a) à l’exploration et à la production de pétrole et de gaz fossile, et à la collecte et au traitement de gaz fossile; b) aux puits inactifs, aux puits temporairement bouchés et aux puits définitivement bouchés et abandonnés; c) au transport et à la distribution de gaz naturel, à l’exclusion des systèmes de comptage aux lieux de consommation finale et des parties de branchements entre le réseau de distribution et le système de comptage situées sur la propriété des clients finals, ainsi qu’au stockage souterrain et aux activités dans les installations de GNL; et d) aux mines de charbon souterraines et à ciel ouvert en exploitation, aux mines de charbon souterraines fermées et aux mines de charbon souterraines abandonnées.
Regulation (EU) 2024/1787 of the European Parliament and of the Council of 13 June 2024 on the reduction of methane emissions in the energy sector and amending Regulation (EU) 2019/942 (Text with EEA relevance)
1) "émissions de méthane": toutes les émissions directes provenant de tout composant, qu’elles résultent d’un éventage, d’une combustion incomplète, d’un torchage ou de fuites; 2) "composant": toute pièce ou tout élément d’équipement utilisé dans les installations ou infrastructures de pétrole, de gaz naturel ou de charbon susceptible d’émettre du méthane; 3) "exploitant": toute personne physique ou morale qui exploite ou contrôle un actif ou, lorsque cela est prévu par le droit national, à qui a été délégué un pouvoir économique déterminant à l’égard du fonctionnement technique d’un actif; 4) "actif": une unité commerciale ou opérationnelle qui peut être composée de plusieurs installations ou sites, comprenant des actifs exploités et des actifs non exploités; 5) "actifs exploités": des actifs qui sont sous le contrôle opérationnel de l’exploitant; 6) "actifs non exploités": des actifs qui ne sont pas sous le contrôle opérationnel de l’exploitant; 7) "site": un ensemble de composants liés entre eux d’une certaine manière en tant que subdivision d’un actif; 8) "transport": le transport tel qu’il est défini à l’article 2, point 17), de la directive (UE) 2024/1788 du Parlement européen et du Conseil Directive (UE) 2024/1788 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 concernant des règles communes pour les marchés intérieurs du gaz renouvelable, du gaz naturel et de l’hydrogène et modifiant la directive (UE) 2023/1791 et abrogeant la directive 2009/73/CE (JO L, 2024/1788, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2024/1788/oj ).9) "gestionnaire de réseau de transport": un gestionnaire de réseau de transport tel qu’il est défini à l’article 2, point 18), de la directive (UE) 2024/1788; 10) "distribution": la distribution telle qu’elle est définie à l’article 2, point 19), de la directive (UE) 2024/1788; 11) "gestionnaire de réseau de distribution": un gestionnaire de réseau de distribution tel qu’il est défini à l’article 2, point 20), de la directive (UE) 2024/1788; 12) "exploitant de mine": toute personne physique ou morale qui exploite ou détient une mine de charbon ou, lorsque cela est prévu par le droit national, à qui a été délégué un pouvoir économique déterminant à l’égard du fonctionnement technique d’une mine de charbon; 13) "vérification": les activités exercées par un vérificateur pour évaluer la conformité avec le présent règlement des déclarations transmises par les exploitants, les entreprises et les exploitants de en vertu du présent règlement; 14) "vérificateur": une personne morale qui exerce des activités de vérification et qui, au moment de la délivrance d’une déclaration de vérification, est accréditée par un organisme national d’accréditation en application du règlement (CE) n o 765/2008 ou, sans préjudice de l’article 5, paragraphe 2, dudit règlement, une personne physique autrement habilitée à exercer des activités de vérification;15) "source": un composant ou une structure géologique qui rejette du méthane dans l’atmosphère, intentionnellement ou non, de manière intermittente ou persistante; 16) "facteur d’émission": un coefficient qui quantifie les émissions d’un gaz par unité d’activité, qui est fondé soit sur un échantillon de données de mesure, soit sur d’autres méthodes de quantification, exprimé sous forme de moyenne pour établir un taux d’émission représentatif pour un certain niveau d’activité dans un ensemble donné de conditions d’exploitation; 17) "facteur d’émission générique": un facteur d’émission normalisé pour chaque type de source d’émission qui est dérivé d’inventaires ou de bases de données mais qui, en tout état de cause, n’est pas vérifié au moyen de mesures directes; 18) "facteur d’émission spécifique": un facteur d’émission pour un type de source d’émission qui est obtenu à partir de mesures directes; 19) "mesure directe": la mesure des émissions de méthane au niveau de la source au moyen d’un dispositif de mesure permettant une telle mesure; 20) "quantification": les activités visant à déterminer la quantité d’émissions de méthane au moyen de mesures directes ou, lorsque des mesures directes ne sont pas réalisables, sur la base d’autres méthodes telles que des outils de simulation et d’autres calculs d’ingénierie détaillés ou d’une combinaison de ces méthodes; 21) "émissions de méthane au niveau du site": toutes les sources d’émissions de méthane sur un site; 22) "mesure au niveau du site": une mesure permettant de donner une vue d’ensemble complète de toutes les émissions de méthane au niveau du site, notamment, dans le cas d’un réseau de conduites, les émissions provenant des segments d’un tel réseau, et qui implique généralement l’utilisation de capteurs montés sur une plateforme mobile, telle qu’un véhicule, un drone, un aéronef, une embarcation ou un satellite ou l’utilisation d’autres moyens, comme des capteurs fixes ou des réseaux de capteurs ponctuels permanents; 23) "entreprise": une personne physique ou morale qui exerce au moins une des activités suivantes: exploration et production de pétrole ou de gaz fossile, collecte et traitement de gaz fossile ou transport, distribution et stockage souterrain de gaz, y compris en ce qui concerne le GNL; 24) "installation de GNL": une installation de GNL telle qu’elle est définie à l’article 2, point 33), de la directive (UE) 2024/1788; 25) "enquête sur la détection et la réparation des fuites" ou "enquête LDAR": une enquête visant à identifier et à détecter les sources de fuites de méthane et d’autres émissions involontaires de méthane, et à réparer ou remplacer les composants concernés; 26) "enquête de type 1 sur la détection et la réparation des fuites" ou "enquête LDAR de type 1": une enquête sur la détection et la réparation des fuites réalisée conformément aux exigences énoncées à l’article 14, paragraphes 2, 7 et 8, et dans la partie 1 de l’annexe I concernant les enquêtes LDAR de type 1; 27) "enquête de type 2 sur la détection et la réparation des fuites" ou "enquête LDAR de type 2": une enquête sur la détection et la réparation des fuites réalisée conformément aux exigences énoncées à l’article 14, paragraphes 2, 7 et 8, et dans la partie 1 de l’annexe I concernant les enquêtes LDAR de type 2; 28) "lieu de production": un lieu où le pétrole ou le gaz naturel est extrait du sol et où aucun traitement n’a lieu; 29) "lieu de traitement": un lieu où des processus, tels que la séparation du pétrole et du gaz naturel des eaux, sont utilisés pour traiter le pétrole et le gaz naturel; 30) "arrêt": une situation dans laquelle un site ou une partie de ses composants ne fonctionne plus dans des conditions normales d’exploitation et est à l’arrêt et dans laquelle une réduction totale ou partielle de la pression est nécessaire avant de pouvoir lancer des travaux de réparation ou d’entretien; 31) "éventage": le rejet direct dans l’atmosphère de méthane non brûlé; 32) "torchage": l’élimination du méthane par combustion contrôlée, dans un dispositif conçu à cet effet; 33) "torchage systématique": le torchage au cours de la production normale de pétrole ou de gaz fossile, en l’absence d’installations adéquates ou de structure géologique adaptées permettant de réinjecter le méthane, de l’utiliser sur place ou de l’acheminer vers un marché, et à l’exclusion du torchage causé par une urgence ou un dysfonctionnement; 34) "torchère": un dispositif équipé d’un brûleur pilote utilisé pour le torchage; 35) "urgence": une situation temporaire, imprévue et peu fréquente dans laquelle les émissions de méthane sont inévitables et nécessaires pour prévenir des effets néfastes imminents et substantiels sur la sécurité humaine, la santé ou l’environnement, et à l’exclusion des situations résultant des événements suivants ou liées à ceux-ci: a) l’incapacité de l’exploitant à installer des équipements appropriés d’une capacité suffisante pour le débit et la pression attendus ou réels de la production; b) l’incapacité de l’exploitant à limiter la production lorsque le débit de la production dépasse la capacité de l’équipement ou du système de collecte concerné, sauf si la production excédentaire est due à une urgence, à un dysfonctionnement ou à une réparation non programmée en aval et ne dure pas plus de huit heures à compter de la notification du problème de capacité en aval; c) un entretien programmé; d) une négligence de l’exploitant; e) des défaillances répétées, à savoir quatre défaillances ou plus du même équipement au cours des 30 jours précédents;
