actuel. Le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) 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 rester en dessous de 1,5  oC.

(2)

Au niveau moléculaire, bien que le méthane demeure moins longtemps dans l’atmosphère (10 à 12 ans) que le dioxyde de carbone (des centaines d’années), son effet de serre sur le climat est plus important et il contribue à la formation d’ozone, un puissant polluant atmosphérique à l’origine de graves problèmes de santé . La quantité de méthane dans l’atmosphère au niveau mondial a connu une forte augmentation ces dix dernières années.

(2)

Bien que le méthane ait un temps de séjour moyen dans l’atmosphère plus court (10 à 12 ans) que le dioxyde de carbone (des centaines d’années), son effet de serre sur le climat est 80 fois  (1 bis) plus important que celui du dioxyde de carbone (CO2) sur une période de vingt ans . La quantité de méthane dans l’atmosphère au niveau mondial a connu une forte augmentation ces dix dernières années.

(2 bis)

(3 bis)

Dans sa résolution du 21 octobre 2021 sur une stratégie de l’Union pour réduire les émissions de méthane  (1 bis) , le Parlement européen invite la Commission à analyser les implications pour les politiques et les mesures de l’utilisation d’un horizon temporel de 20 ans pour le potentiel de réchauffement planétaire, en complément de la période de 100 ans actuellement retenue conformément aux lignes directrices de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques (CCNUCC) pour les inventaires de gaz à effet de serre. Il note en outre qu’une plus grande transparence sur les conséquences à court terme des émissions de méthane sur le réchauffement climatique contribuerait à mieux informer les politiques climatiques de l’Union et souligne que l’utilisation de cette période de temps supplémentaire ne doit en aucun cas servir à retarder les actions nécessaires pour réduire aussi de manière drastique et rapide les émissions de CO2.

(4)

Selon les données des inventaires des gaz à effet de serre («GES») de l’Union, le secteur de l’énergie serait responsable de 19 % des émissions de méthane dans l’Union. Ces estimations n’incluent pas les émissions de méthane liées à la consommation d’énergie fossile de l’Union qui sont produites en dehors de l’Union.

(4)

Selon les données des inventaires des gaz à effet de serre («GES») de l’Union, 53 % des émissions anthropiques de méthane proviennent de l’agriculture, 26 % des déchets et le secteur de l’énergie serait responsable de 19 % des émissions de méthane dans l’Union. Ces estimations n’incluent pas les émissions de méthane liées à la consommation d’énergie fossile de l’Union qui sont produites en dehors de l’Union. L’Union est le premier importateur de gaz fossile au monde; elle est donc un moteur important des émissions mondiales de méthane.

(5)

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. La communication relative au pacte vert pour l’Europe (14) indique que la décarbonation du secteur du gaz sera 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 (la stratégie sur le méthane) exposant des mesures destinées à réduire les émissions de méthane dans l’UE, y compris dans le secteur de l’énergie, et à l’échelle internationale. Au moyen du règlement (UE) 2021/1119 (15) («loi européenne sur le climat»), l’Union a inscrit dans la législation l’objectif de neutralité climatique de l’ensemble de l’économie à l’horizon 2050 et a également établi un engagement contraignant pour l’Union, consistant en une réduction, dans l’UE, des émissions nettes de gaz à effet de serre (émissions après déduction des éliminations) d’au moins 55 % d’ici à 2030 par rapport aux niveaux de 1990. Pour parvenir à ce niveau de réductions d’émissions de GES, les émissions de méthane du secteur de l’énergie devraient diminuer de 58 % environ d’ici à  2030 par rapport à  2020 .

(5)

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. La communication relative au pacte vert pour l’Europe (14) indique que la décarbonation du secteur du gaz sera 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 (la stratégie sur le méthane) exposant des mesures destinées à réduire les émissions de méthane dans l’UE, y compris dans le secteur de l’énergie, et à l’échelle internationale. Au moyen du règlement (UE) 2021/1119 (15) («loi européenne sur le climat»), l’Union a inscrit dans la législation l’objectif de neutralité climatique de l’ensemble de l’économie à l’horizon 2050 et a également établi un engagement contraignant pour l’Union, consistant en une réduction, dans l’UE, des émissions nettes de gaz à effet de serre (émissions après déduction des éliminations) d’au moins 55 % d’ici à 2030 par rapport aux niveaux de 1990. Dans son analyse d’impact accompagnant le présent règlement, la Commission indique que 77 % des émissions totales de méthane prévues au-delà du niveau de référence pourront être réduites en 2030 à un niveau inférieur à  la somme des avantages sociaux et environnementaux  (15 bis) . Cela contribuera positivement à  limiter le réchauffement climatique à 1,5  oC et permettrait à l’Union de jouer un rôle de premier plan dans la lutte contre les émissions de méthane et dans le renforcement de la sécurité énergétique .

(6)

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 la «loi européenne sur le climat» et par les objectifs de réduction des émissions nationaux contraignants au titre du règlement (UE) 2018/842 (16). Cependant, il n’existe actuellement pas de cadre juridique au niveau 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 (17) relative aux émissions industrielles couvre les émissions de méthane du raffinage de pétrole et de gaz, elle ne couvre pas les autres activités du secteur de l’énergie.

(6)

Les émissions de méthane proviennent d’un large éventail de secteurs, dont l’agriculture, les déchets, les eaux résiduaires et l’énergie. 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 la «loi européenne sur le climat» et par les objectifs de réduction des émissions nationaux contraignants au titre du règlement (UE) 2018/842 (16). Cependant, il n’existe actuellement pas de cadre juridique au niveau de l’Union établissant des objectifs et des mesures spécifiques couvrant tous les secteurs en vue de réduire les émissions anthropiques de méthane entraînant une réduction significative des émissions de méthane dans l’Union d’ici à 2030, conformément à l’accord de Paris . En outre, si la directive 2010/75/UE (17) relative aux émissions industrielles couvre les émissions de méthane du raffinage de pétrole et de gaz, elle ne couvre pas les autres activités du secteur de l’énergie.

(7)

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, la collecte et le traitement de gaz fossile, le transport, la distribution et le stockage souterrain de gaz et les terminaux de gaz fossile liquide (GNL), ainsi que dans les mines de charbon souterraines et à ciel ouvert en activité, et dans les mines de charbon souterraines fermées et désaffectées.

(7)

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, la collecte et le traitement de gaz fossile, le transport, la distribution et le stockage souterrain de gaz et les terminaux de gaz fossile liquéfié (GNL), ainsi que dans les produits pétrochimiques, dans les mines de charbon souterraines et à ciel ouvert en activité, et dans les mines de charbon souterraines fermées et désaffectées.

(7 bis)

Étant donné que l’exploration et la production en amont, la collecte et le traitement de pétrole et de gaz fossile produisent également du naphta et des liquides de gaz naturel destinés au secteur pétrochimique et entraînent des émissions de méthane, le secteur pétrochimique devrait être soumis à des mesures de surveillance et de déclaration, de détection et de réparation des fuites, ainsi qu’à des limites relatives à l’éventage et au torchage similaires à celles en vigueur dans le secteur de l’énergie.

(8)

Les règles en matière de mesurage, de déclaration et de vérification 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 détection et réparation des fuites et limitation de l’éventage et du torchage, devraient s’inscrire dans un cadre juridique de l’Union approprié. Ce cadre devrait prévoir des règles visant à renforcer la transparence à l’égard des importations d’énergie fossile dans l’Union , afin de stimuler le recours aux solutions d’atténuation des émissions de méthane partout dans le monde.

(8)

Les règles en matière de mesurage, de déclaration et de vérification 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 détection et réparation des fuites et limitation de l’éventage et du torchage, assurant dans le même temps la protection des travailleurs contre les 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 conduire à la diffusion plus large des solutions d’atténuation des émissions de méthane partout dans le monde.

