CELEX ID: 32024R1787

--- ENGLISH ---

Document:
Official Journal 
of the European Union
EN
L series
2024/1787
15.7.2024
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)
THE EUROPEAN PARLIAMENT AND THE COUNCIL OF THE EUROPEAN UNION,
Having regard to the Treaty on the Functioning of the European Union, and in particular Article 192(1) thereof,
Having regard to the proposal from the European Commission,
After transmission of the draft legislative act to the national parliaments,
Having regard to the opinion of the European Economic and Social Committee 
(
1
)
,
Having regard to the opinion of the Committee of the Regions 
(
2
)
,
Acting in accordance with the ordinary legislative procedure 
(
3
)
,
Whereas:
(1)
Methane is second only to carbon dioxide (CO
2
) in its overall contribution to climate change and is responsible for approximately a third of current warming. The amount of methane in the atmosphere globally has risen sharply over the last decade.
(2)
The Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), created within the framework of the United Nations (UN), published in its Sixth Assessment Report the finding that deep reductions in anthropogenic methane emissions are needed by 2030 to limit global warming to 1,5 
o
C. That report shows that, although methane has a shorter average atmospheric residence time than CO
2
, 10 to 12 years compared to hundreds of years, its greenhouse effect over a 20-year period is over 80 times more significant than that of CO
2
. In particular, according to the IPCC, while methane has 29,8 times greater global warming potential than CO
2
 on a 100-year timescale, it is 82,5 times more potent on a 20-year timescale.
(3)
It appears from the Air quality in Europe – 2020 report of the European Environment Agency that methane is a precursor gas for ground-level ozone and contributes to air pollution. Tackling methane emissions would address not only environment and climate but also improve protection of human health.
(4)
According to recent estimates by the UN Environment Programme (UNEP) and the Climate and Clean Air Coalition (CCAC), methane emission reductions of 45 % by 2030, based on available targeted measures and additional measures in line with the UN Sustainable Development Goals, could avoid 0,3 
o
C of global warming by 2045.
(5)
According to the International Energy Agency online data service World Energy Balances, the Union is the world’s largest importer of fossil energy, and as such, an important driver of global methane emissions.
(6)
The European Green Deal combines a comprehensive set of mutually reinforcing measures and initiatives aimed at achieving climate neutrality in the Union at the latest by 2050. In its communication of 11 December 2019 on the European Green Deal, the Commission indicated that the decarbonisation of the gas sector would be facilitated, including by addressing the issue of energy-related methane emissions. In October 2020, the Commission adopted an EU strategy to reduce methane emissions (the ‘Methane Strategy’) setting out measures to cut methane emissions in the Union, including in the energy sector, and at global level. Regulation (EU) 2021/1119 of the European Parliament and of the Council 
(
4
)
 sets out the target for economy-wide climate neutrality at the latest by 2050 and establishes a binding Union domestic reduction target for net greenhouse gas emissions (emissions after deduction of removals) of at least 55 % compared to 1990 levels by 2030. It follows from the impact assessment accompanying the proposal for this Regulation that, under the assumptions of the preferred policy option for the methane legislative proposal combined with the assumptions of the ‘Fit for 55’ legislative package, 77 % of all methane emissions associated with oil, gas and coal projected for 2030 can be reduced cost effectively from a social and environmental perspective. That would contribute to limiting global warming to 1,5 
o
C and would allow the Union to effectively take the lead in fighting methane emissions and to strengthen its energy security.
(7)
Methane emissions are included in the scope of the Union greenhouse gas reduction targets for 2030, set out in Regulation (EU) 2021/1119, and the binding national emission reduction targets under Regulation (EU) 2018/842 of the European Parliament and of the Council 
(
5
)
. However, there is currently no Union legal framework setting out specific measures for the reduction of anthropogenic methane emissions in the energy sector. In addition, whilst Directive 2010/75/EU of the European Parliament and of the Council 
(
6
)
 covers methane emissions from the refining of mineral oil and gas, it does not cover methane emissions from other activities in the energy sector.
(8)
In this context, this Regulation should apply to the reduction of methane emissions in oil and fossil gas upstream exploration and production, in inactive wells, temporarily plugged wells and permanently plugged and abandoned wells, in fossil gas gathering and processing, in gas transmission, distribution and underground storage, as well as in liquefied natural gas (LNG) facilities. This Regulation should also apply to active underground coal mines and surface coal mines, and closed or abandoned underground coal mines.
(9)
Rules for accurate measurement, monitoring, reporting and verification of methane emissions in the oil, gas and coal sectors, as well as for the reduction of those emissions, including through leak detection and repair (LDAR) surveys and restrictions on venting and flaring, while ensuring the protection of workers from methane emissions, should be addressed by an appropriate Union legal framework. The rules laid down in this Regulation should enhance transparency with regard to imports of fossil energy into the Union and contribute towards the wider uptake of methane emission mitigation solutions across the globe. A 20-year and a 100-year time horizon for global warming potential should be used.
(10)
Compliance with the obligations under this Regulation is likely to require investments by regulated entities, and the costs associated with such investments should be taken into account in tariff setting, subject to efficiency principles. The necessary costs should not result in a disproportionate financial burden on end users and consumers.
(11)
Each Member State should appoint at least one competent authority to oversee the effective compliance by operators, undertakings, mine operators and importers with the obligations laid down in this Regulation and should notify the Commission about such appointment and any changes thereto. Those competent authorities should be provided with sufficient financial and human resources and should take all the necessary measures to ensure compliance with this Regulation in accordance with the tasks specifically attributed to them. The competent authorities should establish a contact point. Taking into account the cross-border character of energy sector operations and methane emissions, the competent authorities should cooperate with each other and with the Commission. In that context, the Commission and the competent authorities should form together a network of public authorities applying this Regulation to foster close cooperation, with the necessary arrangements for exchanging information and best practices, and to allow for consultations.
(12)
In order to ensure a smooth and effective implementation of this Regulation, the Commission should support Member States through the Technical Support Instrument established by Regulation (EU) 2021/240 of the European Parliament and of the Council 
(
7
)
 providing tailor-made technical expertise to design and implement reforms, including reforms promoting the reduction of methane emissions in the energy sector. That technical support could, for example, involve strengthening administrative capacity, harmonising the legislative frameworks and sharing relevant best practices.
(13)
In order to ensure the performance of the tasks of the competent authorities, operators, undertakings, mine operators and importers should provide those authorities with all necessary assistance. In addition, operators, undertakings, mine operators and importers should take all the necessary actions identified by the competent authorities within the period determined by the competent authorities or any other period agreed with the competent authorities.
(14)
One of the main mechanisms available to the competent authorities should be inspections, including examination of documentation and records, emissions measurements and site checks. Inspections should take place regularly, on the basis of an appraisal of the risks, such as environmental risks, associated with each site, carried out by the competent authorities. The competent authorities should take into account the established control mechanisms and the best practices available to them. In addition, inspections should be carried out to investigate substantiated complaints and occurrences of non-compliance and to ensure that repairs or replacements of components and mitigation measures are carried out in accordance with this Regulation, as well as to regularly check compliance of importers with this Regulation. Where the competent authorities identify a serious breach of this Regulation, they should issue a notice of remedial actions to be taken by the operator, undertaking, mine operator or importer. Alternatively, the competent authorities should be able to decide to instruct the operator, undertaking, mine operator or importer to submit for their approval a set of remedial actions to address the breach. Competent authorities should keep records of the inspections, and the relevant information should be made publicly available in accordance with Directive 2003/4/EC of the European Parliament and of the Council 
(
8
)
.
(15)
In order to determine the seriousness of an infringement of this Regulation, the competent authorities should consider the environmental damage and the impact on human safety and health, as well as the likelihood of the infringement to affect, to a significant degree, data reliability and robustness in the monitoring and reporting obligations under this Regulation.