36) "dysfonctionnement": une défaillance ou une panne soudaine et inévitable d’un équipement, échappant au contrôle raisonnable de l’exploitant, qui perturbe de manière substantielle l’exploitation, mais ne constitue pas une défaillance ou une panne de l’équipement due, en tout ou en partie, à un mauvais entretien, à une négligence lors de l’exploitation ou à une autre cause évitable; 37) "efficacité de destruction et d’élimination": le pourcentage en masse de méthane qui est détruit ou éliminé après la cessation de la combustion par rapport à la quantité de méthane entrant dans la torchère; 38) "puits inactif": un puits d’exploration ou de production de pétrole ou de gaz ou un site de puits, onshore ou offshore, sur lequel aucune opération d’exploration ou de production n’a eu lieu depuis au moins un an, à l’exception des puits temporairement bouchés et des puits définitivement bouchés et abandonnés; 39) "puits temporairement bouché": un puits d’exploration ou de production de pétrole ou de gaz ou un site de puits, onshore ou offshore, où des barrières ont été installées à l’intérieur du puits afin d’isoler temporairement le réservoir de production et où l’accès au puits est encore assuré; 40) "puits définitivement bouché et abandonné": un puits d’exploration ou de production de pétrole ou de gaz ou un site de puits, onshore ou offshore, qui a été bouché et dans lequel on ne pourra plus entrer à nouveau, où toutes les opérations ont pris fin et sur lequel toutes les installations associées au puits ont été retirées conformément aux exigences réglementaires applicables, et pour lequel des documents peuvent être fournis conformément à la partie 1, point 3, de l’annexe V; 41) "dépollution": le processus de nettoyage de l’eau et du sol contaminés; 42) "réhabilitation": le processus consistant à remettre en état un puits de pétrole ou de gaz ou un site de puits afin que les conditions de sol et de végétation redeviennent semblables à celles qui existaient avant qu’il ne soit perturbé; 43) "mine de charbon": un site sur lequel se déroule ou s’est déroulée l’extraction du charbon, y compris les terrains, les excavations, les passages souterrains, les puits, les descenderies, les tunnels et galeries, les structures, les installations, les équipements, les machines et les outils situés à la surface ou souterrains et utilisés pour les opérations consistant à extraire de leurs gisements naturels terrestres, par tout moyen et par toute méthode, le lignite, le charbon sous-bitumineux, le charbon bitumineux ou l’anthracite, ou résultant de ces activités, y compris les travaux de préparation du charbon pour extraction; 44) "mine de charbon en exploitation": une mine de charbon dont la majorité des revenus proviennent de l’extraction de lignite, de charbon sous-bitumineux, de charbon bitumineux ou d’anthracite, et pour laquelle au moins une des conditions suivantes est remplie: a) un développement minier est en cours; b) une production de charbon a eu lieu au cours des 90 derniers jours écoulés; c) des ventilateurs de mine sont en activité;
45) "mine de charbon souterraine": une mine de charbon dans laquelle le charbon est produit par creusement de tunnels dans le sol jusqu’au gisement de charbon, le charbon étant ensuite extrait à l’aide d’équipements miniers souterrains tels que des machines d’abattage, des mineurs continus, et des haveuses pour longue taille et shortwall (front court), puis transporté jusqu’à la surface; 46) "mine de charbon à ciel ouvert": une mine de charbon dans laquelle le charbon se trouve à proximité de la surface et peut être extrait en retirant les couches de roche et de sol qui le recouvrent; 47) "puits d’aérage": un passage vertical utilisé pour fournir de l’air frais aux chantiers souterrains ou pour évacuer le méthane et d’autres gaz d’une mine de charbon souterraine; 48) "station de captage": une station qui collecte le méthane provenant d’un système de captage des gaz de mine de charbon; 49) "système de captage": un système qui peut comprendre plusieurs sources de méthane et qui capte du gaz riche en méthane présent dans des veines de charbon ou des couches rocheuses environnantes et le transporte jusqu’à une station de captage; 50) "activités en aval des opérations d’extraction": les activités effectuées après l’extraction du charbon et son transport jusqu’à la surface, comprenant la manutention, le traitement, le stockage et le transport du charbon; 51) "mesure en continu": une mesure pour laquelle le relevé est effectué au moins toutes les minutes; 52) "gisement de charbon": une zone contenant des concentrations substantielles de charbon et des quantités exploitables de charbon, définie conformément à la méthodologie de l’État membre en matière de documentation géologique des gisements minéraux; 53) "mine de charbon fermée": une mine de charbon dans laquelle la production de charbon a cessé, qui est fermée conformément aux exigences applicables en matière de concession ou à d’autres modalités, et pour laquelle un exploitant, un propriétaire ou un concessionnaire dispose encore d’une autorisation, d’une concession ou d’un autre document juridique en cours de validité conférant la responsabilité de la mine de charbon; 54) "mine de charbon abandonnée": une mine de charbon dans laquelle la production de charbon a cessé mais pour laquelle aucun exploitant, propriétaire ou concessionnaire ne peut être identifié comme étant soumis aux obligations en vertu d’une autorisation, d’une concession ou d’un autre document juridique en cours de validité conférant la responsabilité de la mine de charbon, ou qui n’a pas été fermée de manière réglementée; 55) "utilisation alternative d’une mine de charbon souterraine abandonnée": l’utilisation de l’infrastructure minière en subsurface et de l’équipement minier à des fins autres que la production de charbon; 56) "équipement minier pour le charbon": tout équipement qui reste relié aux strates méthanifères, comme les conduits de ventilation de remblais et les tuyaux de captage; 57) "mine de charbon à coke": une mine de charbon dans laquelle au moins 50 % de la production moyenne calculée sur les trois dernières années disponibles est du charbon à coke, tel que défini à l’annexe B du règlement (CE) n o 1099/2008 du Parlement européen et du ConseilRèglement (CE) n o 1099/2008 du Parlement européen et du Conseil du22 octobre 2008 concernant les statistiques de l’énergie (JO L 304 du 14.11.2008, p. 1 ).58) "producteur": une entreprise qui, dans le cadre d’une activité commerciale, produit du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon, en l’extrayant du sol dans une zone faisant l’objet d’une autorisation, en le traitant ou en le transportant au moyen d’une infrastructure connectée à l’intérieur de ladite zone; 59) "importateur": une personne physique ou morale qui, dans le cadre d’une activité commerciale, met sur le marché de l’Union du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon provenant d’un pays tiers, y compris toute personne physique ou morale établie dans l’Union désignée pour accomplir les actes et les formalités requis en vertu du chapitre 5; 60) "exportateur": la contrepartie contractuelle de l’importateur dans chaque contrat conclu pour la fourniture de pétrole brut, de gaz naturel ou de charbon dans l’Union; 61) "profil de performance du méthane": les informations et fiches techniques individuelles destinées aux États membres, aux pays tiers et, selon le cas, aux producteurs ou importateurs de l’Union, ainsi qu’aux producteurs ou exportateurs de pays tiers qui fournissent du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon à l’Union ou qui mettent du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon sur le marché de l’Union, selon le cas, qui sont publiées dans la base de données pour la transparence sur le méthane; 62) "événement super-émetteur": un événement survenant à l’intérieur ou à l’extérieur de l’Union, au cours duquel une source ou un ensemble de sources étroitement liées sur un site émet plus de 100 kg de méthane par heure; 63) "processus de rapprochement": l’étude et l’explication des raisons de toute divergence statistiquement significative entre la quantification au niveau de la source et la mesure des émissions de méthane au niveau du site.