(9)

Le respect des obligations au titre du présent règlement est de nature à nécessiter des investissements de la part des exploitants concernés, et les coûts associés à ces investissements devraient être pris en considération dans la fixation des tarifs, conformément aux principes d’efficience.

(9)

Le respect des obligations au titre du présent règlement est de nature à nécessiter des investissements de la part des exploitants concernés, et les coûts supplémentaires associés à ces investissements devraient être pris en considération dans la fixation des tarifs, conformément aux principes d’efficience. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), les mesures de réduction du méthane sont très efficaces sur le plan des coûts dans les secteurs du pétrole et du gaz, compte tenu notamment de l’augmentation des prix du marché du gaz, et les investissements nécessaires à ces mesures seraient limités, avec une courte période de récupération  (1 bis) . Les coûts nécessaires ne devraient pas entraîner une charge financière disproportionnée pour les utilisateurs finaux et les consommateurs. Les coûts associés aux investissements dans des mesures de réduction des émissions de méthane à un coût net supérieur à zéro devraient donc être pris en compte dans la fixation des tarifs. Les ménages vulnérables devraient être protégés contre les charges financières disproportionnées du présent règlement. Les mesures appropriées prises par les exploitants en vue de prévenir et de réduire au minimum les émissions de méthane devraient être celles où l’impact sociétal des émissions est supérieur à l’impact sociétal de la mesure d’atténuation.

(10)

Chaque État membre devrait désigner au moins une autorité compétente pour contrôler que les exploitants respectent effectivement les obligations prévues dans le présent règlement et devrait informer la Commission de cette désignation et de tout changement à cet égard. Les autorités compétentes désignées devraient prendre toutes les mesures nécessaires pour garantir le respect des obligations prévues dans le présent règlement. 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 des États membres devraient former, ensemble, un réseau d’autorités publiques appliquant le présent règlement afin d’encourager une étroite coopération, et prendre les dispositions nécessaires pour échanger des informations et des bonnes pratiques et permettre des consultations.

(10)

Chaque État membre devrait désigner au moins une autorité compétente pour contrôler que les exploitants respectent effectivement les obligations prévues dans le présent règlement et devrait informer la Commission de cette désignation et de tout changement à cet égard. Les autorités compétentes désignées devraient être dotées par l’État membre de ressources financières et humaines suffisantes et devraient prendre toutes les mesures nécessaires pour garantir le respect des obligations prévues dans le présent règlement . L’autorité compétente devrait 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 des États membres devraient former, ensemble, un réseau d’autorités publiques appliquant le présent règlement afin d’encourager une étroite coopération, et prendre les dispositions nécessaires pour échanger des informations et des bonnes pratiques et permettre des consultations.

(12)

Afin de garantir l’exécution de leurs tâches, les exploitants devraient fournir aux autorités compétentes toute l’assistance qui s’impose. En outre, les exploitants 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.

(12)

Afin de garantir l’exécution de leurs tâches, les exploitants devraient fournir aux autorités compétentes toute l’assistance qui s’impose. En outre, les exploitants 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. Les États membres devraient suivre régulièrement la situation du secteur afin de détecter tout retard éventuel dans l’application du présent règlement lié à une pénurie de travailleurs qualifiés et de technologies.

(12 bis)

Conformément au règlement (CE) no 1367/2006 du Parlement européen et du Conseil  (1 bis) et à la directive 2003/4/CE du Parlement européen et du Conseil  (1 ter) , les émissions dans l’environnement constituent des informations environnementales. Tout motif de refus d’informations par les autorités des États membres ou les institutions, organes ou organismes de l’Union concernant l’accès à l’information doit donc être interprété de manière restrictive, compte tenu de l’intérêt public que présente la divulgation et du fait de savoir si les informations demandées ont trait à des émissions dans l’environnement.

(13)

Les inspections, y compris l’examen des documents et des relevés, le mesurage des émissions et le contrôle des sites, devraient constituer le principal mécanisme à la disposition des autorités compétentes. Des inspections devraient être effectuées régulièrement, sur la base d’une évaluation du risque environnemental réalisée par les autorités compétentes. 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 sont effectués conformément au présent règlement. Lorsqu’elles détectent une infraction grave aux obligations prévues dans le présent règlement, les autorités compétentes devraient notifier à l’exploitant les mesures correctives à prendre. Il convient que les autorités compétentes tiennent un registre des inspections et que les informations pertinentes soient mises à disposition, conformément à la directive 2003/4/CE du Parlement européen et du Conseil (19).

(13)

Les inspections, y compris l’examen des documents et des relevés, le mesurage des émissions et le contrôle des sites, devraient constituer le principal mécanisme à la disposition des autorités compétentes. Des inspections devraient être effectuées régulièrement, sur la base d’une évaluation du risque environnemental réalisée par les autorités compétentes. Il convient de tenir compte des mécanismes de contrôle déjà mis en place dont disposent les autorités compétentes. Les autorités compétentes devraient déterminer des exemples de bonnes pratiques. 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 sont effectués conformément au présent règlement. Lorsqu’elles détectent une infraction aux obligations prévues dans le présent règlement, les autorités compétentes devraient notifier à l’exploitant les mesures correctives à prendre. Il convient que les autorités compétentes tiennent un registre des inspections et que les informations pertinentes soient mises à disposition, conformément à la directive 2003/4/CE du Parlement européen et du Conseil (19).

(14)

Compte tenu de la proximité de certaines sources d’émissions de méthane avec des zones urbaines ou résidentielles, les personnes physiques ou morales lésées par des infractions au présent règlement devraient pouvoir introduire des plaintes dûment étayées auprès des autorités compétentes. Les plaignants devraient être tenus informés de la procédure et des décisions prises et devraient recevoir une décision finale dans un délai raisonnable à compter du dépôt de la plainte.

(14)

Compte tenu de la proximité de certaines sources d’émissions de méthane avec des zones urbaines ou résidentielles et 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 . À cet égard, le portail européen de la justice devrait permettre de déposer des plaintes et de donner accès aux autorités compétentes ainsi qu’aux informations . Les plaignants devraient être tenus informés de la procédure et des décisions prises et devraient recevoir une décision finale dans un délai raisonnable à compter du dépôt de la plainte.

(15)

Un cadre de vérification solide peut améliorer la crédibilité des données transmises. En outre, le niveau de détail et de complexité technique du mesurage des émissions de méthane nécessite une vérification en bonne et due forme des données sur les émissions de méthane transmises par les exploitants et les exploitants de mines. 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 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 (20). Les vérificateurs accrédités indépendants devraient donc veiller à ce que les déclarations d’émissions préparées par les exploitants et les exploitants de mines soient correctes et conformes aux exigences définies dans le présent règlement. Ils devraient analyser les données figurant dans les déclarations d’émissions afin d’en évaluer la fiabilité, la crédibilité et l’exactitude par rapport aux normes européennes ou internationales publiquement disponibles élaborées par des organismes indépendants et rendues applicables par la Commission. La Commission devrait donc être habilitée à adopter des actes délégués aux fins d’incorporer et de décrire l’applicabilité de telles normes européennes ou internationales. Les vérificateurs sont distincts des autorités compétentes et devraient être indépendants des exploitants et des exploitants de mines, qui devraient leur apporter toute l’assistance nécessaire pour permettre ou faciliter l’exécution des activités de vérification, notamment concernant l’accès aux installations et la présentation des documents ou des relevés.