(16)
In light of the proximity of some methane emission sources to urban or residential areas and their impact on health, environment and climate, natural or legal persons should be able to lodge duly substantiated complaints with the competent authorities on possible infringements of this Regulation. It should be possible in that context to use the European e-Justice Portal to host relevant information, as made available by Member States, in particular the contact details of the competent authorities, the most important steps of the complaint procedure, as well as the rights and basic rules to follow. The competent authorities should keep complainants informed of the procedure and decisions taken and complainants should receive a final decision within a reasonable time after lodging the complaint.
(17)
A robust verification framework improves the credibility of reported data. In addition, the level of detail and technical complexity of methane emission measurements requires proper verification of methane emission data reported by operators, undertakings, mine operators and importers. While self-verification is possible, third party verification ensures greater independence and transparency. In addition, it allows for a harmonised set of competences and level of expertise that may not be available to all public entities. Verifiers should be accredited by accreditation bodies in accordance with Regulation (EC) No 765/2008 of the European Parliament and of the Council 
(
9
)
 or otherwise authorised in a manner comparable to Regulation (EC) No 765/2008. Independent verifiers should thus ensure that emissions reports prepared by operators, undertakings, mine operators and importers are accurate and in compliance with the requirements set out in this Regulation. The verification activities should be aligned with the relevant European or other international standards and methodologies for verifiers and should take due account of the nature of the verified activities. The verifiers should review the data in the emissions reports to assess the reliability, credibility and accuracy of the data. To ensure the accuracy of the data, verifiers should, where relevant, carry out announced and unannounced site checks. Verifiers should be separate from competent authorities and should be independent from the operators, undertakings, mine operators and importers, who should provide them with all assistance necessary to enable or facilitate the verification activities, in particular as regards access to the sites and the presentation of documentation or records.
(18)
In performing their tasks and exercising their powers under this Regulation, the Commission, competent authorities and verifiers should consider the information made available internationally, for example by the International Methane Emissions Observatory (IMEO), in particular with regard to methodologies for data aggregation and analysis and verification of methodologies and statistical processes employed by operators, undertakings, mine operators and importers to quantify data in their emissions reports. The reference criteria in that respect can include the Oil and Gas Methane Partnership (OGMP) reporting framework, technical guidance documents and reporting templates.
(19)
The IMEO was set up in October 2020 by the Union in partnership with the UNEP, the CCAC and the International Energy Agency, and presented at the G20 Summit in October 2021. The IMEO has been tasked with collecting, reconciling, verifying and publishing data on anthropogenic methane emissions at a global level. The IMEO could play a role in identifying super-emitters through an early detection and warning system.
(20)
As party to the United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) 
(
10
)
 and the Paris Agreement adopted under the UNFCCC 
(
11
)
 (the ‘Paris Agreement’), the Union is required to provide annually an inventory report of anthropogenic greenhouse gas emissions constituting an aggregate of the Member States national greenhouse gas inventories, prepared using good practice methodologies accepted by the IPCC.
(21)
Regulation (EU) 2018/1999 of the European Parliament and of the Council 
(
12
)
 requires Member States to report greenhouse gas inventory data and their national projections to the Commission. Pursuant to that Regulation, reporting is to be undertaken using UNFCCC reporting guidelines, and is often based on default emission factors rather than direct source-level measurements, implying uncertainties on the origin, frequency and magnitude of emissions.
(22)
Country data reported pursuant to UNFCCC reporting provisions is submitted to the UNFCCC secretariat in accordance with different tiers of reporting, in line with IPCC guidelines. In that context, the IPCC generally suggests using higher tier methods for those emission sources which have a significant influence on a country’s total greenhouse gas inventory in terms of absolute level, trend or uncertainty.
(23)
A tier represents a level of methodological complexity. Three tiers are available. Tier 1 methods typically use IPCC default emission factors and require the most basic, and least disaggregated, activity data. Higher tiers usually utilise more elaborate methods and source-, technology-, region- or country-specific emission factors, which are often based on measurements, and normally require more highly disaggregated activity data. Specifically, tier 2 requires the use of country-specific, instead of default, emission factors, while tier 3 requires plant-by-plant data or measurements and comprises the application of a rigorous bottom-up assessment by source type at the individual facility level. The IPCC stated in its 2019 Refinement to the IPCC 2006 guidelines for national greenhouse gas inventories that progressing from tier 1 to tier 3 represents an increase in the certainty of measurements of methane-related emissions.
(24)
Member States have different practices regarding the tier level at which they report their energy-related methane emissions to the UNFCCC secretariat. Reporting at tier 2 for large emission sources is in line with IPCC reporting guidelines, as tier 2 is considered a higher tier method. Reporting at tier 1, the lowest level, is still very common in several Member States for methane emissions from coal, gas and oil. As a result, estimation methodologies and reporting of energy-related methane emissions vary across Member States.
(25)
Currently, voluntary industry-led initiatives remain the principal course of action for methane emission quantification and mitigation in many countries. A key industry-led initiative in the energy sector is the OGMP, a voluntary initiative on measuring and reporting methane emissions, created in 2014 by UNEP and CCAC, on whose board the Commission is represented. The OGMP focuses on establishing best practices to improve the availability of global information on methane emission quantification and management and to drive mitigation actions to reduce methane emissions. The OGMP’s work on developing standards and methodologies involves governments, civil society and business. To date, over 115 companies, with assets in more than 60 countries on five continents, representing over 35 % of the world’s oil and gas production and over 70 % of LNG flows have become members of UNEP’s OGMP 2.0. The OGMP 2.0 framework is the latest iteration of a dynamic methane emissions standard and can provide a suitable basis for methane emissions standards, based on sound scientific standards.
(26)
Against that background, it is necessary to improve the measurement of methane emissions and the quality of the reported data, including on the main sources of methane emissions associated with energy produced and consumed within the Union. Moreover, the availability of source-level data and the robust quantification of methane emissions should be ensured, thereby increasing the reliability of reporting as well as the scope for appropriate mitigation measures.
(27)
For quantification and reporting to be effective, operators and undertakings should be required to quantify and report methane emissions by source, and to make aggregated data available to Member States in order for Member States to be able to improve the accuracy of their inventories and reports. In addition, effective verification of the reported data is necessary. In order to minimise the administrative burden for operators and undertakings, they should report on an annual basis.
(28)
This Regulation, which builds on the relevant parts of the OGMP 2.0 framework, contributes towards the collection of reliable and robust data that would form a sufficient basis for monitoring methane emissions and, where necessary, provides for additional action to further curb methane emissions.
(29)
The OGMP 2.0 framework has five levels of reporting. Source-level reporting begins at level 3, which is considered comparable with UNFCCC tier 3. It allows the use of generic emission factors. OGMP 2.0 level 4 reporting requires direct measurements of source-level methane emissions and allows the use of specific emission factors. OGMP 2.0 level 5 reporting requires complementary site-level measurements in addition to source-level quantification of methane emissions. In addition, the OGMP 2.0 framework requires companies to report direct measurements of methane emissions within 3 years of joining OGMP 2.0 for operated assets and within 5 years for non-operated assets. The deadlines within which operators and undertakings are to submit reports required under this Regulation should be set, building on the approach taken by OGMP 2.0 with regard to source-level reporting and taking into account that a large number of Union companies have already joined OGMP 2.0. In addition to source-level quantification, site-level quantification allows assessment, verification and reconciliation of source-level estimates aggregated by site, thereby providing improved confidence in reported emissions. Similar to the OGMP 2.0 framework, site-level measurements to reconcile source-level quantification should be required.
(30)
According to data from the Union greenhouse gas inventory, which is based on national greenhouse gas inventories reported in accordance with Regulation (EU) 2018/1999, more than half of all direct methane emissions in the energy sector is due to unintentional release of methane into the atmosphere. In the case of oil and gas, such unintentional methane emissions represent the largest share of methane emissions.