a) enquêter sur les plaintes dûment étayées mentionnées à l’article 7 et les cas de non-conformité dans les plus brefs délais à compter de la date à laquelle les autorités compétentes ont eu connaissance de ces plaintes ou de ces cas de non-conformité et dans un délai maximal de dix mois après cette date; b) s’assurer, lorsque les autorités compétentes le jugent utile, que les réparations de fuites ou les remplacements de composants ont été effectués conformément à l’article 14 et que des mesures d’atténuation ont été mises en œuvre conformément aux articles 18, 22 et 26; c) garantir la conformité lorsqu’une dérogation a été accordée en vertu de l’article 14, paragraphe 5; d) vérifier, lorsque les autorités compétentes le jugent utile, le respect du présent règlement par les entreprises et les importateurs.
a) le choix et l’utilisation des facteurs d’émission; b) les méthodes, calculs, échantillonnages ou distributions statistiques conduisant à la détermination des émissions de méthane; c) tout risque de mesure ou de déclaration inappropriées; d) tout système de contrôle ou d’assurance de la qualité appliqué par les exploitants, les entreprises, les exploitants de mines ou les importateurs.
a) l’agrégation des données relatives aux émissions de méthane conformément aux méthodes statistiques appropriées; b) la vérification et la validation des méthodes et processus statistiques utilisés par l’industrie pour quantifier les données relatives aux émissions de méthane; c) la mise au point de méthodes d’agrégation et d’analyse des données conformément aux bonnes pratiques scientifiques et statistiques afin de garantir un niveau plus élevé de précision des estimations des émissions de méthane, avec une caractérisation appropriée de l’incertitude; d) la publication des données déclarées agrégées par source principale et par niveau de déclaration, classées, si ces informations sont disponibles, par actifs exploités et non exploités, dans le respect des exigences en matière de concurrence et de confidentialité; e) la déclaration des écarts importants constatés entre les sources de données, contribuant à la mise au point de méthodes scientifiques plus robustes; f) la déclaration des événements super-émetteurs repérés au moyen d’un système de détection précoce et d’alerte.
a) pour les actifs exploités, au plus tard le 5 février 2026 ; etb) pour les actifs non exploités, au plus tard le 5 février 2027 , lorsque ces actifs n’ont pas été déclarés au titre du point a).
a) pour les actifs exploités, au plus tard le 5 février 2027 , et, par la suite, au plus tard le 31 mai de chaque année; etb) pour les actifs non exploités, au plus tard le 5 août 2028 , et, par la suite, au plus tard le 31 mai de chaque année, lorsque ces actifs n’ont pas été déclarés au titre du point a).
a) le type et l’emplacement des sources d’émission; b) les données détaillées pour chaque type de source d’émission, déclarées en tonnes de méthane et en tonnes d’équivalent CO 2 , en utilisant les potentiels de réchauffement global définis dans le sixième rapport d’évaluation du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC);c) des informations détaillées sur les méthodes de quantification; d) toutes les émissions de méthane pour les actifs exploités; e) la part de propriété et les émissions de méthane provenant d’actifs non exploités multipliées par la part de propriété; f) une liste des entités exerçant un contrôle opérationnel sur les actifs non exploités.
a) adressent une notification sans tarder aux autorités compétentes, avant la fin de la période de déclaration; b) procèdent dès que possible à un processus de rapprochement et informent l’autorité compétente des résultats de ce processus de rapprochement, y compris tout élément de preuve et toute pièce justificative nécessaire, au plus tard au cours de la période de déclaration suivante.
a) pour les composants en surface et souterrains, à l’exception des réseaux de distribution et de transport, conformément aux fréquences minimales prévues à la partie 1, point 1, de l’annexe I; b) pour les composants des réseaux de distribution et de transport, conformément aux fréquences minimales prévues à la partie 1, point 2, de l’annexe I; c) pour tous les composants offshore, conformément aux fréquences minimales prévues à la partie 1, point 3, de l’annexe I; d) pour tous les autres composants, conformément aux fréquences minimales prévues à la partie 1, point 4, de l’annexe I.
a) les autorités compétentes approuvent leur utilisation dans le cadre du programme LDAR; b) les mesures soient effectuées au niveau de chaque source d’émissions potentielle; et c) les technologies de détection avancées respectent les exigences énoncées aux paragraphes 7 et 8 et sont conformes aux exigences énoncées à la partie 2 de l’annexe I.
a) pour tous les composants sur les lieux de traitement, des enquêtes LDAR de type 1 soient effectuées au moins tous les 12 mois; b) pour au moins 25 % de tous les composants sur les lieux de traitement, des enquêtes LDAR de type 2 soient effectuées tous les 12 mois, tous les composants devant être contrôlés au moins tous les 48 mois; c) pour tous les composants sur les lieux de production, des enquêtes LDAR de type 1 soient effectuées au moins tous les 36 mois; d) pour tous les composants sur les lieux de production, des enquêtes LDAR de type 2 soient effectuées au moins tous les 60 mois.
a) à un niveau aussi proche que possible de chaque source d’émission potentielle pour les composants en surface et les composants au-dessus du niveau de la mer; b) à l’interface entre le sol et l’atmosphère pour les composants souterrains dans un premier temps et, lorsqu’une fuite est détectée comme précisé dans l’acte d’exécution adopté conformément au paragraphe 7, au plus près de la source d’émission dans un deuxième temps; c) en appliquant les meilleures techniques de détection qui sont disponibles sur le marché pour les composants offshore sous le niveau de la mer ou au-dessous des fonds marins.
a) les limites minimales de détection et les techniques de détection à utiliser pour les différents dispositifs de détection utilisés pour respecter les exigences applicables à tous les composants énoncées au paragraphe 8; b) les seuils applicables à la première étape des enquêtes LDAR à utiliser pour respecter les exigences applicables aux composants souterrains énoncées au paragraphe 8.