(15)

Un cadre de vérification solide peut améliorer la crédibilité des données transmises. En outre, le niveau de détail et de complexité technique du mesurage des émissions de méthane nécessite une vérification en bonne et due forme des données sur les émissions de méthane transmises par les exploitants et les exploitants de mines. 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 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 (20). Les vérificateurs accrédités indépendants devraient donc veiller à ce que les déclarations d’émissions préparées par les exploitants et les exploitants de mines soient correctes et conformes aux exigences définies dans le présent règlement. Les activités de vérification devraient être menées conformément aux normes et méthodes européennes ou internationales en vigueur et en tenant dûment compte de la nature des activités de l’exploitant. Les vérificateurs devraient analyser les données figurant dans les déclarations d’émissions afin d’en évaluer la fiabilité, la crédibilité et l’exactitude par rapport aux normes européennes ou internationales publiquement disponibles élaborées par des organismes indépendants et rendues applicables par la Commission . Afin de garantir l’exactitude des données, les vérificateurs devraient procéder à des contrôles sur place annoncés et inopinés . La Commission devrait donc être habilitée à adopter des actes délégués aux fins d’incorporer et de décrire l’applicabilité de telles normes européennes ou internationales. Les vérificateurs sont distincts des autorités compétentes et devraient être indépendants des exploitants et des exploitants de mines, qui devraient leur apporter toute l’assistance nécessaire pour permettre ou faciliter l’exécution des activités de vérification, notamment concernant l’accès aux installations et la présentation des documents ou des relevés.

(16)

Les informations contenues dans les déclarations d’émissions présentées aux autorités compétentes devraient être transmises à la Commission eu égard à  un rôle de vérification qui sera attribué à 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 entreprises pour quantifier leurs émissions. Les critères de référence à cet égard pourraient inclure les normes et documents d’orientation de l’OGMP. Les informations produites par l’IMEO devraient être mises à la disposition du public et la Commission devrait utiliser ces informations pour remédier aux éventuelles insuffisances décelées concernant le mesurage, la déclaration et la vérification des données sur les émissions de méthane.

(16)

Dans le cadre de l’exécution de leurs obligations et de l’exercice des pouvoirs que leur confère le présent règlement, les vérificateurs, les autorités compétentes et la Commission 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 et les exploitants de mines pour quantifier leurs émissions. Les critères de référence à cet égard pourraient inclure le cadre d’information, les modèles et les documents d’orientation de l’Oil and Gas Methane Partnership (OGMP) .

(17)

L’IMEO a été créé par l’Union en octobre 2020 en partenariat avec le Programme des Nations unies pour l’environnement, la Coalition pour le climat et l’air pur, et l’Agence internationale de l’énergie, et lancé 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 fait partie du Programme des Nations unies pour l’environnement, qui a conclu un mémorandum d’entente avec l’Union européenne. Son rôle est crucial pour la vérification des données sur les émissions de méthane dans le secteur de l’énergie, et il y a lieu d’établir des relations appropriées afin de donner effet aux tâches de vérification qui lui ont été confiées. Comme l’IMEO n’est pas un organe de l’Union et n’est pas soumis au droit de l’Union, il est essentiel de veiller à ce qu’il prenne des mesures appropriées pour garantir la protection des intérêts de l’Union et de ses États membres .

(17)

L’IMEO a été créé par l’Union en octobre 2020 en partenariat avec le Programme des Nations unies pour l’environnement, la Coalition pour le climat et l’air pur, et l’Agence internationale de l’énergie, et lancé 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 devrait jouer un rôle dans l’identification des super-émetteurs au moyen d’un système de détection précoce et d’alerte .

(25)

Pour que le mesurage et la déclaration soient efficaces, il convient de contraindre les entreprises pétrolières et gazières à  mesurer et à déclarer les émissions de méthane par source, et à mettre des données agrégées à la disposition des États membres afin que ces derniers puissent améliorer l’exactitude de la déclaration de leurs inventaires. En outre, la vérification efficace des données déclarées par les entreprises est nécessaire et, afin de limiter la charge administrative pour les exploitants, la déclaration devrait être organisée annuellement.

(25)

Pour que la quantification et la déclaration soient efficaces, il convient de contraindre les entreprises pétrolières et gazières à  quantifier et à déclarer les émissions de méthane par source, et à mettre des données agrégées à la disposition des États membres afin que ces derniers puissent améliorer l’exactitude de la déclaration de leurs inventaires. En outre, la vérification efficace des données déclarées par les entreprises est nécessaire et, afin de limiter la charge administrative pour les exploitants, la déclaration devrait être organisée annuellement.

(27)

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. Il permet d’utiliser des facteurs d’émission spécifiques. La déclaration de niveau 5 de l’OGMP 2.0 requiert l’ajout de mesures complémentaires au niveau du site. 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. Sur la base de l’approche adoptée dans l’OGMP 2.0 à l’égard de la déclaration au niveau de la source et compte tenu du fait que de nombreuses entreprises de l’Union avaient déjà adhéré à l’OGMP 2.0 en 2021, les exploitants de l’Union devraient être tenus de fournir des mesures directes au niveau de la source de leurs émissions dans un délai de 24  mois pour les actifs exploités et de 36  mois pour les actifs non exploités. 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’ainsi améliorer la confiance dans les émissions déclarées. À l’instar de l’OGMP 2.0, le présent règlement impose des mesures au niveau du site afin de compléter les mesures au niveau de la source.

(27)

Le dernier 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. Il permet d’utiliser des facteurs d’émission spécifiques. La déclaration de niveau 5 de l’OGMP 2.0 requiert l’ajout de mesures complémentaires au niveau du site. 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. Sur la base de l’approche adoptée dans l’OGMP 2.0 à l’égard de la déclaration au niveau de la source et compte tenu du fait que de nombreuses entreprises de l’Union avaient déjà adhéré à l’OGMP 2.0 en 2021, les exploitants de l’Union devraient être tenus de fournir des mesures directes au niveau de la source de leurs émissions dans un délai de 12  mois pour les actifs exploités et de 24  mois pour les actifs non exploités. 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’ainsi améliorer la confiance dans les émissions déclarées. À l’instar de l’OGMP 2.0, le présent règlement impose des mesures au niveau du site afin de compléter la quantification au niveau de la source.

(30)

Si l’éventage du méthane est généralement intentionnel et le résultat de procédés ou d’activités et de dispositifs destinés à cet effet , il peut aussi être involontaire, comme en cas de dysfonctionnement .

(30)

Le torchage et l’éventage du méthane sont intentionnels et le résultat de procédés ou d’activités et de dispositifs destinés à cet effet.

(31 bis)

Les entreprises membres de l’initiative pour le climat dans les domaines du pétrole et du gaz (Oil and Gas Climate Initiative, OGCI), dont beaucoup ont leur siège en Europe, se sont engagées à abaisser l’intensité de méthane à 0,2  % d’ici à 2025 et ont commencé à déployer des efforts d’atténuation. Les entreprises membres de l’OGCI ont atteint dès 2020 leur niveau initial d’intensité de méthane en amont pour 2025 et ont atteint 0,17  % en 2021. Plusieurs grands producteurs européens déclarent avoir atteint une intensité de méthane en amont et au niveau intermédiaire bien inférieure à ce niveau. La Commission devrait donc étudier la possibilité d’introduire une norme de performance ambitieuse en matière d’intensité des émissions de méthane en amont inférieure ou égale à 0,2  % et proposer un système de mesure et des dispositions pour mettre en œuvre la norme de performance appropriée.

(32)

Plus précisément, les émissions de méthane dues aux fuites sont le plus souvent réduites grâce à des études de détection et de réparation des fuites («LDAR»), réalisées pour détecter les fuites et suivies de leur réparation . Il convient donc que les exploitants mènent au moins des études LDAR périodiques qui devraient aussi couvrir les composants à l’origine de l’éventage du méthane, afin d’étudier l’éventage involontaire de méthane .

(32)

Plus précisément, les émissions de méthane dues aux fuites sont le plus souvent réduites grâce à des études de détection et de réparation des fuites («LDAR»), réalisées pour détecter les fuites puis les réparer ou pour remplacer les composants présentant une fuite . Il convient donc que les exploitants mènent au moins des études LDAR périodiques qui devraient aussi couvrir les composants à l’origine de l’éventage du méthane, afin de vérifier la présence d’équipements défaillants .