(31)
Unintentional leaks of methane into the atmosphere can occur during drilling and extraction, as well as during processing, storage, transmission and distribution to end-use consumers. Such leaks can also occur in inactive wells, temporarily plugged wells or permanently plugged and abandoned wells. Some methane emissions can result from imperfections in, or ordinary wear and tear of, technical components such as joints, flanges and valves, or from damaged components, for example in the case of accidents. Corrosion can also cause leaks from the walls of pressurised equipment.
(32)
In order to reduce methane emissions, operators should take all appropriate mitigation measures to minimise methane emissions in their operations.
(33)
More specifically, methane emissions from leaks are most commonly reduced by LDAR surveys, carried out first to identify leaks and then to repair leaks or replace leaking components. Operators should therefore carry out periodic LDAR surveys, including of components that vent methane, to check for malfunctioning equipment.
(34)
For that purpose, a harmonised approach to ensure a level-playing field for all operators in the Union should be set up. That approach should include minimum requirements for LDAR surveys, while leaving an adequate degree of flexibility to Member States and operators. That flexibility is essential to allow innovation and the development of new components, new LDAR technologies and new detection methods, thus preventing, to the detriment of environmental protection, the lock-in of technology. New LDAR technologies and new detection methods continue to emerge and Member States should encourage innovation in this sector, so that the least emitting, and also accurate and cost-effective components, LDAR technologies and detection methods can be adopted.
(35)
Obligations regarding LDAR surveys should reflect good practices. LDAR surveys should be primarily aimed at finding and eliminating as quickly as possible leaks by repair or replacement of the leaking component, rather than quantifying them, and those areas with a higher risk of leaks should be checked more frequently. The determination of the frequency of LDAR surveys and the decision to repair or replace a component should be guided not only by the need to repair or replace components from which methane is escaping above the methane emission threshold but also by operational considerations, taking into account risks to safety. Thus, where a higher risk to safety or higher risk of methane emissions is identified, the competent authorities should be allowed to recommend more frequent LDAR surveys for the relevant components or the replacement of components with technology that is less prone to leaks. All leaks, irrespective of their size, should be surveyed and checked, as small leaks can develop into larger ones. Leak repairs should be followed by confirmation that they have been effective. In order to allow for new or more advanced components or technologies for the detection of methane emissions to be used, the size of methane loss at or above which repair is required should be specified, while leaving to the operators the choice of detection device. Where appropriate, it should be possible to use detection technologies, such as continuous monitoring, as part of LDAR surveys as long as they fulfil the requirements for advanced detection technologies of this Regulation. Best performing operators producing or processing oil or natural gas should be able to apply different LDAR survey frequencies, subject to the fulfilment of the conditions in this Regulation and the approval of the competent authorities.
(36)
LDAR surveys should be undertaken, using appropriate available technologies and detection techniques to identify leaks: as close as possible to each individual potential emission source for aboveground components and components above the sea level; at the interface between ground and atmosphere as a first step and, if a potential leak is detected, as close as possible to the emission source as a second step for underground components; and applying the best detection techniques that are commercially available for offshore components below the sea level or below the seabed.
(37)
As regards underground components, LDAR surveys are generally undertaken using a two-step process. The first step consists in undertaking a first leak detection and determines whether to dig the ground or undertake bar-hole drilling if the pipeline is directly accessible. Operators dig or drill the ground if the leak is at or above the first leak detection threshold. The second step consists in undertaking a second leak detection and determines whether to repair the leak. Operators repair the leak if it is at or above the second leak detection threshold.
(38)
Minimum detection limits serve to ensure that the detection devices are sensitive enough to detect leaks as required under this Regulation. Those minimum detection limits as well as detection techniques to be used should be determined by the Commission, taking into account the different types of components and LDAR surveys, for all categories of components, along with the thresholds applicable to the first step of the LDAR surveys for underground components.
(39)
Repair or replacement should take place immediately after detection of a leak at or above the threshold, specified in this Regulation, or as soon as possible thereafter. While it could be necessary to consider exceptional safety, administrative and technical aspects, evidence should be provided to justify any delays in repair or replacement. Repairs or replacements should use the best technologies that are commercially available and that provide long-term protection against future leakage.
(40)
Small connected systems as defined in Directive (EU) 2019/944 of the European Parliament and of the Council 
(
13
)
 can face security of supply and grid stability issues in the case of a system shutdown. Therefore, to avoid such risks for the security of supply, repair or replacement works should be carried out during scheduled system shutdowns.
(41)
In light of its potent greenhouse gas emission effect, venting should be prohibited except in the case of emergencies or malfunction, or during certain specific events where some venting is unavoidable and strictly necessary. To ensure that operators do not use equipment designed to vent, technology standards should be adopted that allow for the use of lower emitting alternatives.
(42)
Flaring is considered as routine flaring when it is carried out during the normal production of oil, gas and coal, in the absence of adequate facilities or amenable geology to re-inject the gas produced, utilise it on-site or dispatch it to a market. Routine flaring should be prohibited. Flaring should be allowed when it is the only alternative to venting and where venting is not prohibited. The elimination of routine flaring would also increase the availability of natural gas for gas markets. Venting is more harmful to the environment than flaring as the gas released typically contains high levels of methane, whereas flaring oxidises methane into CO
2
 which has a lower global warming potential. Therefore, where no other choice is available, flaring should be preferred to venting.
(43)
Using flaring as an alternative to venting requires that flaring devices are efficient at combusting methane. For that reason, a combustion efficiency requirement should also be included for the cases in which flaring is allowed and flaring devices with a destruction and removal efficiency by design level below 99 % should be phased out. The use of auto-igniters or continuous pilot burners, which give more reliable ignition as they are not affected by wind, should also be required.
(44)
Re-injection or utilisation on-site of methane, or dispatch of methane to a market should always be preferable to venting or flaring. Operators that vent should provide proof to the competent authorities that re-injection, utilisation on-site, storage for later use, dispatch of methane to a market or flaring was not possible and operators that flare should provide proof to the competent authorities that re-injection, utilisation on-site, storage for later use or dispatch of the methane to a market was not possible.
(45)
Operators should notify major venting events and flaring events without delay to the competent authorities and submit to those authorities annually more comprehensive reports on all venting events and flaring events. They should also ensure that venting and flaring equipment and devices comply with the standards laid down in Union law.
(46)
Methane emissions from inactive wells, temporarily plugged wells and permanently plugged and abandoned wells pose health, safety and environmental risks. Therefore, monitoring, including quantification and, where pressure monitoring equipment exists, pressure monitoring, and reporting obligations should still apply and those wells and well sites should be permanently plugged, reclaimed and remediated, as applicable. In such cases, Member States should have a predominant role, in particular to establish inventories and, where no party responsible can be identified, to report methane emissions and establish mitigation plans within clear deadlines.
(47)
In the case of permanently plugged and abandoned wells, adequate documentation demonstrating that there are no methane emissions should be provided for all wells that have been permanently plugged and abandoned in the 30 years preceding and on or after the date of entry into force of this Regulation and, where such documentation is available, for wells permanently plugged and abandoned more than 30 years preceding the date of entry into force of this Regulation. Such documentation should include at least emission factor based or sample-based quantification or reliable evidence of permanent subsurface isolation in accordance with ISO 16530-1:2017, the applicable international standard on well integrity for petroleum and natural gas industries.
(48)
Where the competent authorities are provided with reliable evidence of material amounts of methane emissions in an offshore inactive well, in a temporarily plugged well or in a permanently plugged and abandoned well, as the case may be, that has been confirmed by an independent third party, the competent authorities should decide on the application of the obligations for temporarily plugged wells with respect to that well.
(49)
The number of inactive wells, temporarily plugged wells and permanently plugged and abandoned wells on the territory of the Member States varies significantly and some Member States have a very high number of such wells on their territories. Such Member States should be allowed to apply a more gradual approach to fulfilling obligations regarding the establishment of an inventory of those wells to ensure the proportionality of the costs and administrative burden associated with that inventory.