a) pour les enquêtes LDAR de type 1: 7000 parties par million en volume de méthane ou 17 grammes par heure de méthane;b) pour les enquêtes LDAR de type 2: i) 500 parties par million en volume de méthane ou 1 gramme par heure de méthane pour les composants en surface et les composants offshore au-dessus du niveau de la mer; ii) 1000 parties par million en volume de méthane ou 5 grammes par heure de méthane pour la deuxième étape de l’enquête LDAR sur les composants souterrains;iii) 7000 parties par million en volume de méthane ou 17 grammes par heure pour les composants offshore sous le niveau de la mer ou au-dessous des fonds marins.
a) la sécurité du personnel et des autres personnes se trouvant à proximité de la fuite détectée; b) tout effet négatif éventuel sur l’environnement, si l’exploitant peut démontrer que cet effet l’emporterait sur les avantages environnementaux, par exemple lorsque la réparation pourrait entraîner un niveau global d’émissions de méthane plus élevé qu’en l’absence de réparation; c) l’accessibilité d’un composant, y compris la maintenance programmée, les obligations liées au processus d’autorisation ou l’autorisation administrative nécessaire; d) l’indisponibilité des pièces de rechange nécessaires à la réparation du composant ou de composants de rechange; et e) une détérioration significative de la situation de l’approvisionnement en gaz susceptible de conduire à un niveau de crise tel qu’il est visé à l’article 11, paragraphe 1, du règlement (UE) 2017/1938 du Parlement européen et du Conseil Règlement (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 ).
a) à des niveaux égaux ou supérieurs aux seuils énoncés au paragraphe 8 à la température et la pression standard au cours d’une enquête LDAR précédente, immédiatement après la réparation effectuée en vertu du paragraphe 9, et au plus tard 45 jours après celle-ci, afin d’assurer le succès de la réparation; et b) à des niveaux inférieurs aux seuils énoncés au paragraphe 8 à la température et la pression standard, au plus tard trois mois à compter de la date à laquelle les émissions ont été détectées, afin de vérifier au moins une fois si l’ampleur de la perte de méthane a évolué et si une réparation est nécessaire.
a) pendant le fonctionnement normal de dispositifs pneumatiques, de compresseurs, de réservoirs de stockage à pression atmosphérique, de dispositifs d’échantillonnage et de mesure et de joints à gaz sec, ou d’autres composants conçus pour l’éventage, à condition que ces équipements satisfassent aux normes ou aux prescriptions techniques établies en vertu de l’article 32, et qu’il soient correctement entretenus de manière à réduire au minimum les pertes de méthane; b) pour l’extraction ou le nettoyage des liquides accumulés dans un puits à la pression atmosphérique; c) lors du jaugeage ou de l’échantillonnage d’un réservoir de stockage ou d’un autre récipient à basse pression, à condition que le réservoir ou récipient satisfasse aux normes ou aux prescriptions techniques établies en vertu de l’article 32; d) lors du transfert de liquides d’un réservoir de stockage ou d’un autre récipient à basse pression vers un véhicule de transport, à condition que le réservoir ou le récipient satisfasse aux normes ou aux prescriptions techniques établies en vertu de l’article 32; e) pendant la réparation, la maintenance, les procédures d’essai et le déclassement, y compris la vidange et la dépressurisation d’équipements à des fins de réparation et de maintenance; f) lors de la réalisation d’un essai de la tête de puits (bradenhead test); g) lors de la réalisation d’un essai de la garniture d’étanchéité; h) lors de la réalisation d’un essai de production d’une durée inférieure à 24 heures; i) lorsque le méthane ne répond pas aux spécifications de la conduite de collecte, à condition que l’exploitant analyse des échantillons de méthane deux fois par semaine afin de déterminer si les spécifications ont été respectées et achemine le méthane vers une conduite de collecte dès que ces spécifications sont respectées; j) lors de la mise en service de conduites, d’équipements ou d’installations, uniquement aussi longtemps que nécessaire pour purger la conduite ou l’équipement des impuretés qui y auraient été introduites; k) pendant le raclage, la vidange sous pression, le déclassement ou la purge d’une conduite en vue de sa réparation ou de son entretien, et uniquement lorsque le gaz ne peut pas être contenu ou réacheminé vers une partie non affectée de la conduite.
a) causés par une urgence ou un dysfonctionnement; ou b) d’une durée totale de 8 heures ou plus sur une période de 24 heures à partir d’un événement unique.
a) qu’au plus tard le 5 août 2025 , au moins 20 % de ces puits soient inclus dans l’inventaire, en accordant la priorité aux puits inactifs et aux puits temporairement bouchés;b) qu’au plus tard le 5 août 2026 , au moins 40 % de ces puits soient inclus dans l’inventaire;c) que tous les 12 mois après le 5 août 2026 , au moins 15 % supplémentaires de ces puits soient inclus dans l’inventaire;d) que tous les puits soient inclus dans l’inventaire au plus tard le 5 août 2030 .
a) la dépollution, la réhabilitation et le bouchage définitif des puits; b) la réhabilitation des voies d’accès connexes ou des sols environnants sous l’eau, selon le cas; c) la restauration des sols, des masses d’eau, des fonds marins et des habitats touchés par les puits et les opérations antérieures; d) la surveillance visant à garantir que les puits bouchés ne sont pas une source d’émission de méthane conformément au présent article.
a) les émissions de méthane provenant de tous les puits d’aérage utilisés par l’exploitant de mine; b) les émissions de méthane provenant des stations de captage et du système de captage du méthane, pouvant résulter d’un éventage intentionnel ou non, ou d’une combustion incomplète dans le cas d’un torchage; c) les émissions de méthane se produisant lors des activités en aval des opérations d’extraction et dans la zone de la mine de charbon.
a) les émissions de méthane se produisant dans la mine de charbon au cours du processus d’extraction; b) les émissions de méthane se produisant lors des activités en aval des opérations d’extraction et dans la zone de la mine de charbon.
a) causés par une urgence ou un dysfonctionnement; b) se produisant inévitablement en raison de l’entretien du système de captage.
a) les émissions de méthane provenant de tous les puits d’aérage qui continuent d’émettre du méthane; b) les émissions de méthane provenant des équipements d’extraction de charbon dont l’utilisation a cessé; c) les émissions de méthane provenant d’autres sources d’émissions ponctuelles bien définies, comme précisé à la partie 1 de l’annexe VIII.
a) le pétrole brut, le gaz naturel et le charbon font l’objet d’une vérification par un tiers indépendant équivalente à celle prévue aux articles 8 et 9 et le producteur établi dans un pays tiers applique: i) en ce qui concerne le pétrole brut et le gaz naturel, des mesures de surveillance et de déclaration assurant la quantification des émissions de méthane équivalentes à celles prévues à l’article 12 ou à la surveillance et la déclaration au niveau 5 de l’OGMP 2.0; ii) en ce qui concerne le charbon, des mesures de surveillance et de déclaration équivalentes à celles prévues à l’article 20; ou
b) le pays tiers a mis en place et applique aux producteurs et aux exportateurs établis sur son territoire et fournissant du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon sur le marché de l’Union un cadre réglementaire en matière de surveillance, de déclaration et de vérification qui est au moins équivalent à celui appliqué dans l’Union; en particulier, le pays tiers a démontré que ces exigences en matière de surveillance et de déclaration garantissent au moins une quantification au niveau de la source et du site et des déclarations régulières équivalentes à celles prévues à l’article 12, pour le pétrole brut et le gaz naturel, et à l’article 20, pour le charbon, et qu’une vérification efficace par un tiers indépendant, équivalente à celle prévue aux articles 8 et 9, ainsi qu’une supervision et une exécution effectives ont été mises en place.