(33)

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’études 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 nouvelles technologies et méthodes de LDAR, afin de prévenir le verrouillage technologique, au détriment de la protection de l’environnement. De nouvelles technologies et méthodes de détection continuent de voir le jour et les États membres devraient encourager l’innovation dans ce secteur, afin que les méthodes les plus précises et les plus rentables puissent être adoptées .

(33)

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’études 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 et de nouvelles technologies et méthodes de LDAR, afin de prévenir le verrouillage technologique, au détriment de la protection de l’environnement. De nouvelles technologies et méthodes de détection continuent de voir le jour et les États membres devraient encourager l’innovation dans ce secteur, afin que les composants et les technologies et méthodes de LDAR les plus exempts de fuites, les plus précis et les plus rentables puissent être adoptés .

(33 bis)

Une approche harmonisée bénéficie de spécifications normalisées visant à identifier ou détecter les rejets de méthane à l’aide de différents instruments et technologies et pouvant être fixées sur la base ou au moyen de normes européennes ou, en l’absence de telles normes, sur la base ou au moyen de normes internationales. En l’absence de normes européennes adéquates, la Commission devrait envisager de demander aux organisations européennes de normalisation concernées d’adopter de telles normes conformément au règlement (UE) no 1025/2012 du Parlement européen et du Conseil. La Commission devrait donc être habilitée à adopter des actes délégués aux fins d’établir de telles spécifications.

(34)

Les obligations en matière d’études LDAR devraient refléter un certain nombre de bonnes pratiques. Les études LDAR devraient avoir pour objectif premier de détecter et de réparer les fuites , et non de les quantifier, et les zones présentant un risque plus élevé de fuites devraient être contrôlées plus fréquemment ; la fréquence des études devrait être déterminée non seulement par la nécessité de réparer les composants d’où le méthane s’échappe dans des quantités supérieures 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 de fuite de méthane est détecté, les autorités compétentes devraient être autorisées à recommander une fréquence plus élevée d’études pour les composants en question ; toutes les fuites, quelle que soit leur taille, devraient être consignées et surveillées , 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 futures technologies de détection des émissions de méthane plus avancées , la taille de la fuite de méthane à partir de laquelle une réparation est justifiée devrait être spécifiée , tout en laissant aux exploitants le choix du dispositif de détection. Le cas échéant, une surveillance continue peut être utilisée dans le contexte du présent règlement.

(34)

Les obligations en matière d’études LDAR devraient refléter un certain nombre de bonnes pratiques. Les études LDAR devraient avoir pour objectif premier de détecter et d’éliminer aussi vite que possible les fuites par la réparation ou le remplacement du composant présentant une fuite, et non de les quantifier ; la fréquence des études devrait être déterminée par la nécessité de réparer ou de remplacer les composants par une technologie offrant une plus grande étanchéité ; toutes les fuites, quelle que soit leur taille, devraient être réparées , 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 futurs composants ou technologies de détection des émissions de méthane plus avancés , les exigences minimales applicables au dispositif et la méthode utilisée pour la détection des fuites devraient être spécifiées , en fonction de leur efficacité avérée .

(34 bis)

Aujourd’hui, de nombreuses fuites sont dues à des technologies anciennes et à un mauvais entretien. Ces technologies devraient être rapidement remplacées par de nouvelles solutions innovantes. Le programme de détection et de réparation des fuites devrait donc indiquer comment l’exploitant entend recenser les composants présentant un risque élevé de fuite de méthane et expliquer comment il entend remplacer tous ces composants par de nouvelles technologies innovantes garantissant une protection à long terme contre les fuites futures.

(35)

L’éventage est le rejet de méthane non brûlé dans l’atmosphère, soit intentionnellement par des procédés, des activités ou des dispositifs destinés à cet effet , soit involontairement dans le cas d’un dysfonctionnement . Compte tenu de son puissant effet d’émission de GES, l’éventage devrait être interdit, sauf en cas d’urgence, de dysfonctionnement ou au cours d’événements bien précis lors desquels l’éventage est inévitable.

(35)

L’éventage est le rejet de méthane non brûlé dans l’atmosphère, intentionnellement par des procédés, des activités ou des dispositifs destinés à cet effet. Compte tenu de son puissant effet d’émission de GES, l’éventage devrait être interdit, sauf en cas d’urgence, de dysfonctionnement ou au cours d’événements bien précis lors desquels l’éventage est inévitable. 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 à émission nulle.

(36)

Le torchage est la combustion contrôlée de méthane aux fins de son élimination dans un dispositif destiné à ladite combustion. Lorsqu’il a lieu au cours de la production normale de pétrole ou de gaz fossile et en raison de l’absence d’installations ou d’une géologie propices à la réinjection de méthane, à son utilisation sur place ou à son acheminement vers un marché, il est considéré comme un torchage systématique. Le torchage systématique devrait être interdit. Il ne devrait être permis que lorsqu’il constitue la seule alternative à l’éventage et lorsque l’éventage n’est pas interdit. L’éventage est plus nocif pour l’environnement que le torchage, car le gaz émis contient généralement des niveaux élevés de méthane, alors que le torchage oxyde le méthane en dioxyde de carbone.

(36)

Le torchage est la combustion contrôlée de méthane aux fins de son élimination dans un dispositif destiné à ladite combustion. Lorsqu’il a lieu au cours de la production normale de pétrole ou de gaz fossile et en raison de l’absence d’installations ou d’une géologie propices à la réinjection de méthane, à son utilisation sur place ou à son acheminement vers un marché, il est considéré comme un torchage systématique. Le torchage systématique devrait être interdit. Il ne devrait être permis que lorsqu’il constitue la seule alternative à l’éventage et lorsque l’éventage n’est pas interdit ; par conséquent, en l’absence d’autre choix, le torchage devrait toujours être préféré à l’éventage. Toutefois, selon l’AIE  (1 bis) , au niveau mondial, 143 milliards de mètres cubes de gaz fossile ont été brûlés en 2021, soit à peu près l’équivalent du volume total de gaz naturel importé en Allemagne, en France et aux Pays-Bas. Il en a résulté le rejet direct de 270 millions de tonnes de CO2 et de près de 8 millions de tonnes de méthane (240 millions de tonnes équivalent CO2) . L’éventage est plus nocif pour l’environnement que le torchage, car le gaz émis contient généralement des niveaux élevés de méthane, alors que le torchage oxyde le méthane en dioxyde de carbone. Selon l’AIE, la réduction du torchage, de l’éventage et des fuites de méthane permettrait de soulager plus immédiatement les marchés du gaz que l’investissement dans un nouvel approvisionnement. Selon les estimations de l’AIE  (1 ter) , près de 210 milliards de mètres cubes de gaz naturel pourraient être mis à la disposition des marchés gaziers grâce à un effort mondial visant à éliminer le torchage non urgent et à réduire les émissions de méthane provenant des opérations pétrolières et gazières.

(37)

Le recours au torchage en guise d’alternative à l’éventage exige que les dispositifs de torchage permettent une combustion efficiente du méthane. C’est pourquoi une obligation d’efficience de combustion devrait aussi être prévue pour les cas dans lesquels le torchage est admissible. L’utilisation de brûleurs pilotes, qui permettent un allumage plus fiable en raison du fait qu’ils ne sont pas affectés par le vent, devrait aussi être imposée.

(37)

Le recours au torchage en guise d’alternative à l’éventage exige que les dispositifs de torchage permettent une combustion efficiente du méthane. C’est pourquoi une obligation d’efficience de combustion devrait aussi être prévue pour les cas dans lesquels le torchage est admissible. L’utilisation d’un dispositif 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.

(40)

Les émissions de méthane provenant des puits de pétrole et de gaz inactifs posent des risques pour la santé, la sécurité et l’environnement. Les obligations en matière de surveillance et de déclaration devraient donc continuer de s’appliquer, et ces puits et leurs sites devraient être réhabilités et assainis. Dans ces cas, les États membres devraient jouer un rôle prédominant, en particulier afin d’établir des inventaires et des plans d’atténuation.