(50)
Since the likelihood of methane leakage from offshore wells to reach the surface depends on several factors and tends to decrease with water depth and that the resources necessary to survey and intervene in offshore wells increase as water depth and distance from shore increase, exemptions from certain obligations under this Regulation should be considered for offshore wells located at greater water depth, if robust evidence can be provided that the impact on the climate of potential methane emissions from those wells is highly likely to be negligible.
(51)
Union greenhouse gas inventory data show that methane emissions from coal mines are the biggest single source of methane emissions in the Union’s energy sector. In 2019, direct emissions from the coal sector represented 31 % of all methane emissions, almost equal to the percentage of direct methane emissions from oil and fossil gas combined, namely 33 %.
(52)
Currently, there is no Union-wide specific legislation limiting methane emissions from the coal sector, despite the availability of a wide array of mitigation technologies. There is no Union or international coal-specific monitoring, reporting and verification standard. In the Union, reporting of methane emissions from the coal industry is part of the greenhouse gas emission reporting by Member States. Data from underground coal mines is also included in the European Pollutant Release and Transfer Register established by Regulation (EC) No 166/2006 of the European Parliament and of the Council 
(
14
)
.
(53)
Recent studies show that methane emissions are primarily linked to underground mining activities, in active, closed and abandoned coal mines. In active underground coal mines, methane concentration in the air is continuously controlled as it constitutes a health and safety hazard. In the case of underground coal mines, the vast majority of methane emissions occur through ventilation and drainage or degasification systems, which represent the two main ways of lowering methane concentrations in a coal mine’s airways.
(54)
Once production has ceased and a coal mine is closed or abandoned, it continues to release methane, referred to as ‘abandoned mine methane’ (AMM). Such methane emissions typically occur at well defined source points, such as ventilation shafts or pressure-relief vents. With increased climate ambition and shifting energy production to less carbon-intensive energy sources, AMM emissions are likely to increase in the Union. It is estimated that even 10 years after mining has ceased, methane from non-flooded coal mines continues to be emitted at levels attaining approximately 40 % of those recorded at the time of closure. Moreover, treatment of AMM remains fragmented due to different ownership and exploitation rights and obligations across the Union. Member States should therefore establish inventories of closed underground coal mines and abandoned underground coal mines where operations have ceased after 3 August 1954 and the identified party responsible should be required to install devices for the measurement of methane emissions.
(55)
Active surface coal mines in the Union produce lignite and emit less methane than underground coal mines. Lignite coal mines in the Union are predominantly opencast surface coal mines, with the exception of one lignite underground coal mine in one Member State. According to the Union greenhouse gas inventory, in 2019, active surface coal mines emitted 166 kilotonnes of methane compared to 828 kilotonnes of methane from underground coal mines. Measurement of methane emissions from surface coal mines is challenging due to the tendency of methane to diffuse over a wide area. Therefore, and despite the availability of adequate technology, methane emissions from surface coal mines are rarely measured. Methane emissions from surface coal mines can be derived using basin-specific coal emission factors and, with greater precision, using mine- or deposit-specific emission factors, since coal basins have deposits with different methane-bearing capacity. Emission factors can be derived from measuring gas content of the seams sampled from exploration borehole cores. Mine operators should therefore quantify methane emissions in surface coal mines using such emission factors.
(56)
Methane emissions from fully flooded underground coal mines tend to decrease significantly over time as the hydrogeological conditions stabilise following the closure of the coal mine and the completion of the flooding process. It should therefore be possible to exempt such coal mines from quantification obligations, where duly justified.
(57)
Mine operators should perform continuous measurement and quantification of methane emissions from ventilation shafts in underground coal mines and continuous measurement of vented and flared methane in drainage stations. They should use specific emission factors as regards surface coal mines. They should report that data to the competent authorities.
(58)
Mitigation of methane emissions can be best achieved in active and closed underground coal mines or abandoned underground coal mines. Effective mitigation of methane emissions from active surface coal mines and closed or abandoned surface coal mines is currently limited by technology. However, in order to support research and development in mitigation technologies for such methane emissions in the future, there should be effective and detailed monitoring, reporting and verification of the scale of those methane emissions.
(59)
Active underground coal mines are either thermal or coking coal mines. Thermal coal is used primarily as an energy source and coking coal is used as a fuel and as a reactant in the process of steelmaking. Both thermal and coking coal mines should be subject to measuring, reporting and verification and mitigation measures with respect to methane emissions. Mitigation measures should be implemented through a phase-out of venting and flaring. Mitigation measures should not lead to the deterioration of the safety of workers.
(60)
For active underground coal mines, mitigation measures should be implemented through a phase-out of flaring devices with a destruction and removal efficiency by design level below 99 %. While the flooding of closed or abandoned underground coal mines can prevent methane emissions, it is not systematically done and poses environmental risks. In those coal mines, flaring devices with a destruction and removal efficiency by design level below 99 % should also be phased out. As geological constraints and environmental considerations prevent a one-size-fits-all approach with respect to abandoned underground coal mines, Member States should establish their own mitigation plan, taking into consideration those constraints and the technical feasibility of AMM mitigation.
(61)
In order to reduce methane emissions from active coal mines, Member States should be allowed to introduce systems of incentives for the reduction of methane emissions, subject to applicable State aid rules. Those systems could in particular incentivise investments into methane capture and injection to the grid and the reduction of methane emissions from ventilation shafts and from flaring. Member States should be allowed to introduce dedicated systems of fees and charges to facilitate investments into the reduction of methane emissions, inter alia, as part of State aid programmes aimed at the decommissioning of coal production capacities, subject to applicable State aid rules.
(62)
Existing best mitigation practices to reduce methane emissions should be allowed in closed or abandoned coal mines, such as development of geothermal and heat storage projects in flooded coal mines, hydropower applications in non-flooded coal mines, capturing methane emissions by degassing, use of safety-relevant degassing devices, use of mine gas for energy production or impoundment of mine water and other possible uses.
(63)
The Union is dependent on imports for 70 % of its hard coal consumption, 97 % of its oil consumption and 90 % of its fossil gas consumption. While the share of global anthropogenic methane emissions emitted in Europe is estimated to be only around 6 %, the consumption of, and import dependency on, fossil fuels contribute significantly to methane emissions of the Union.
(64)
Global warming effects caused by methane emissions are cross-border. Although some fossil energy producing third countries are beginning to act domestically to reduce methane emissions in their energy sector, many third-country producers and exporters are not subject to any regulations in their respective domestic market. They need clear incentives to reduce their methane emissions. Transparent information on methane emissions associated with the production of crude oil, natural gas and coal placed on the Union market should, therefore, be made available to the markets and the wider public.
(65)
Currently, there is limited accurate data, reported at UNFCCC tier 3 or using equivalent methods, on international methane emissions. Many fossil energy exporting third countries have not yet submitted full inventory data to the UNFCCC secretariat. In addition, there is evidence of a large increase of methane emissions from oil and gas production activities globally, namely from 65 to 80 Mt/year in the last 20 years.
(66)
As announced in the Methane Strategy, the Union is committed to working in cooperation with its energy partners and other key fossil energy importing and exporting third countries to tackle methane emissions globally. Energy diplomacy on methane emissions has already yielded important outcomes. In September 2021, the Union and the United States announced the Global Methane Pledge, launched at the UN Climate Change Conference (COP 26) in November 2021. The Global Methane Pledge represents a political commitment to work together in order to collectively reduce global methane emissions by 30 % compared to 2020 levels by 2030, and to take comprehensive domestic actions to achieve that target. It also includes a commitment to move towards using best available inventory methodologies to quantify methane emissions. More than 100 countries, accounting for nearly half of global anthropogenic methane emissions, have already joined the Global Methane Pledge.