a) une liste des pays tiers dans lesquels le pétrole brut, le gaz naturel ou le charbon sont produits et à partir desquels ils sont exportés vers l’Union; b) pour chaque État membre ou pays tiers visé au point a), les informations suivantes: i) l’existence ou non de mesures réglementaires obligatoires en ce qui concerne les émissions de méthane du secteur de l’énergie, couvrant les mesures énoncées dans le présent règlement en ce qui concerne la mesure, la déclaration, la vérification et l’atténuation des émissions de méthane du secteur de l’énergie, en particulier les restrictions concernant l’éventage et le torchage; ii) la signature ou non de l’accord de Paris adopté au titre de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques (CCNUCC) et l’adhésion ou non à l’engagement mondial concernant le méthane; iii) la présentation ou non de rapports nationaux d’inventaire conformément aux exigences de la CCNUCC, le cas échéant; iv) l’inclusion ou non de la déclaration de niveau 3 des émissions de méthane dans le secteur de l’énergie dans les rapports nationaux d’inventaire fournis en vertu de la CCNUCC, le cas échéant, et la mention ou non des catégories des émissions de méthane déclarées au niveau 3; v) la quantité d’émissions de méthane dans le secteur de l’énergie précisée dans les rapports nationaux d’inventaire soumis en vertu de la CCNUCC, le cas échéant, et l’existence ou non d’une vérification indépendante de ces données; vi) s’ils sont disponibles, les liens électroniques vers des sources de données nationales contenant des informations sur les émissions de méthane dans le secteur de l’énergie;
c) pour chaque État membre, une liste des importateurs qui mettent du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon sur le marché de l’Union; d) pour chaque pays tiers visé au point a), les informations suivantes: i) une liste des producteurs ou exportateurs de pétrole brut, de gaz naturel ou de charbon vers l’Union, selon le cas, et leur adhésion ou non à toute initiative mondiale en faveur de la réduction des émissions de méthane, telle que l’OGMP et l’initiative "Zéro torchage de routine"; ii) des valeurs indicatives permettant d’estimer les émissions de méthane liées au transport de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon.
a) les émissions de méthane liées au pétrole brut, au gaz naturel et au charbon mis sur le marché de l’Union et une évaluation de la qualité des données pour les émissions de méthane déclarées, y compris le niveau de déclaration OGMP 2.0, le cas échéant; b) une évaluation des efforts déployés par les producteurs ou importateurs de l’Union, ainsi que par les producteurs ou exportateurs de pays tiers, qui mettent du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon sur le marché de l’Union pour surveiller, déclarer et réduire les émissions de méthane, y compris par région, le cas échéant; c) une analyse des événements super-émetteurs qui sont survenus dans les États membres ou dans les pays tiers en provenance desquels l’Union importe du pétrole brut, du gaz naturel ou du charbon et la manière dont ces événements ont été traités.
a) la mesure et la quantification des émissions de méthane visés à l’article 12, paragraphe 5; b) les enquêtes LDAR visées à l’article 14, paragraphe 1; c) les équipements visés à l’article 15, paragraphes 3 et 5; d) la quantification des émissions de méthane visée à l’article 18, paragraphe 3; et e) la mesure et la quantification des émissions de méthane visés à l’article 20, paragraphe 4, et à l’article 25, paragraphe 2.
a) de la mesure et de la quantification des émissions de méthane visées à l’article 12, paragraphe 5; b) des enquêtes LDAR visées à l’article 14, paragraphe 1; c) des équipements visés à l’article 15, paragraphes 3 et 5; d) de la quantification des émissions de méthane visée à l’article 18, paragraphe 3; et e) de la mesure et de la quantification des émissions de méthane visées à l’article 20, paragraphe 4, et à l’article 25, paragraphe 2.
a) la demande n’a pas été acceptée; b) les normes demandées n’ont pas été élaborées dans le délai fixé; c) les normes élaborées par les organisations européennes de normalisation ne sont pas conformes à la demande; ou d) les normes élaborées par les organisations européennes de normalisation sont jugées insuffisantes pour couvrir, en tout ou en partie, les exigences du présent règlement.
a) des amendes proportionnées aux dommages environnementaux et à l’impact sur la sécurité humaine et la santé, fixées à un niveau qui: i) prive au moins les responsables des avantages économiques découlant de l’infraction de manière efficace; et ii) augmente progressivement pour les infractions graves répétées;
b) des astreintes pour contraindre les exploitants, les entreprises, les exploitants de mines ou les importateurs à mettre fin à une infraction, à se conformer à une décision ordonnant l’adoption de mesures correctives, à fournir des informations ou à se soumettre à une inspection, selon le cas.
a) adopter une décision ordonnant à la personne de mettre fin à l’infraction; b) ordonner la confiscation du montant des profits obtenus du fait de ces infractions ou des pertes que ces infractions ont permis d’éviter, s’ils peuvent être déterminés; c) délivrer un avertissement ou une communication au public; d) adopter une décision imposant des astreintes; e) adopter une décision imposant des amendes administratives.
a) manquement des exploitants, des entreprises, des exploitants de mines ou des importateurs à l’obligation de fournir aux autorités compétentes ou aux vérificateurs l’assistance nécessaire pour l’exercice de leurs fonctions conformément au présent règlement; b) manquement des exploitants ou des exploitants de mines, à l’obligation de prendre les mesures prévues dans les rapports d’inspection visés à l’article 6, paragraphes 5 et 6; c) manquement des exploitants ou des exploitants de mines à l’obligation de soumettre les rapports sur les émissions de méthane requis par l’article 12, l’article 18, paragraphe 3, l’article 20 et l’article 25, paragraphe 6, y compris la déclaration de vérification délivrée par un vérificateur indépendant conformément à l’article 8, paragraphe 4; d) manquement des exploitants à l’obligation de soumettre un programme LDAR conformément à l’article 14, paragraphe 1, ou de réaliser une enquête LDAR conformément à l’article 14, paragraphes 2, 5 et 6; e) manquement des exploitants à l’obligation de réparer ou remplacer des composants, de soumettre les composants à un contrôle permanent et d’enregistrer les fuites conformément à l’article 14, paragraphes 8 à 13; f) manquement des exploitants à l’obligation de soumettre un rapport conformément à l’article 14, paragraphe 14; g) éventage ou torchage, y compris le torchage systématique, par les exploitants ou exploitants de mines, excepté dans les situations prévues à l’article 15, paragraphes 2 et 3, à l’article 22, paragraphes 1 et 2, et à l’article 26, paragraphe 2; h) absence de démonstration, par les exploitants ou exploitants de mines, de la nécessité d’avoir recours à l’éventage plutôt qu’au torchage et de la nécessité d’avoir recours au torchage plutôt qu’à la réinjection du méthane, à son utilisation sur place, à son stockage en vue d’une utilisation ultérieure ou à son acheminement vers un marché, dans le cas des exploitants, ou plutôt qu’à l’utilisation ou à l’atténuation, dans le cas des exploitants de mines, conformément à l’article 15, paragraphes 4 et 6, à l’article 22, paragraphes 1 et 2, et à l’article 26, paragraphe 2; i) manquement des exploitants à l’obligation de remplacer ou d’utiliser des équipements d’éventage conformément à l’article 15, paragraphes 5 et 7; j) absence de notification ou de déclaration, par les exploitants ou les exploitants de mines, des événements d’éventage et des événements de torchage conformément à l’article 16, à l’article 23, paragraphe 1, et à l’article 26, selon le cas; k) utilisation de torchères ou de dispositifs de combustion non conformes aux exigences énoncées aux articles 17, 22 et 23; l) manquement de la partie responsable à l’obligation d’appliquer des mesures d’atténuation conformément à l’article 18, paragraphes 6 et 9; m) manquement des importateurs à l’obligation de fournir les informations requises conformément à l’article 27, paragraphe 1, et à l’annexe IX; n) manquement des importateurs à l’obligation de fournir les informations requises conformément à l’article 28, paragraphes 1 et 2; o) manquement des producteurs ou importateurs de l’Union à l’obligation de fournir les informations requises conformément à l’article 29, paragraphes 1 et 2; p) non-respect par les producteurs ou importateurs de l’Union des valeurs maximales d’intensité de méthane énoncées dans les actes délégués adoptés conformément à l’article 29, paragraphe 6.