(40)

Les émissions de méthane provenant des puits de pétrole et de gaz inactifs posent des risques pour la santé, la sécurité et l’environnement. Les obligations en matière de surveillance et de déclaration devraient donc continuer de s’appliquer, et ces puits et leurs sites devraient être réhabilités et assainis. Dans ces cas, les États membres devraient jouer un rôle prédominant, en particulier afin d’établir des inventaires et des plans d’atténuation dans des délais clairement définis .

(44)

Une fois la production arrêtée et la mine fermée ou désaffectée, cette dernière continue de rejeter du méthane, appelé méthane de mine abandonnée. Ces émissions 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 à moindre intensité de carbone, les émissions de méthane de mine abandonnée devraient augmenter dans l’Union. On estime que même 10 ans après l’arrêt des activités minières, du méthane continue d’être émis par les mines non inondées à des taux atteignant 40 % environ des émissions enregistrées lors de la fermeture25. De plus, le traitement du méthane de mine abandonnée reste fragmenté en raison des différences dans les droits de propriété et d’exploitation dans l’UE. Les États membres devraient donc mettre en place des inventaires des actifs en charbon des mines fermées et désaffectées, et eux-mêmes ou les parties responsables identifiées devraient être tenus d’installer des dispositifs de mesure des émissions de méthane.

(44)

Une fois la production arrêtée et la mine fermée ou désaffectée, cette dernière continue de rejeter du méthane, appelé méthane de mine abandonnée. Ces émissions 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 à moindre intensité de carbone, les émissions de méthane de mine abandonnée devraient augmenter dans l’Union. On estime que même 10 ans après l’arrêt des activités minières, du méthane continue d’être émis par les mines non inondées à des taux atteignant 40 % environ des émissions enregistrées lors de la fermeture25. De plus, le traitement du méthane de mine abandonnée reste fragmenté en raison des différences dans les droits de propriété et d’exploitation dans l’UE. Les États membres devraient donc mettre en place des inventaires des actifs en charbon des mines fermées et désaffectées, et eux-mêmes ou les parties responsables identifiées devraient être tenus d’installer des dispositifs de mesure des émissions de méthane. Des exemples de bonnes pratiques devraient être recensés et intégrés dans d’éventuelles lignes directrices pour le traitement du méthane de mine abandonnée.

(48)

Les mines souterraines 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 à coke que celles de charbon thermique devraient faire l’objet d’un mesurage, d’une déclaration et d’une vérification des émissions de méthane.

(48)

Les mines souterraines 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 à coke que celles de charbon thermique devraient faire l’objet d’un mesurage, d’une déclaration et d’une vérification ainsi que de mesures d’atténuation des émissions de méthane.

(49)

Pour les mines de charbon souterraines en activité, les émissions de méthane devraient être atténuées par élimination progressive de l’éventage et du torchage. Pour les mines de charbon souterraines fermées ou désaffectées, si l’inondation de la mine peut prévenir les émissions de méthane, cette solution n’est cependant pas systématiquement appliquée et présente des risques pour l’environnement. L’éventage et le torchage dans ces mines devraient également être progressivement supprimés. Étant donné que les contraintes géologiques et les considérations environnementales empêchent l’application d’une approche unique en vue d’atténuer les émissions de méthane dans les mines de charbon souterraines désaffectées (31), les États membres devraient établir leur propre plan d’atténuation, en prenant en considération ces contraintes et la faisabilité technique de l’atténuation des émissions de méthane de mines désaffectées.

(49)

Pour les mines de charbon souterraines en activité, les émissions de méthane devraient être atténuées par élimination progressive de l’éventage et du torchage présentant une efficacité inférieure à 99 % . Pour les mines de charbon souterraines fermées ou désaffectées, si l’inondation de la mine peut prévenir les émissions de méthane, cette solution n’est cependant pas systématiquement appliquée et présente des risques pour l’environnement. L’éventage et le torchage présentant une efficacité inférieure à 99 % dans ces mines devraient également être progressivement supprimés. Étant donné que les contraintes géologiques et les considérations environnementales empêchent l’application d’une approche unique en vue d’atténuer les émissions de méthane dans les mines de charbon souterraines désaffectées (31), les États membres devraient établir leur propre plan d’atténuation, en prenant en considération ces contraintes et la faisabilité technique de l’atténuation des émissions de méthane de mines désaffectées.

(49 bis)

Afin de réduire les émissions de méthane provenant des mines de charbon en exploitation, l’Union devrait soutenir des systèmes d’incitation à la réduction des émissions de méthane. Ces systèmes peuvent notamment encourager les investissements dans le captage et l’injection de méthane dans le réseau, la réduction des émissions de méthane provenant des puits d’aérage et du torchage. L’Union devrait prendre des mesures décisives pour mobiliser ses ressources financières destinées aux investissements dans les technologies de réduction du méthane dans toutes les mines en exploitation et abandonnées. Lorsque le soutien de l’Union n’est pas suffisant pour soutenir cet objectif, il convient d’encourager des systèmes spécifiques de redevances et de droits clairement structurés de manière à faciliter les investissements dans la réduction des émissions de méthane, entre autres dans le cadre des programmes d’aides d’État visant au démantèlement des capacités de production de charbon.

(51)

L’Union dépend des importations pour 70 % de sa consommation de houille, 97 % de sa consommation de pétrole, et 90 % de sa consommation de gaz fossile. On ne connaît pas précisément l’ampleur , l’origine ou la nature des émissions de méthane liées à  l’énergie fossile consommée dans l’Union mais produite dans des pays tiers .

(51)

L’Union dépend des importations pour 70 % de sa consommation de houille, 97 % de sa consommation de pétrole, et 90 % de sa consommation de gaz fossile. L’AIE estime qu’en 2020, les émissions de méthane associées aux importations de pétrole et de gaz dans l’Union représentaient environ 9 000 kilotonnes de méthane  (1 bis) , contre 1 033 kilotonnes d’émissions de méthane provenant du pétrole et du gaz, selon les estimations , dans l’Union en 2019  (1 ter) . Alors que la part des émissions mondiales de méthane d’origine humaine en Europe est estimée à  environ 6 %  (1 quater) , la consommation de combustibles fossiles produits en dehors de l’Union et la dépendance à l’égard des importations de ces combustibles ajoutent donc des niveaux importants d’émissions de méthane imputables à la consommation au sein de l’Union .

(52)

Les effets sur le réchauffement climatique causés par les émissions de méthane sont transfrontières. Bien que certains pays producteurs d’énergie fossile commencent à agir au niveau national pour réduire les émissions de méthane de leurs secteurs de l’énergie, de nombreux exportateurs ne sont soumis à aucune réglementation sur leurs marchés intérieurs respectifs. Ces exploitants ont besoin d’incitations claires à réduire leurs émissions de méthane, et des informations transparentes sur les émissions de méthane devraient donc être mises à disposition des marchés .

(52)

Les effets sur le réchauffement climatique causés par les émissions de méthane sont transfrontières. Bien que certains pays producteurs d’énergie fossile commencent à agir au niveau national pour réduire les émissions de méthane de leurs secteurs de l’énergie, de nombreux exportateurs ne sont soumis à aucune réglementation sur leurs marchés intérieurs respectifs. Ces exploitants ont besoin d’incitations claires à réduire leurs émissions de méthane, et le présent règlement doit donc couvrir l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement .

(54)

Comme annoncé dans la communication sur la stratégie de l’UE relative au méthane (34), l’Union est déterminée à travailler en coopération avec ses partenaires énergétiques et les autres principaux pays importateurs d’énergie fossile pour lutter contre les émissions de méthane au niveau mondial. La diplomatie énergétique en matière d’émissions de méthane a déjà donné des résultats significatifs. En septembre 2021, l’Union et les États-Unis ont annoncé l’engagement mondial sur le méthane, un engagement politique à réduire les émissions mondiales de méthane de 30 % d’ici à 2030 (par rapport aux niveaux de 2020) pris lors de la conférence des Nations unies sur les changements climatiques (COP 26) en novembre 2021 à Glasgow. Plus de cent pays se sont engagés à apporter leur soutien, ce qui représente près de la moitié des émissions anthropiques de méthane. L’engagement mondial sur le méthane inclut un engagement à progressivement utiliser les meilleures méthodes d’inventaire disponibles pour quantifier les émissions de méthane , en se concentrant plus particulièrement sur les sources majeures d’émissions .

(54)

Comme annoncé dans la communication sur la stratégie de l’UE relative au méthane (34), l’Union est déterminée à travailler en coopération avec ses partenaires énergétiques et les autres principaux pays importateurs d’énergie fossile pour lutter contre les émissions de méthane au niveau mondial. La diplomatie énergétique en matière d’émissions de méthane a déjà donné des résultats significatifs. En septembre 2021, l’Union et les États-Unis ont annoncé l’engagement mondial sur le méthane, un engagement politique à  prendre des mesures volontaires pour contribuer à un effort collectif visant à réduire les émissions mondiales de méthane de 30 % d’ici à 2030 (par rapport aux niveaux de 2020) pris lors de la conférence des Nations unies sur les changements climatiques (COP 26) en novembre 2021 à Glasgow. Plus de cent pays se sont engagés à apporter leur soutien, ce qui représente près de la moitié des émissions anthropiques de méthane. L’engagement mondial sur le méthane inclut un engagement à progressivement utiliser les meilleures méthodes d’inventaire disponibles pour quantifier les émissions de méthane.

(57)

Parallèlement à la poursuite du travail diplomatique fructueux qu’elle accomplit afin d’obtenir de tels engagements mondiaux, l’Union continue d’encourager une réduction significative des émissions de méthane dans le monde, et en particulier dans les pays qui fournissent de l’énergie fossile à l’Union.

(57)

Parallèlement à la poursuite du travail diplomatique qu’elle accomplit afin d’obtenir des engagements mondiaux visant des réductions importantes de méthane , l’Union devrait continuer de soutenir tous les efforts destinés à réduire de manière significative les émissions de méthane dans le monde, et en particulier dans les pays qui fournissent de l’énergie fossile à l’Union , en réglementant les importations .

(58)

Les importateurs d’énergie fossile dans l’Union devraient donc être tenus de fournir aux États membres des informations sur les mesures relatives au mesurage, à  la déclaration et à l’atténuation des émissions de méthane prises par les exportateurs, en particulier l’application de mesures réglementaires ou volontaires afin de contrôler leurs émissions de méthane , y compris des mesures telles que les études de détection et de réparation des fuites ou les mesures de contrôle et de restriction de l’éventage et du torchage du méthane. Les niveaux de mesurage et de déclaration définis dans les obligations d’information imposées aux importateurs correspondent à ceux qui seront exigés des exploitants de l’Union dans le présent règlement, comme énoncé aux considérants 24 à 26, et 46. Les informations sur les mesures de contrôle des émissions de méthane ne sont pas plus contraignantes que celles exigées des exploitants de l’Union.

(58)

Les importateurs d’énergie fossile dans l’Union devraient donc être soumis à des règles similaires à  celles applicables aux producteurs de l’Union en matière de surveillance, de déclaration et de vérification , de détection et de réparation des fuites et de limitation de l’éventage et du torchage.

(58 bis)

Lorsqu’un importateur démontre que des mesures jugées comparables en termes d’efficacité aux exigences énoncées dans le présent règlement ont été mises en œuvre tout au long de la chaîne d’approvisionnement, ou fournit des garanties d’origine et de transport dans des pays réputés avoir une équivalence réglementaire, cet importateur devrait pouvoir bénéficier d’une dérogation. La Commission devrait évaluer et accorder la dérogation en vue de garantir sa compatibilité avec le droit commercial.

(59)

Il convient que les États membres transmettent ces informations à la Commission. Sur la base de ces informations, l’Union devrait créer et gérer une base de données de transparence pour les importations d’énergie fossile dans l’Union, précisant si les exportateurs ont adhéré à l’OGMP pour les entreprises pétrolières et gazières et, dans la mesure où elle est en place, à une norme équivalente reconnue au niveau international ou par l’Union pour les entreprises charbonnières. Ces informations devraient démontrer le degré d’engagement des entreprises dans les pays exportateurs à mesurer, déclarer et faire vérifier leurs émissions de méthane selon des méthodes de déclaration de niveau 3 de la CCNUCC. Cette base de données pour la transparence servira de source d’information permettant aux importateurs d’énergie fossile dans l’Union ainsi qu’aux autres parties prenantes et au public de prendre des décisions d’achat éclairées. La base de données pour la transparence devrait aussi refléter les efforts entrepris par les entreprises dans l’Union et les entreprises qui exportent de l’énergie fossile vers l’Union pour mesurer, déclarer et réduire leurs émissions de méthane. Elle devrait aussi inclure des informations sur les mesures réglementaires en matière de mesurage, de déclaration et d’atténuation prises par les pays où l’énergie fossile est produite.

(59)

Il convient que les États membres transmettent ces informations à la Commission. Sur la base de ces informations, l’Union devrait créer et gérer une base de données de transparence pour les importations d’énergie fossile dans l’Union, précisant si les exportateurs ont adhéré à l’OGMP pour les entreprises pétrolières et gazières et, dans la mesure où elle est en place, à une norme équivalente reconnue au niveau international ou par l’Union pour les entreprises charbonnières. Ces informations devraient démontrer le degré d’engagement des entreprises dans les pays exportateurs à mesurer, déclarer et faire vérifier leurs émissions de méthane selon des méthodes de déclaration de niveau 3 de la CCNUCC. Cette base de données pour la transparence servira de source d’information permettant aux importateurs d’énergie fossile dans l’Union ainsi qu’aux autres parties prenantes et au public de prendre des décisions d’achat éclairées. La base de données pour la transparence devrait aussi refléter les mesures prises par les entreprises dans l’Union et les entreprises qui exportent de l’énergie fossile vers l’Union pour mesurer, déclarer et réduire leurs émissions de méthane. Elle devrait aussi inclure des informations sur les mesures réglementaires en matière de mesurage, de déclaration et d’atténuation prises par les pays où l’énergie fossile est produite.

(61)

En combinaison, les mesures mentionnées aux considérants 58 à 60 devraient renforcer la transparence pour les acheteurs , leur permettant ainsi de prendre des décisions éclairées en matière d’approvisionnement et de renforcer la possibilité que les solutions d’atténuation des émissions de méthane soient plus largement adoptées dans le monde . En outre, elles devraient inciter encore davantage les entreprises internationales à adhérer à des normes internationales de mesurage et de déclaration des émissions de méthane telles que celles de l’OGMP ou à adopter des mesures efficaces en matière de mesurage, de déclaration et d’atténuation. Ces mesures se veulent la base d’une approche graduelle en vue d’accroître le niveau de rigueur des mesures applicables aux importations. La Commission devrait donc être habilitée à modifier ou compléter les obligations de déclaration imposées aux importateurs. Par ailleurs, la Commission devrait évaluer la mise en œuvre de ces mesures et, si elle le juge nécessaire, présenter des propositions de réexamen afin d’imposer des mesures plus strictes aux importateurs et de garantir un niveau d’efficacité comparable des mesures applicables dans les pays tiers en matière de surveillance, de déclaration, de vérification et d’atténuation des émissions de méthane . L’évaluation devrait tenir compte des travaux entrepris par l’IMEO, notamment l’indice d’approvisionnement en méthane, la base de données pour la transparence et l’outil de surveillance des sources d’émissions de méthane dans le monde. Si la Commission estime qu’il convient de renforcer le niveau de rigueur des mesures applicables aux importations, il est particulièrement important qu’elle procède aux consultations nécessaires au cours de ses travaux préparatoires, y compris avec les pays tiers concernés.