(67)
The IMEO plays an important role to increase transparency on global methane emissions in the energy sector and the Commission should continue cooperating with the IMEO.
(68)
In parallel to continuing its diplomatic work to achieve global commitments for a significant reduction of methane emissions, the Union is further encouraging all efforts related to a significant reduction of those emissions globally, and in particular in the third countries supplying fossil energy to the Union.
(69)
Therefore, importers of crude oil, natural gas and coal to the Union should be required to provide to the relevant competent authorities information on measures related to measurement, reporting, verification and mitigation of methane emissions undertaken by exporters to the Union and third-country producers, in particular on the application of regulatory or voluntary measures to control the methane emissions of the third-country producers supplying crude oil, natural gas or coal, such as LDAR surveys or measures to control and restrict venting events and flaring events. The levels of measurement and reporting set out in the information requirements applied to importers should correspond to the ones applied to Union operators. Furthermore, the obligation on importers to provide information on measures taken to control methane emissions should not be more burdensome than the corresponding obligation on Union operators. Member States should communicate the information on those measures to the Commission. On the basis of that information, the Union should set up and manage a methane transparency database, containing, inter alia, information reported by Union undertakings and by importers of crude oil, natural gas and coal. Such a database would serve as a source of information for the purchasing decisions of importers of crude oil, natural gas and coal, as well as for other stakeholders and the public. In addition to the methane transparency database, the Commission should develop methane performance profiles, containing the methane emissions data related to crude oil, natural gas and coal placed on the Union market. Those profiles should also include an assessment of the efforts undertaken by Union producers, importers and third-country producers and exporters of fossil energy to the Union to measure and report, as well as reduce, their methane emissions. Those profiles should further include information on the regulatory actions regarding the measurement, reporting, verification and mitigation taken by third countries where crude oil, natural gas and coal is produced.
(70)
In addition, the Commission should set up a global methane monitoring tool which provides information on the occurrence, magnitude and location of high methane-emitting events from energy sources, as well as a rapid reaction mechanism to address super-emitting events occurring within or outside the Union. In that regard, the Commission should take into account any duly substantiated information received from Member States or third parties on super-emitting events. Member States should be encouraged to share with the Commission such information. Those tools should further encourage real and demonstrable results from the implementation of measures regulating methane emissions and from effective mitigation actions taken by undertakings in the Union and those supplying fossil energy to the Union. It should be possible for those tools to be based on existing international tools or frameworks. Those tools should pool data from several certified data providers and services, including the Copernicus component of the Union Space Programme established by Regulation (EU) 2021/696 of the European Parliament and of the Council 
(
15
)
 and the IMEO. They should provide information for the purposes of the Commission’s bilateral dialogues with relevant third countries regarding methane emission policies and measures.
(71)
Together, the methane transparency database, the methane performance profiles, the global methane monitoring tool and the rapid reaction mechanism should contribute to enhancing transparency for buyers in the Union, allowing them to make informed supply decisions, and improving the possibility of a wider uptake of methane emission mitigation solutions across the globe. In addition, those instruments should further incentivise third-country undertakings to apply international methane emission measurement and reporting standards, such as those adopted within the OGMP 2.0 framework, or to adopt effective measurement, and reporting and mitigation measures, and allow for verification.
(72)
New contracts which Union importers conclude for the supply of crude oil, natural gas or coal should strengthen the uptake in third countries of rules to monitor, report and verify methane emissions equivalent to those set out in this Regulation. Rules should be put in place to enable third-country suppliers and Union importers to demonstrate the equivalence of such measures with the requirements of this Regulation, with regard to crude oil, natural gas or coal imported to the Union. While clauses to that effect cannot be imposed in the case of existing contracts, it is possible to include such clauses in new contracts or in existing contracts which are in the process of being renewed, even tacitly. In that context, model clauses recommended by the Commission would be useful for undertakings.
(73)
It should be possible for equivalence of monitoring, reporting and verification of methane emissions to be achieved not only by measures applied by individual undertakings, but also at third-country level, through the legal frameworks in place governing such monitoring, reporting and verification. The Commission should therefore be empowered to establish the requirements concerning evidence to be provided by third countries in that regard, actively engaging with all exporting third countries and having due regard to any different circumstances present in those third countries and to the Union’s obligations under international law. The Commission should also be empowered to establish and revoke equivalence for individual third countries, where appropriate.
(74)
Instruments, including dialogues on super-emitting events, monitoring, reporting and verification equivalence decisions and the adoption of cooperation frameworks, should be envisaged to ensure the proper implementation of the obligations on importers, as well as on producers or exporters established in third countries that supply crude oil, natural gas or coal to the Union. The Commission should be able to propose instruments to cooperate with third countries. The adoption of those instruments should be subject to the relevant provisions of the Treaties, where applicable.
(75)
The Commission should not enter into dialogue with third countries on super-emitting events, should refrain from adopting equivalence decisions and should not recommend the opening of negotiations for a cooperation framework where that would risk circumventing restrictive measures adopted under Article 29 of the Treaty on European Union (TEU) or Article 215 of the Treaty on the Functioning of the European Union (TFEU) on the import of crude oil, natural gas and coal.
(76)
Once the methane transparency database, the methane performance profiles, the global methane monitoring tool and the rapid reaction mechanism are in place, the Commission should establish the methodology for calculating the methane intensity of the production of crude oil, natural gas and coal. That methodology should be made publicly available. The Commission should, on that basis, assess the potential impact of various levels of maximum methane intensity values on the security of energy supply, as well as on the competitiveness of the Union’s economy.
(77)
The Commission should be empowered to establish mandatory maximum methane intensity values and classes associated with the production of crude oil, natural gas and coal placed on the Union market, based on the methodology for calculating the methane intensity of the production of crude oil, natural gas and coal and the assessment of the potential impact of establishing maximum methane intensity values. Those values should be set at levels that promote the reduction of global methane emissions, while preserving the security of energy supply at Union and national level, ensuring non-discriminatory treatment and protecting the competitiveness of the Union’s economy.
(78)
To ensure harmonised implementation of this Regulation and to create a common technical framework for all actors in the oil, gas and coal sectors, the Commission should consider, in accordance with Regulation (EU) No 1025/2012 of the European Parliament and of the Council 
(
16
)
, requesting the relevant European standardisation organisations to draft harmonised standards for the measurement and quantification of methane emissions in the oil, gas and coal sectors, for LDAR surveys and for venting and flaring equipment. Those standards should become mandatory for the purposes of the application of this Regulation, in order to ensure a harmonised approach amongst operators, undertakings and mine operators and those involved in ensuring compliance with this Regulation, in particular the Commission, competent authorities and verifiers. Where harmonised standards cannot be delivered or do not ensure compliance with the requirements of this Regulation, the Commission should be empowered to adopt technical prescriptions to cover the necessary requirements. Until the date of application of such standards or technical prescriptions, operators, undertakings and mine operators should follow state-of-the-art industry practices and the best available technologies.
(79)
Member States should lay down rules on penalties applicable to infringements of this Regulation and take all measures necessary to ensure that they are implemented. Those penalties should be effective, proportionate and dissuasive. It should be possible for those penalties to include fines and periodic penalty payments. In order for those penalties to have a significant deterrent effect, they should be adequate to the type of infringement, to the economic benefit derived from the infringement and to the type and gravity of the environmental damage and impact on human safety and health. When imposing penalties, the relevant authorities should duly take into account the nature, gravity and duration of the infringement in question. Penalties should be imposed in a non-discriminatory way and in line with Union, international and national law. Applicable procedural safeguards and the principles of the Charter of Fundamental Rights of the European Union should be respected.