a) la durée ou les effets dans le temps, la nature et la gravité de l’infraction; b) toute mesure prise par l’exploitant, l’entreprise, l’exploitant de mine ou l’importateur pour atténuer ou réparer le dommage en temps utile; c) le fait que l’infraction a été commise délibérément ou par négligence; d) toute infraction antérieure ou répétée commise par l’exploitant, l’entreprise, l’exploitant de mine ou l’importateur; e) les avantages économiques obtenus ou les pertes évitées, directement ou indirectement, par l’exploitant, l’entreprise, l’exploitant de mine ou l’importateur du fait de l’infraction, si les données pertinentes sont disponibles; f) la taille de l’exploitant, de l’entreprise, de l’exploitant de mine ou de l’importateur; g) le degré de coopération avec les autorités; h) la manière dont les autorités ont eu connaissance de l’infraction, notamment si, et dans quelle mesure, l’exploitant, l’entreprise, l’exploitant de mine ou l’importateur a notifié l’infraction en temps utile; i) toute autre circonstance aggravante ou atténuante applicable au cas concerné, y compris les actions de tiers.
a) l’efficacité et l’efficience du présent règlement pour ce qui est de fixer des règles transparentes et précises en matière de mesure, de déclaration et de vérification ainsi que de réduire les émissions de méthane associées à la production de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon mise sur le marché de l’Union; b) si cela est réalisable, le niveau de réduction des émissions de méthane associées à la production de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon mise sur le marché de l’Union atteint grâce au présent règlement; c) si des mesures supplémentaires ou alternatives sont nécessaires pour favoriser et accélérer la réduction d’émissions de méthane dans la chaîne de valeur du pétrole brut, du gaz naturel et du charbon mis sur le marché de l’Union afin de soutenir l’objectif de l’Union de parvenir à un niveau nul d’émissions nettes de gaz à effet de serre d’ici à 2050 ainsi que ses engagements au titre de l’accord de Paris.
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| Type d’enquête LDAR | Type de composant | Fréquence |
|---|---|---|
| Enquête LDAR de type 1 | 4 mois | |
| Station de vanne | 9 mois | |
| Enquête LDAR de type 2 | 8 mois | |
| Station de vanne | 18 mois |
| Type d’enquête LDAR | Type de matériau | Fréquence |
|---|---|---|
| Enquête LDAR de type 1 | 3 mois | |
| 6 mois | ||
| 9 mois | ||
| 15 mois | ||
| Enquête LDAR de type 2 | 6 mois | |
| 12 mois | ||
| 18 mois | ||
| Acier protégé | 30 mois |
| Type d’enquête LDAR | Type de composant | Fréquence |
|---|---|---|
| 4 mois | ||
| Station de vanne | 9 mois | |
| 8 mois | ||
| Station de vanne | 18 mois | |
| Station de régulation et de comptage | 9 mois | |
| Station de vanne | 21 mois |
| Type d’enquête LDAR | Type de matériau | Fréquence de l’enquête |
|---|---|---|
| 3 mois | ||
| 6 mois | ||
| 12 mois | ||
| 24 mois | ||
| 6 mois | ||
| 12 mois | ||
| 24 mois | ||
| 36 mois | ||
| 6 mois | ||
| 12 mois | ||
| 24 mois | ||
| 36 mois |
| Type d’enquête LDAR | Type de composant | Fréquence |
|---|---|---|
| Enquête LDAR de type 1 | 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 marins | 36 mois | |
| Enquête LDAR de type 2 | Composants offshore au-dessus du niveau de la mer | 24 mois |
1. des informations sur le dispositif fournies par le fabricant; 2. des informations sur les capacités de détection des fuites, la fiabilité et les limites des dispositifs, y compris, mais sans s’y limiter, la capacité d’identifier des fuites ou des emplacements spécifiques, les limites de détection et toute restriction d’utilisation, ainsi que des données justificatives; 3. une description des modalités d’utilisation du dispositif: où, quand et comment il sera utilisé.
1) l’inventaire et l’identification de tous les composants qui ont été contrôlés; 2) les résultats de l’inspection établissant si une perte de méthane a été détectée et, dans l’affirmative, l’ampleur de la perte; 3) en ce qui concerne les composants dont il a été constaté, dans le cadre d’une enquête LDAR, que les émissions atteignent ou dépassent les seuils fixés à l’article 14, paragraphe 8, une indication quant à savoir si une réparation ou un remplacement a été ou non effectué au cours de l’enquête LDAR et, dans la négative, la raison de l’absence de réparation ou de remplacement, compte tenu des éléments pouvant justifier un retard de réparation ou de remplacement visés à l’article 14, paragraphe 9; et le calendrier de réparation indiquant la date de réparation ou de remplacement; 4) en ce qui concerne les composants dont il a été constaté, lors d’une précédente enquête LDAR, que les émissions étaient inférieures aux seuils fixés à l’article 14, paragraphe 8, mais que ces émissions atteignaient ou dépassaient ces seuils au cours de la surveillance mise en place après l’enquête LDAR, afin de vérifier si l’ampleur de la perte de méthane a évolué, une indication quant à savoir si la réparation ou le remplacement a été ou non effectué immédiatement et, dans la négative, la raison de l’absence de réparation ou de remplacement, compte tenu des éléments pouvant justifier un retard de réparation ou de remplacement visés à l’article 14, paragraphe 9, et le calendrier de réparation indiquant la date de réparation ou de remplacement.
1) l’inventaire et l’identification de tous les composants qui ont été contrôlés; 2) les résultats de l’inspection établissant si une perte de méthane a été détectée et, dans l’affirmative, l’ampleur de la perte; 3) en ce qui concerne les composants dont il a été constaté, lors d’une précédente enquête LDAR, que les émissions atteignent ou dépassent les seuils fixés à l’article 14, paragraphe 8, des informations sur la réparation ou le remplacement effectué et les résultats de la surveillance post-réparation pour vérifier si la réparation ou le remplacement a été fructueux; 4) en ce qui concerne les composants dont il a été constaté, lors d’une précédente enquête LDAR, que les émissions étaient inférieures aux seuils fixés à l’article 14, paragraphe 8, les résultats de la surveillance mise en place après l’enquête LDAR afin de vérifier si l’ampleur de la perte de méthane a évolué, et les recommandations fondées sur ces résultats.