(61)

En combinaison, les mesures mentionnées aux considérants 58 à 60 devraient renforcer la transparence pour les acheteurs et faciliter l’examen du plein respect de la réglementation de l’Union en matière d’importations . En outre, elles devraient inciter encore davantage les entreprises internationales à adhérer à des normes internationales de mesurage et de déclaration des émissions de méthane telles que celles de l’OGMP ou à adopter des mesures efficaces en matière de mesurage, de déclaration et d’atténuation. La Commission devrait être habilitée à modifier ou compléter les obligations de déclaration imposées aux importateurs. Par ailleurs, la Commission devrait évaluer la mise en œuvre de ces mesures et, si elle le juge nécessaire, présenter des propositions de réexamen afin d’imposer des mesures plus strictes aux importateurs. L’évaluation devrait tenir compte des travaux entrepris par l’IMEO, notamment l’indice d’approvisionnement en méthane, la base de données pour la transparence et l’outil de surveillance des sources d’émissions de méthane dans le monde. Si la Commission estime qu’il convient de renforcer le niveau de rigueur des mesures applicables aux importations, il est particulièrement important qu’elle procède aux consultations nécessaires au cours de ses travaux préparatoires, y compris avec les pays tiers concernés.

b)

au transport, à la distribution et au stockage souterrain de gaz et aux terminaux de gaz liquéfié (GNL) fonctionnant avec du méthane fossile et/ou renouvelable (biologique ou synthétique);

b)

au transport, à la distribution , (à l’exclusion des systèmes de mesurage aux points de consommation finale) au stockage souterrain de gaz et aux terminaux de gaz liquéfié fonctionnant avec du méthane fossile et/ou renouvelable (biologique ou synthétique);

c bis)

aux produits pétrochimiques.

1)

«émissions de méthane»: toutes les émissions directes provenant de tous les composants qui sont des sources potentielles d’émissions de méthane, résultant d’un éventage intentionnel ou non , d’une combustion incomplète dans les torchères ou d’autres composants et de fuites involontaires ;

1)

«émissions de méthane»: toutes les émissions directes provenant de tous les composants qui sont des sources potentielles d’émissions de méthane, résultant d’un éventage, d’une combustion incomplète dans les torchères ou d’autres composants et de fuites;

1 bis)

1 ter)

7)

«vérificateur»: une personne morale , autre que les autorités compétentes désignées conformément à l’article 4 du présent règlement, qui exerce des activités de vérification et qui est accréditée par un organisme national d’accréditation en application du règlement (CE) no 765/2008 ou une personne physique autrement autorisée, sans préjudice de l’article 5, paragraphe 2, dudit règlement, au moment de la délivrance d’une déclaration de vérification;

7)

«vérificateur»: une personne morale qui exerce des activités de vérification et qui est accréditée par un organisme national d’accréditation en application du règlement (CE) no 765/2008 ou une personne physique autrement autorisée, sans préjudice de l’article 5, paragraphe 2, dudit règlement, au moment de la délivrance d’une déclaration de vérification,

9 bis)

9 ter)

10)

«facteur d’émission»: un coefficient qui quantifie les émissions ou les absorptions d’un gaz par activité unitaire, souvent fondé sur un échantillon de données de mesure et exprimé sous forme de moyenne pour établir un taux d’émission représentatif pour un certain niveau d’activité dans un ensemble donné de conditions d’exploitation;

10)

«facteur d’émission»: un coefficient qui quantifie les émissions d’un gaz par activité unitaire, souvent fondé sur un échantillon de données de mesure et exprimé sous forme de moyenne pour établir un taux d’émission représentatif pour un certain niveau d’activité dans un ensemble donné de conditions d’exploitation;

12)

«facteur d’émission spécifique»: un facteur d’émission obtenu à partir de mesures directes;

12)

«facteur d’émission spécifique»: un facteur d’émission pour un type de source d’émission qui est obtenu à partir de mesures directes;

13)

«mesure directe»: la quantification directe des émissions de méthane au niveau de la source au moyen d’un dispositif de mesurage du méthane ;

13)

«mesure directe»: la mesure des émissions de méthane au niveau de la source au moyen d’un dispositif de mesurage permettant une telle mesure ;

13 bis)

14)

«émissions de méthane au niveau du site»: toutes les sources d’émissions au sein d’un actif ;

14)

«émissions de méthane au niveau du site»: toutes les sources d’émissions sur la totalité d’un site ;

15)

«mesure au niveau du site»: une mesure descendante qui implique généralement l’utilisation de capteurs montés sur une plateforme mobile, telle qu’un véhicule, un drone, un aéronef, une embarcation ou un satellite ou d’autres moyens permettant d’obtenir une vue d’ensemble complète des émissions sur l’ensemble d’un site;

15)

«mesure au niveau du site»: une mesure descendante qui implique généralement l’utilisation de capteurs montés sur une plateforme mobile, telle qu’un véhicule, un drone, un aéronef, une embarcation ou un satellite , l’utilisation de capteurs fixes, comme des réseaux de capteurs ponctuels permanents, ou d’autres moyens permettant d’obtenir une vue d’ensemble complète des émissions sur l’ensemble d’un site;

17)

«enquête sur la détection et la réparation des fuites»: une enquête visant à identifier les sources d’émissions de méthane, y compris les fuites et l’éventage involontaire ;

17)

«enquête sur la détection et la réparation des fuites»: une enquête menée à l’aide d’un instrument ou de toute autre technologie avancée, et avec une limite minimale de détection et de confiance quantifiée, visant à identifier et à détecter les sources d’émissions de méthane, les fuites et d’autres émissions involontaires, ainsi qu’à réparer ou à remplacer les composants présentant une fuite ;

18)

«éventage»: le rejet dans l’atmosphère de méthane non brûlé , soit intentionnellement à partir de procédés, d’activités ou de dispositifs conçus à cette fin , soit involontairement en cas de dysfonctionnement ou de contraintes géologiques ;

18)

«éventage»: le rejet dans l’atmosphère de méthane non brûlé intentionnellement à partir de procédés, d’activités ou de dispositifs conçus à cette fin;

22)

«torchage systématique»: le torchage au cours de la production normale de pétrole ou de gaz fossile et en l’absence d’installations suffisantes ou de structure géologique adaptées permettant de réinjecter le méthane, de l’utiliser sur place ou l’expédier vers un marché;

22)

«torchage systématique»: le torchage au cours de la production normale de pétrole ou de gaz fossile et en l’absence d’installations suffisantes ou de structure géologique adaptées permettant de réinjecter le méthane, de l’utiliser sur place , de le traiter, ou de l’expédier vers un marché , et à l’exclusion du torchage causé par une urgence ;

24)

«puits inactif»: un puits de pétrole ou de gaz ou un site de puits sur lequel les opérations d’exploration ou de production ont cessé depuis au moins un an;

(24)

«puits inactif»: un puits de pétrole ou de gaz ou un site de puits , sur terre ou sur mer, sur lequel les opérations d’exploration ou de production ont cessé depuis au moins un an , et à l’exclusion des puits définitivement bouchés et désaffectés;

24 bis)

39 bis)

(41)

«importateur»: une personne physique ou morale établie dans l’Union qui, dans le cadre d’une activité commerciale, met sur le marché de l’Union l’énergie fossile provenant d’un pays tiers.