(80)
For reasons of consistency, a list of the types of infringements that should be subject to penalties should be set out. In addition, to facilitate the consistent application of penalties across the Member States, common non-exhaustive and indicative criteria for the application of penalties should be set out. The deterrent effect of penalties should be reinforced by providing for the possibility of publishing the information related to the penalties imposed by Member States, subject to Regulations (EU) 2016/679 
(
17
)
 and (EU) 2018/1725 
(
18
)
 of the European Parliament and of the Council where the penalties are imposed on natural persons.
(81)
As a result of the provisions requiring investments by regulated entities to be taken into account in tariff setting, Regulation (EU) 2019/942 of the European Parliament and of the Council 
(
19
)
 should be amended to entrust the European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER) with the task of making available a set of indicators and reference values for the comparison of unit investment costs linked to measurement, quantification, monitoring, reporting, verification and reduction of methane emissions for comparable projects.
(82)
In order to define the elements of the phase out of venting and flaring in coking coal mines, the power to adopt acts in accordance with Article 290 TFEU should be delegated to the Commission to supplement this Regulation by setting out restrictions on venting methane from ventilation shafts for coking coal mines. In addition, in order to allow for further information to be required from importers, where necessary, the power to adopt acts in accordance with Article 290 TFEU should be delegated to the Commission to supplement this Regulation by modifying or adding to the information to be provided by importers. Furthermore, in order to establish the methodology for calculating the methane intensity associated with crude oil, natural gas and coal placed on the Union market at the level of the producer, as well as to establish the relevant maximum methane intensity values and classes, the power to adopt acts in accordance with Article 290 TFEU should be delegated to the Commission to supplement this Regulation. Finally, in order to ensure harmonised implementation of this Regulation, the power to adopt acts in accordance with Article 290 TFEU should be delegated to the Commission to supplement this Regulation by adopting harmonised standards and technical prescriptions. It is of particular importance that the Commission carry out appropriate consultations during its preparatory work, including at expert level, and that those consultations be conducted in accordance with the principles laid down in the Interinstitutional Agreement of 13 April 2016 on Better Law-Making 
(
20
)
. In particular, to ensure equal participation in the preparation of delegated acts, the European Parliament and the Council receive all documents at the same time as Member States’ experts, and their experts systematically have access to meetings of Commission expert groups dealing with the preparation of delegated acts.
(83)
In order to ensure uniform conditions for the implementation of this Regulation, implementing powers should be conferred on the Commission to adopt detailed rules with regard to templates for reporting methane emissions, minimum detection limits and detection techniques for detection devices and thresholds applying to the first step of LDAR surveys, as well as the procedure and requirements and individual decisions in relation to the equivalence of monitoring, reporting and verification measures in third countries, in accordance with Article 291 TFEU. Those powers should be exercised in accordance with Regulation (EU) No 182/2011 of the European Parliament and of the Council 
(
21
)
.
(84)
The Commission should monitor and review the application of this Regulation and submit a report to the European Parliament and to the Council. That report should assess in particular the effectiveness and efficiency of this Regulation, the level of reduction of methane emissions achieved and whether additional or alternative measures are necessary. That report should take into account the relevant Union legislation in related fields. Depending on the conclusions in that report and as part of the review of this Regulation, the Commission may consider submitting legislative proposals, where appropriate.
(85)
Since the objectives of this Regulation, namely laying down rules for the accurate measurement, quantification, monitoring, reporting and verification, as well as for the reduction of methane emissions in the energy sector in the Union, cannot be sufficiently achieved by the Member States but can rather, by reason of the scale and effects of the action, be better achieved at Union level, the Union may adopt measures, in accordance with the principle of subsidiarity as set out in Article 5 TEU. In accordance with the principle of proportionality, as set out in that Article, this Regulation does not go beyond what is necessary in order to achieve those objectives,
HAVE ADOPTED THIS REGULATION:
CHAPTER 1
GENERAL PROVISIONS
Article 1
Subject matter and scope
1.   This Regulation lays down rules for the accurate measurement, quantification, monitoring, reporting and verification of methane emissions in the energy sector in the Union, as well as the reduction of those emissions, including through leak detection and repair surveys, repair obligations and restrictions on venting and flaring. This Regulation also lays down rules on tools ensuring transparency as regards methane emissions.
2.   This Regulation applies to:
(a)
oil and fossil gas exploration and production, and fossil gas gathering and processing;
(b)
inactive wells, temporarily plugged wells and permanently plugged and abandoned wells;
(c)
natural gas transmission and distribution, excluding metering systems at final consumption points and the parts of service lines between the distribution network and the metering system located on the property of final customers, as well as underground storage and operations in LNG facilities; and
(d)
active underground coal mines and surface coal mines, closed underground coal mines and abandoned underground coal mines.
3.   This Regulation applies also to methane emissions occurring outside the Union, with respect to crude oil, natural gas and coal placed on the Union market, as referred to in Chapter 5.
Article 2
Definitions
For the purposes of this Regulation, the following definitions apply:
(1)
‘methane emissions’ means all direct emissions from any component, whether they result from venting, incomplete combustion from flaring, or from leaks;
(2)
‘component’ means any part or element of equipment used in oil, natural gas or coal installations or infrastructure, that has the potential to emit methane;
(3)
‘operator’ means any natural or legal person who operates or controls an asset, or, where provided for under national law, to whom decisive economic power over the technical functioning of an asset has been delegated;
(4)
‘asset’ means a business or operating unit, which can be composed of several facilities or sites, including operated assets and non-operated assets;
(5)
‘operated assets’ means assets which are under the operational control of the operator;
(6)
‘non-operated assets’ means assets which are not under the operational control of the operator;
(7)
‘site’ means a collection of components with some relation to one another as a subdivision of an asset;
(8)
‘transmission’ means transmission as defined in Article 2, point (17), of Directive (EU) 2024/1788 of the European Parliament and of the Council 
(
22
)
;
(9)
‘transmission system operator’ means transmission system operator as defined in Article 2, point (18), of Directive (EU) 2024/1788;
(10)
‘distribution’ means distribution as defined in Article 2, point (19), of Directive (EU) 2024/1788;
(11)
‘distribution system operator’ means distribution system operator as defined in Article 2, point (20), of Directive (EU) 2024/1788;
(12)
‘mine operator’ means any natural or legal person who operates or controls a coal mine or, where provided for under national law, to whom decisive economic power over the technical functioning of a coal mine has been delegated;
(13)
‘verification’ means the activities carried out by a verifier to assess the conformity with this Regulation of the reports transmitted by the operators, undertakings and mine operators pursuant to this Regulation;
(14)
‘verifier’ means a legal person who carries out verification activities and who is, at the time a verification statement is issued, accredited by a national accreditation body pursuant to Regulation (EC) No 765/2008, or, without prejudice to Article 5(2) of that Regulation, a natural person otherwise authorised to carry out verification activities;
(15)
‘source’ means a component or a geological structure that releases methane into the atmosphere whether intentionally or unintentionally, intermittently or persistently;
(16)
‘emission factor’ means a coefficient that quantifies the emissions of a gas per unit of activity, which is based either on a sample of measurement data or other quantification methods, averaged to develop a representative rate of emission for a given activity level under a given set of operating conditions;
(17)
‘generic emission factor’ means a standardised emission factor for each type of emission source which is derived from inventories or databases, but in any case not verified by means of direct measurements;
(18)
‘specific emission factor’ means an emission factor for a type of emission source which is derived from direct measurements;
(19)
‘direct measurement’ means measurement of the methane emissions at source-level with a measuring device which allows such a measurement;
(20)
‘quantification’ means activities to determine the quantity of methane emissions by means of direct measurements or, where direct measurements are not feasible, based on other methods such as simulation tools, and other detailed engineering calculations or a combination of such methods;
(21)
‘site-level methane emissions’ means all sources of methane emissions within a site;
(22)