1) nom de l’exploitant; 2) emplacement, nom et type d’actif; 3) équipement concerné; 4) date(s) et heure(s) auxquelles l’événement a été découvert ou a commencé et a pris fin; 5) quantification du volume de méthane mis à l’évent ou torché; 6) niveau d’efficacité de destruction et d’élimination dès la conception et type de torchère ou autre dispositif de combustion utilisé; 7) cause et nature de l’événement; 8) mesures prises pour limiter la durée et l’ampleur de l’événement; 9) mesures correctives prises pour éliminer la cause de ce type d’événements et empêcher leur récurrence; 10) résultats des inspections, à effectuer une fois toutes les deux semaines, des torchères ou d’autres dispositifs de combustion et des systèmes de surveillance à distance ou automatisés, selon le cas, effectuées conformément à l’article 17, en particulier lorsqu’une irrégularité a été constatée; 11) décision de remplacement de l’équipement d’éventage et calendrier de remplacement, le cas échéant.
1) dans le cas de torchères ou d’autres dispositifs de combustion allumés: le fait de savoir si la combustion est considérée comme adéquate ou inadéquate; 2) dans le cas de torchères ou d’autres dispositifs de combustion éteints: le fait de savoir si la torchère éteinte est munie d’un conduit d’évacuation de gaz; lorsque la torchère ou un autre dispositif de combustion est équipé d’un système de surveillance à distance ou automatisé, les émissions de méthane sont calculées sur la base du débit et du méthane non brûlé dans le cas où un conduit d’évacuation de gaz est présent.
a) nom et adresse de l’exploitant, du propriétaire ou du concessionnaire, le cas échéant; b) nom, type et localisation du puits ou du site de puits, en précisant s’il s’agit d’un puits inactif, d’un puits temporairement bouché ou d’un puits définitivement bouché et abandonné; c) lorsque cela est réalisable, carte indiquant les limites du puits ou du site de puits; d) résultats de la quantification des émissions de méthane dans l’air et dans l’eau effectuée.
a) dates du forage initial et de la dernière opération; b) orientation (verticale, horizontale et oblique); c) profondeur totale du puits; d) mention indiquant si des événements notables sont survenus au cours du processus de forage, tel que des jaillissements; e) mention indiquant si le puits est entré en contact avec du gaz contenant des quantités importantes de composés soufrés (gaz acide) ou des quantités infimes de composés soufrés (gaz non corrosif); f) données sismiques disponibles pour le puits dans les 1000 mètres supérieurs de sa trajectoire avec un rayon de1000 mètres;g) rapport d’évaluation le plus récent sur l’intégrité du puits; h) mention indiquant si le puits est un puits d’exploration ou de production; i) mention indiquant si le puits est entré en contact avec des poches de gaz peu profondes, des zones de gaz peu profondes ou des zones de perte de circulation; j) mention indiquant si le puits est situé onshore (indiquer s’il s’agit d’une zone urbaine, rurale ou autre) ou offshore (indiquer la profondeur d’eau); k) dans le cas de puits offshore, informations relatives à tout état des fonds marins susceptible de favoriser la migration du méthane vers le haut à travers la colonne d’eau; l) informations sur l’état du puits en ce qui concerne son cycle de vie (actif, inactif, trou de fond bouché, surface déclassée, etc.); m) mention indiquant si le tampon de fermeture du puits associé à un puits déclassé comporte ou non un évent.
a) les dernières mesures ou quantifications connues des émissions de méthane dans l’air et dans l’eau, le cas échéant; b) des informations montrant que l’autorité compétente concernée a attesté que le puits ou le site de puits en question remplit les critères énoncés à l’article 2, point 40); c) une documentation permettant de démontrer qu’il n’y a pas d’émissions de méthane provenant du puits ou du site de puits, y compris une quantification fondée sur le facteur d’émission ou sur un échantillonnage, ou des éléments de preuve fiables attestant de l’isolation permanente de subsurface conformément à la norme ISO 16530-1:2017: i) pour tous les puits définitivement bouchés et abandonnés le 3 août 1994 ou après cette date;ii) si elle est disponible, pour tous les puits définitivement bouchés et abandonnés avant le 3 août 1994 .
1) le calendrier de la prise en charge de chaque puits inactif et puits temporairement bouché, y compris les actions à réaliser; 2) le nom et l’adresse de l’exploitant, du propriétaire ou du concessionnaire du puits inactif ou du puits temporairement bouché, selon le cas; 3) la date prévue de la fin des travaux de dépollution, de réhabilitation ou de bouchage des puits inactifs et des puits temporairement bouchés.
1) nom et adresse de l’exploitant de mine; 2) adresse de la mine de charbon; 3) tonnage de chaque type de charbon produit par la mine de charbon; 4) pour tous les puits d’aérage utilisés par la mine de charbon: a) nom (le cas échéant); b) période d’exploitation, si elle diffère de la période couverte par le rapport; c) coordonnées; d) finalité (admission, échappement); e) spécifications techniques de l’équipement de mesure utilisé pour mesurer et quantifier les émissions de méthane et conditions de fonctionnement optimales spécifiées par le fabricant; f) proportion du temps pendant laquelle l’équipement de mesure en continu était en fonctionnement; g) référence aux normes ou aux prescriptions techniques applicables pour: la position du point de prélèvement de l’équipement de mesure du méthane, la mesure des débits, la mesure des concentrations de méthane;
h) émissions de méthane enregistrées par l’équipement de mesure en continu (en tonnes); i) émissions de méthane enregistrées par échantillonnage mensuel (en tonnes/heure), comprenant des informations concernant: les dates d’échantillonnage, le procédé d’échantillonnage, le relevé des conditions atmosphériques (pression, température, humidité) enregistrées à une distance appropriée pour refléter les conditions dans lesquelles fonctionne l’équipement de mesure en continu;
j) lorsque la mine de charbon communique avec une autre mine de charbon par tout moyen permettant un flux d’air entre elles, nom de cette autre mine de charbon;
5) facteurs d’émission en aval des opérations d’extraction et description de la méthode utilisée pour leur calcul; 6) émissions en aval des opérations d’extraction (en tonnes).
1) nom et adresse de l’exploitant de mine; 2) adresse de la mine de charbon; 3) tonnage de chaque type de charbon produit par la mine de charbon; 4) carte de tous les gisements exploités par la mine de charbon, indiquant les limites de ces gisements; 5) pour chaque gisement de charbon: a) nom (le cas échéant); b) période d’exploitation, si elle diffère de la période couverte par le rapport; c) description de la méthode expérimentale utilisée pour déterminer les émissions de méthane dues aux activités minières, incluant le choix de la méthode pour comptabiliser les émissions de méthane provenant des strates environnantes;
6) facteurs d’émission en aval des opérations d’extraction et description de la méthode utilisée pour leur calcul; 7) émissions en aval des opérations d’extraction.
1) nom et adresse de l’exploitant de mine; 2) tonnage de méthane transporté par un système de captage pour une ou plusieurs mines, par mine; 3) tonnage de méthane mis à l’évent; 4) tonnage de méthane torché; 5) niveau d’efficacité de destruction et d’élimination dès la conception de la torchère ou d’un autre dispositif de combustion; 6) utilisation du méthane capté.