(41)

«importateur»: une personne physique ou morale qui, dans le cadre d’une activité commerciale, met sur le marché de l’Union du gaz, du pétrole ou du charbon provenant d’un pays tiers , y compris toute personne physique ou morale établie dans l’Union qui est nommée pour accomplir les actions requises en vertu de l’article 27 du présent règlement.

a)

pour enquêter sur les plaintes dûment étayées mentionnées à l’article 7 et les cas de non-conformité dans les plus brefs délais à compter de la date à laquelle les autorités compétentes ont eu connaissance de ces plaintes ou de ces cas de non-conformité;

a)

pour enquêter sur les plaintes dûment étayées mentionnées à l’article 7 et les cas de non-conformité dans les plus brefs délais à compter de la date à laquelle les autorités compétentes ont eu connaissance de ces plaintes ou de ces cas de non-conformité et dans un délai maximal de six mois après cette date ;

d)

tout système de contrôle ou d’assurance de la qualité appliqué par les exploitants ou les exploitants de mines.

d)

tout système de contrôle d’assurance de la qualité appliqué par les exploitants, les exploitants de mines ou les importateurs, si ces derniers sont tenus de le faire en vertu de l’article 27 .

e)

signalement des écarts importants constatés entre les sources de données.

e)

le signalement des écarts importants constatés entre les sources de données , contribuant à la mise au point de méthodes scientifiques plus robustes;

e bis)

le signalement des super-émetteurs identifiés au moyen d’un système de détection précoce et d’alerte.

a)

pour les actifs exploités au plus tard le … [12 mois à compter de la date d’entrée en vigueur du présent règlement], et

b)

pour les actifs non exploités au plus tard le … [24 mois à compter de la date d’entrée en vigueur du présent règlement], à condition que ces actifs n’aient pas été déclarés par un exploitant conformément à l’obligation visée au point a).

a)

pour les actifs exploités au plus tard le … [24 mois à compter de la date d’entrée en vigueur du présent règlement], et, par la suite, au plus tard le 31 mai de chaque année; et

b)

pour les actifs non exploités au plus tard le … [42 mois à compter de la date d’entrée en vigueur du présent règlement], et, par la suite, au plus tard le 31 mai de chaque année, pour autant que ces actifs n’aient pas été déclarés par un exploitant conformément à l’obligation visée au point a).

c)

des informations détaillées sur les méthodes de quantification utilisées pour mesurer les émissions de méthane ;

c)

des informations détaillées sur les méthodes de quantification;

a)

si la mesure au niveau du site est supérieure à celle de l’inventaire au niveau des sources, dans une mesure statistiquement significative, l’exploitant inclut dans le rapport une documentation permettant de concilier l’inventaire au niveau des sources avec la mesure au niveau du site et met à jour son inventaire au niveau des sources afin de tenir compte des mesures plus élevées au niveau du site;

b)

si la mesure au niveau du site est inférieure à l’inventaire au niveau des sources dans une mesure statistiquement significative, l’exploitant réexamine la limite minimale de détection des dispositifs de mesure au niveau du site afin de confirmer que la limite minimale de détection est suffisamment faible pour détecter les niveaux attendus d’émissions de chaque composant; si la limite minimale de détection n’est pas suffisamment basse, l’exploitant répète le mesurage à l’aide de dispositifs présentant une limite minimale de détection suffisamment basse au cours de la même année civile et compare ce résultat à l’inventaire au niveau des sources; si la limite minimale de détection est jugée correcte, l’exploitant inclut dans le rapport une documentation exposant les raisons des écarts.

a)

une fois tous les deux mois pour tous les composants en surface utilisant des dispositifs de détection ayant la limite de détection minimale visée au paragraphe 3, point a);

b)

une fois tous les quatre mois pour tous les composants en surface utilisant des dispositifs de détection ayant la limite minimale de détection visée au paragraphe 3, point b);

c)

une fois tous les cinq mois, ou aux fréquences fixées dans la partie 1 de l’annexe I, pour tous les composants souterrains utilisant des dispositifs de détection ayant la limite de détection minimale visée au paragraphe 3, point a);

a)

17 grammes par heure de méthane à la température et à la pression standard; l’enquête doit être effectuée au niveau de chaque source d’émission potentielle;

b)

50 ppm en volume de méthane ou 1 gramme par heure; l’enquête doit être effectuée au contact de chaque source d’émission potentielle pour les composants en surface;

c)

500 ppm ou 5 grammes/heure de méthane pour les composants souterrains;

a)

la sécurité du personnel et des personnes se trouvant à proximité de la fuite détectée;

b)

les effets négatifs potentiels de la mise en œuvre des mesures sur l’environnement, s’il peut être démontré que ces effets l’emporteraient sur les avantages environnementaux de la mise en œuvre des mesures, par exemple si la réparation peut entraîner un niveau global d’émissions de méthane plus élevé qu’en l’absence de réparation;

c)

l’accessibilité d’un composant, y compris les éventuels permis d’accès; et

d)

l’indisponibilité des pièces de rechange nécessaires à la réparation du ou des composants nécessaires au remplacement.

a)

en cas d’urgence ou de dysfonctionnement ; et

a)

en cas d’urgence ou de dysfonctionnement.

b)

lorsque cela est inévitable et strictement nécessaire à l’exploitation, à la réparation, à l’entretien ou à l’essai de composants ou d’équipements et sous réserve des obligations de déclaration énoncées à l’article 16.

a)

pendant le fonctionnement normal de certains composants, à condition que l’équipement satisfasse à toutes les normes en matière d’équipement spécifiées et qu’il soit correctement entretenu et fasse l’objet d’inspections régulières visant à réduire au minimum les pertes de méthane;

a)

pendant le fonctionnement normal de dispositifs et pompes pneumatiques, de joints à gaz secs, de compresseurs, de réservoirs de stockage à pression atmosphérique ou d’autres composants conçus pour l’éventage , à condition que l’équipement satisfasse à toutes les normes en matière d’équipement spécifiées établies conformément au paragraphe 5 ter et qu’il soit correctement entretenu et fasse l’objet d’inspections régulières visant à réduire au minimum les pertes de méthane;

c)

lors du jaugeage ou de l’échantillonnage d’un réservoir de stockage ou d’un autre récipient à basse pression;

c)

lors du jaugeage ou de l’échantillonnage d’un réservoir de stockage ou d’un autre récipient à basse pression , à condition que le réservoir ou récipient satisfasse aux normes établies conformément au paragraphe 5 ter ;

d)

lors du déchargement de liquides d’un réservoir de stockage ou d’un autre récipient à basse pression vers un véhicule de transport dans le respect des normes applicables;

d)

lors du déchargement de liquides d’un réservoir de stockage ou d’un autre récipient à basse pression vers un véhicule de transport dans le respect des normes applicables , à condition que le réservoir ou récipient satisfasse aux normes établies conformément au paragraphe 5 ter ;

e)

pendant la réparation et l’entretien , y compris la purge et la dépressurisation d’équipements à des fins de réparation et d’entretien;

e)

pendant la réparation , l’entretien, les procédures d’essai et le déclassement , y compris la purge et la dépressurisation d’équipements à des fins de réparation et d’entretien;

a)

causés par une urgence ou un dysfonctionnement;

a)

causés par une urgence ou un dysfonctionnement ou

c)

les émissions de méthane se produisant lors des activités en aval des opérations d’extraction.

c)

les émissions de méthane se produisant lors des activités en aval des opérations d’extraction et dans la zone de la mine .

a)

causés par une urgence ou un dysfonctionnement ;

a)

causés par une urgence;

a)

la capture du méthane par dégazage doit être possible;

b)

l’utilisation de dispositifs de dégazage liés à la sécurité, par exemple des hottes d’aération (Protegohaube), peut se poursuivre;

c)

l’utilisation du gaz de mine comme ressource énergétique n’est pas concernée par le champ d’application du présent règlement;

d)

l’endiguement de l’eau de mine en vue de réduire les émissions de méthane est autorisé en vertu du présent règlement.

a)

de l’efficacité des mesures ou des exigences réglementaires par rapport à celles applicables au sein de l’Union;

b)

de l’exactitude des données fournies par les importateurs; et

c)

des sanctions en cas de non-respect et de l’efficacité de l’exécution dans les territoires pertinents pour lesquels l’équivalence réglementaire est demandée.