‘site-level measurement’ means a measurement which captures a complete overview of all site-level methane emissions, including, for a pipeline network, emissions from segments of such a network, and typically involves the use of sensors mounted on a mobile platform, such as a vehicle, a drone, an aircraft, a boat or a satellite, or the use of other means, such as fixed sensors or continuous point sensor networks;
(23)
‘undertaking’ means a natural or legal person who carries out at least one of the following activities: oil or fossil gas exploration and production, fossil gas gathering and processing, or gas transmission, distribution and underground storage, including with regard to LNG;
(24)
‘LNG facility’ means an LNG facility as defined in Article 2, point (33), of Directive (EU) 2024/1788;
(25)
‘leak detection and repair survey’ or ‘LDAR survey’ means a survey to identify and detect sources of methane leaks and other unintentional methane emissions, and to repair or replace the relevant components;
(26)
‘type 1 leak detection and repair survey’ or ‘type 1 LDAR survey’ means a leak detection and repair survey carried out in accordance with the requirements set out under Article 14(2), (7) and (8) and Part 1 of Annex I for type 1 LDAR surveys;
(27)
‘type 2 leak detection and repair survey’ or ‘type 2 LDAR survey’ means a leak detection and repair survey carried out in accordance with the requirements set out under Article 14(2), (7) and (8) and Part 1 of Annex I for type 2 LDAR surveys;
(28)
‘production location’ means a location where oil or natural gas is extracted from the ground and where no processing takes place;
(29)
‘processing location’ means a location where processes, such as the separation of oil and natural gas from water, are used to treat oil and natural gas;
(30)
‘shutdown’ means a situation where a site or part of its components no longer operates under normal operating conditions and is shut down, and where complete or partial pressure reduction is required before repair or maintenance works can be initiated;
(31)
‘venting’ means the direct release of uncombusted methane into the atmosphere;
(32)
‘flaring’ means the disposal of methane by controlled combustion, in a device designed for that purpose;
(33)
‘routine flaring’ means flaring during the normal production of oil or fossil gas, in the absence of adequate facilities or amenable geology to re-inject methane, utilise it on-site or dispatch it to a market, and excludes flaring caused by an emergency or a malfunction;
(34)
‘flare stack’ means a device equipped with a pilot burner used for flaring;
(35)
‘emergency’ means a temporary, unexpected, infrequent situation in which methane emissions are unavoidable and necessary to prevent an imminent and substantial adverse impact on human safety, health or the environment, and excludes situations arising from or related to the following events:
(a)
failure by the operator to install appropriate equipment of sufficient capacity for the expected or actual rate and pressure of production;
(b)
failure of the operator to limit production where the production rate exceeds the capacity of the related equipment or gathering system, except where the excess production is due to a downstream emergency, malfunction or unscheduled repair, and lasts for no longer than 8 hours from the time of notification of the downstream capacity issue;
(c)
scheduled maintenance;
(d)
operator negligence;
(e)
repeated failures, namely four or more failures within the preceding 30 days, of the same piece of equipment;
(36)
‘malfunction’ means a sudden, unavoidable failure or breakdown of equipment beyond the reasonable control of the operator which substantially disrupts operations but does not constitute an equipment failure or breakdown caused entirely or in part by poor maintenance or negligent operation, or by another preventable cause;
(37)
‘destruction and removal efficiency’ means the mass percentage of methane that is destroyed or removed after combustion has ceased relative to the quantity of methane entering the flare stack;
(38)
‘inactive well’ means an exploration or production oil or gas well or well site, onshore or offshore, in which, for at least 1 year, no operations for exploration or production have taken place, with the exception of temporarily plugged wells and permanently plugged and abandoned wells;
(39)
‘temporarily plugged well’ means an exploration or production oil or gas well or well site, onshore or offshore, where well barriers have been installed to temporarily isolate the producing reservoir and where access to the well is still provided for;
(40)
‘permanently plugged and abandoned well’ means an exploration or production oil or gas well or well site, onshore or offshore, which has been plugged and will not be re-entered, in which all operations have been terminated and in which all installations associated with the well have been removed in accordance with the applicable regulatory requirements, and where documentation can be provided as established in Part 1, point 3, of Annex V;
(41)
‘remediating’ means the process of cleaning up contaminated water and soil;
(42)
‘reclaiming’ means the process of returning an oil or gas well or well site to having soil and vegetation conditions similar to those that existed before it was disturbed;
(43)
‘coal mine’ means a site where coal mining occurs or has occurred, including lands, excavations, underground passageways, shafts, slopes, tunnels and workings, structures, facilities, equipment, machines and tools situated on the surface or underground and used in, or resulting from the work of extracting lignite, subbituminous coal, bituminous coal or anthracite from its natural deposits in the earth by any means and by any method, and includes the work of preparing the coal for extraction;
(44)
‘active coal mine’ means a coal mine, the majority of the revenue of which comes from extracting lignite, subbituminous coal, bituminous coal or anthracites, and where at least one of the following conditions apply:
(a)
mine development is underway;
(b)
coal has been produced within the last 90 days;
(c)
mine ventilation fans are in operation;
(45)
‘underground coal mine’ means a coal mine where coal is produced by tunnelling into the earth to the coalbed, where the coal is then mined with underground coal mining equipment such as cutting machines and continuous, longwall and shortwall mining machines and transported to the surface;
(46)
‘surface coal mine’ means a coal mine where coal lies near the surface and can be extracted by removing the covering layers of rock and soil;
(47)
‘ventilation shaft’ means a vertical passage used to move fresh air underground or to remove methane and other gases from an underground coal mine;
(48)
‘drainage station’ means a station which collects methane from a coal mine gas drainage system;
(49)
‘drainage system’ means a system which may comprise multiple methane sources and which drains methane-rich gas from coal seams or surrounding rock strata and transports it to a drainage station;
(50)
‘post-mining activities’ means activities carried out after coal has been mined and transported to the surface, including coal handling, processing, storage and transport;
(51)
‘continuous measurement’ means a measurement where the reading is taken at least every minute;
(52)
‘coal deposit’ means an area containing significant concentrations and minable quantities of coal, defined according to the Member State’s methodology on documenting geological mineral deposits;
(53)
‘closed coal mine’ means a coal mine where coal production has ceased, which is closed in accordance with the applicable licensing requirements or other arrangements, and for which an operator, owner or licensee has still a valid permit, licence or other legal document conferring responsibility for the coal mine;
(54)
‘abandoned coal mine’ means a coal mine where coal production has ceased but for which no operator, owner or licensee can be identified as being subject to the obligations under a valid permit, licence or any other legal document conferring responsibility for the coal mine, or that has not been closed in a regulated manner;
(55)
‘alternative use of an abandoned underground coal mine’ means the use of the subsurface mine infrastructure and coal mining equipment for purposes other than coal production;
(56)
‘coal mining equipment’ means any equipment that remains linked to the methane-bearing strata, such as gob vents and drainage pipes;
(57)
‘coking coal mine’ means a coal mine where at least 50 % of the production output averaged over the last 3 available years is coking coal, as defined in Annex B to Regulation (EC) No 1099/2008 of the European Parliament and of the Council 
(
23
)
;
(58)
‘producer’ means an undertaking which, in the course of a commercial activity, produces crude oil, natural gas or coal, by extracting it from the ground in a licensed area, processing it or conveying it through connected infrastructure within that licensed area;
(59)
‘importer’ means a natural or legal person who, in the course of a commercial activity, places crude oil, natural gas or coal originating from a third country on the Union market, including any natural or legal person established in the Union appointed to carry out acts and formalities required under Chapter 5;
(60)
‘exporter’ means the contractual counterparty to the importer in each contract concluded for the supply of crude oil, natural gas or coal into the Union;
(61)
‘methane performance profile’ means the individual information and datasheets for Member States, third countries and, as applicable, Union producers or importers, as well as third-country producers or exporters supplying crude oil, natural gas or coal to the Union or placing crude oil, natural gas or coal on the Union market, as applicable, which are published in the methane transparency database;
(62)
‘super-emitting event’ means an event occurring within or outside the Union where a source or a set of closely connected sources in a site emits above 100 kg of methane per hour;
(63)
‘reconciliation process’ means the investigation and explanation of the reasons for any statistically significant discrepancies between source-level quantification and site-level measurement of methane emissions.