1) nom et adresse de l’exploitant de la station de captage; 2) moment où l’événement a été détecté; 3) cause de l’événement; 4) justification du recours à l’éventage plutôt qu’au torchage, le cas échéant; 5) tonnage de méthane mis à l’évent ou torché, ou une estimation si la quantification n’est pas possible.
1.1. nom et adresse de l’exploitant, du propriétaire ou du concessionnaire, le cas échéant; 1.2. adresse du site; 1.3. carte indiquant les limites de la mine de charbon; 1.4. plans des ouvrages miniers et statut de ceux-ci; 1.5. résultats de la mesure directe à la source ou de la quantification aux sources d’émissions ponctuelles suivantes: a) tous les puits d’aérage utilisés par la mine de charbon lorsqu’elle était en exploitation, en mentionnant: i) les coordonnées du puits d’aérage; ii) le nom du puits d’aérage (le cas échéant); iii) l’état de scellement et la méthode de scellement, si connus;
b) les conduits d’aération non utilisés; c) les puits de captage des gaz non utilisés; d) les autres sources d’émissions ponctuelles potentielles enregistrées.
2.1. les mesures sont effectuées à une pression atmosphérique permettant de détecter les fuites potentielles de méthane, et conformément aux normes scientifiques appropriées; 2.2. les mesures sont effectuées à l’aide d’un équipement assurant une précision de mesure d’au moins 0,5 tonne par an;2.3. les mesures sont accompagnées d’informations sur: a) la date de la mesure; b) la pression atmosphérique; c) les caractéristiques techniques de l’équipement utilisé pour la mesure;
2.4. afin d’éviter un double comptage, les puits d’aérage utilisés historiquement par deux mines de charbon ou plus sont assignés à une seule mine de charbon.
1. nom et adresse de l’exploitant, du propriétaire ou du concessionnaire, le cas échéant; 2. adresse du site; 3. émissions de méthane provenant de toutes les sources d’émission ponctuelles visées dans la partie 1, y compris: a) le type de source d’émission ponctuelle; b) les caractéristiques techniques de l’équipement de mesure et de la méthode utilisés pour estimer les émissions de méthane, y compris la sensibilité; c) la proportion du temps pendant laquelle l’équipement de mesure était en fonctionnement; d) la concentration de méthane enregistrée par l’équipement de mesure; e) l’estimation des émissions de méthane provenant de la source d’émission ponctuelle.
1.1. une liste de toutes les sources d’émissions ponctuelles visées dans la partie 1; 1.2. faisabilité technique d’une atténuation des émissions de méthane au niveau du site, sur la base des sources d’émission ponctuelles; 1.3. calendrier d’une atténuation des émissions de méthane sur chaque site; 1.4. évaluation de l’efficacité des projets de collecte de méthane dans une mine de charbon abandonnée, lorsqu’ils sont mis en œuvre.
1) nom et adresse de l’exportateur et, s’ils diffèrent, nom et adresse du producteur; 2) pays et régions tiers exportateurs, classés au niveau 1 de la nomenclature des unités territoriales statistiques de l’Union (NUTS), où les produits ont été produits, et pays et régions, classés au niveau 1 de NUTS, à travers lesquels les produits ont transité jusqu’à leur mise sur le marché de l’Union; 3) en ce qui concerne le pétrole brut et le gaz naturel, informations indiquant si le producteur ou l’exportateur, selon le cas, effectue des mesures et des quantifications au niveau de la source et du site, si ces données font l’objet d’une vérification par un tiers indépendant, s’il déclare ou non ses émissions de méthane, soit de manière indépendante, soit dans le cadre des engagements de communiquer les inventaires nationaux de gaz à effet de serre conformément aux exigences de la CCNUCC, et si elles respectent les exigences de la CCNUCC en matière de déclaration ou les normes OGMP 2.0; copie du dernier rapport sur les émissions de méthane, comprenant, le cas échéant, les informations prévues à l’article 12, paragraphe 4, lorsqu’elles sont fournies dans ce rapport; et méthode de quantification (niveaux de la CCNUCC ou niveaux OGMP 2.0, par exemple) utilisée dans le rapport pour chaque type d’émissions de méthane; 4) en ce qui concerne le pétrole brut et le gaz naturel, informations indiquant si le producteur ou l’exportateur, selon le cas, applique des mesures réglementaires ou volontaires pour contrôler ses émissions de méthane, y compris des mesures telles que des enquêtes LDAR ou des mesures visant à contrôler et à limiter les événements d’éventage et de torchage, y compris une description de ces mesures, ainsi que, s’ils sont disponibles, les rapports pertinents relatifs aux enquêtes LDAR et aux événements d’éventage et de torchage survenus au cours de la dernière année civile pour laquelle des données sont disponibles; 5) en ce qui concerne le charbon, informations indiquant si le producteur ou l’exportateur, selon le cas, effectue des mesures et des quantifications des émissions de méthane au niveau de la source, si ces émissions de méthane sont calculées et quantifiées conformément à l’annexe VI, si ces données font l’objet d’une vérification par un tiers indépendant, s’il déclare ses émissions de méthane, soit de manière indépendante, soit dans le cadre des engagements de communiquer les inventaires nationaux de gaz à effet de serre conformément aux exigences de la CCNUCC, et si ces déclarations sont conformes aux exigences de la CCNUCC en matière de déclaration ou à une norme européenne ou une autre norme internationale en matière de surveillance, de déclaration et de vérification des émissions de méthane; copie du dernier rapport sur les émissions de méthane, comprenant, le cas échéant, les informations prévues à l’article 20, paragraphe 6; et méthode de quantification (niveaux de la CCNUCC, par exemple) utilisée dans le rapport pour chaque type d’émissions de méthane; 6) en ce qui concerne le charbon, informations indiquant si le producteur ou l’exportateur applique ou non des mesures réglementaires ou volontaires pour maîtriser ses émissions de méthane, notamment des mesures visant à maîtriser et à limiter les événements d’éventage et de torchage, et, le cas échéant, les volumes de méthane mis à l’évent et torché calculés pour chaque mine de charbon au moins au cours de la dernière année civile, ainsi que les plans d’atténuation existants pour chaque mine de charbon, accompagnée d’une description de ces mesures, y compris, le cas échéant, les rapports relatifs aux événements d’éventage et de torchage survenus au cours de la dernière année civile pour laquelle des données sont disponibles; 7) nom de l’entité qui a effectué la vérification par un tiers indépendant des rapports visés aux points 3) et 5), le cas échéant; 8) informations visées à l’article 28, paragraphe 1 ou 2, selon le cas, montrant que le pétrole brut, le gaz naturel ou le charbon fait l’objet, au niveau des producteurs, de mesures de surveillance, de déclaration et de vérification équivalentes à celles prévues dans le présent règlement pour les contrats conclus ou renouvelés le 4 août 2024 ou après cette date, et informations sur les efforts déployés pour faire en sorte que le pétrole brut, le gaz naturel ou le charbon fournis dans le cadre de contrats conclus avant le4 août 2024 fasse l’objet, au niveau des producteurs, de mesures de surveillance, de déclaration et de vérification équivalentes à celles prévues dans le présent règlement;9) informations indiquant si les clauses types visées à l’article 28, paragraphe 3, sont utilisées dans les contrats de fourniture, précisant lesquelles; 10) informations au titre de l’article 29, paragraphe 1, concernant l’intensité de méthane de la production de pétrole brut, de gaz naturel et de charbon mise sur le marché de l’Union dans le cadre des contrats de fourniture pertinents.