Article 3
Costs incurred by operators
1.   When fixing or approving tariffs or the methodologies to be used by transmission system operators, distribution system operators, LNG facility operators or other regulated entities, including, where applicable, underground gas storage operators, regulatory authorities under Article 57 of Directive (EU) 2019/944 and Chapter X of Directive (EU) 2024/1788 shall take into account the costs incurred and investments made to comply with the obligations under this Regulation, insofar as they correspond to those of an efficient and structurally comparable regulated entity and are transparent.
The unit investment costs referred to in paragraph 2 may be used by the regulatory authorities to benchmark the costs incurred by operators.
2.   Every 3 years, the European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER) shall establish and make publicly available a set of indicators and corresponding reference values for the comparison of unit investment costs linked to measurement, quantification, monitoring, reporting, verification and reduction of methane emissions, including from leaks, venting or flaring, for comparable projects.
The relevant regulatory authorities referred to in paragraph 1 and the relevant regulated entities shall provide ACER with all the data necessary for the comparison referred to in the first subparagraph of this paragraph.
CHAPTER 2
COMPETENT AUTHORITIES AND INDEPENDENT VERIFICATION
Article 4
Competent authorities
1.   Each Member State shall designate one or more competent authorities responsible for monitoring and enforcing the application of this Regulation.
Member States shall notify the Commission of the names and contact details of their competent authorities by 5 February 2025. Member States shall notify the Commission without delay of any changes to the names or contact details of their competent authorities.
2.   The Commission shall make the list of the competent authorities publicly available and shall regularly update that list upon receipt of a notification of any change from a Member State.
3.   Member States shall ensure that the competent authorities establish a contact point and have adequate powers and resources to perform the tasks set out in this Regulation.
Article 5
Tasks of the competent authorities
1.   The competent authorities shall take, in performing their tasks, the necessary measures to ensure compliance with this Regulation.
2.   Operators, undertakings, mine operators and importers shall provide the competent authorities with all assistance necessary to enable or facilitate the performance of the tasks of the competent authorities under this Regulation, in particular as regards presentation of documentation or records, access to the site and, where the site is located offshore, transport to or from the site.
3.   The competent authorities shall cooperate with each other and with the Commission and may cooperate with authorities of third countries, in order to ensure compliance with this Regulation. The Commission shall set up a network of competent authorities to foster cooperation, with the necessary arrangements for exchanging information, in particular, on monitoring, regulating and compliance, and best practices and to allow for consultations. The contact points established within the competent authorities shall support those activities.
4.   Where reports are to be made public in accordance with this Regulation, the competent authorities shall make them publicly available free of charge, on a designated website and in a freely accessible, downloadable and machine readable format.
Where information is withheld on one or more of the grounds referred to in Article 4 of Directive 2003/4/EC or, where applicable, under Union law on the protection of personal data, the competent authorities shall indicate the type of information that is withheld and the reasons therefor.
Article 6
Inspections
1.   Inspections shall include routine inspections for operators and mine operators and non-routine inspections for operators, undertakings, mine operators and importers, as set out in this Article.
2.   Inspections shall include, where relevant, site checks or field audits, examination of documentation and records that demonstrate compliance with the requirements of this Regulation, detection and measurement of methane emissions and any follow-up action undertaken by or on behalf of the competent authorities to check and promote compliance with the requirements of this Regulation.
Where an inspection has identified a serious breach of this Regulation, the competent authorities shall issue, as part of the report referred to in paragraph 5, a notice of remedial actions to be undertaken by the operator, undertaking, mine operator or importer, setting out clear deadlines for those actions.
Alternatively, the competent authorities may decide to instruct the operator, undertaking, mine operator or importer to submit to the relevant competent authority for approval a set of remedial actions to address the serious breaches which they have identified within 1 month from the date of conclusion of the inspection. Those actions shall be included in the report referred to in paragraph 5.
3.   The first routine inspection shall be completed by 5 May 2026. After the first routine inspection, the competent authorities shall draw up programmes for routine inspections based on a risk assessment. The competent authority may decide on the scope and frequency of routine inspections, based on an appraisal of the risks associated with each site, such as environmental risk, including the cumulative impact of all methane emissions as a pollutant, human safety and health risks, as well as any identified breaches of this Regulation.
The period between inspections shall not exceed 3 years. Where an inspection has identified a serious breach of this Regulation, the subsequent inspection shall take place within 10 months.
4.   Without prejudice to paragraph 3 of this Article, the competent authorities shall carry out non-routine inspections to:
(a)
investigate substantiated complaints referred to in Article 7 and occurrences of non-compliance as soon as possible after the date on which the competent authorities have become aware of such complaints or non-compliance and no later than 10 months after that date;
(b)
ensure, where deemed relevant by the competent authorities, that leak repairs or replacements of components were carried out in accordance with Article 14 and that mitigation measures were implemented in accordance with Articles 18, 22 and 26;
(c)
ensure compliance where a derogation has been granted under Article 14(5);
(d)
verify, where deemed relevant by the competent authorities, compliance by undertakings and importers with this Regulation.
5.   Following each inspection, the competent authorities shall prepare a report stating the legal basis for the inspection, the procedural steps followed, the relevant findings and recommendations for further actions by the operator, undertaking, mine operator or importer, including the deadlines for their implementation.
Where appropriate, the competent authorities may prepare one report covering multiple inspections of assets, sites or components of the same operator, undertaking, mine operator or importer provided that such inspections are carried out before the next routine inspection.
The report shall be notified to the operator, undertaking, mine operator or importer concerned and made publicly available within 2 months of the date of the inspection. Where the inspection was triggered by a complaint made in accordance with Article 7, the competent authorities shall notify the complainant once the report is publicly available.
The report shall be made publicly available by the competent authorities in accordance with Directive 2003/4/EC. Where information is withheld on one or more of the grounds referred to in Article 4 of that Directive, the competent authorities shall indicate in the report the type of information that is withheld and the reasons therefor.
6.   Where the report referred to in paragraph 5 concludes that an operator, undertaking, mine operator or importer does not comply with the requirements of this Regulation, it shall take all the necessary actions to bring its operations into compliance with this Regulation. The actions shall be taken without delay within the period set out by the competent authorities.
7.   Member States may enter into formal agreements with relevant institutions, bodies, agencies or services of the Union or with other Member States or other appropriate intergovernmental organisations or public bodies, where available, for the provision of specialised expertise to support their competent authorities in carrying out the tasks attributed to them by this Article.
For the purposes of this paragraph, an intergovernmental organisation or public body shall not be deemed appropriate where its objectivity may be compromised by a conflict of interest.
Article 7
Complaints
1.   Any natural or legal person may lodge a written complaint with the competent authorities concerning a potential infringement of this Regulation by an operator, undertaking, mine operator or importer.
2.   The complaint shall be duly substantiated and contain sufficient evidence of the alleged infringement.
3.   Where it becomes apparent that the complaint does not provide sufficient evidence to justify an investigation, the competent authorities shall inform the complainant within a reasonable time but not later than 2 months from receipt of the complaint, of the reasons for their decision not to open an investigation.
This paragraph shall not apply where complaints that are not sufficiently substantiated are repeatedly lodged and for that reason deemed abusive by the competent authorities.
4.   Without prejudice to paragraph 3 and the applicable national law, the competent authorities shall keep the complainant informed of the steps taken in the procedure and, where applicable, inform the complainant of appropriate alternative forms of redress, such as recourse to national courts or any other national or international complaints procedure.
5.   Without prejudice to the applicable national law and on the basis of comparable procedures, the competent authorities shall establish and make publicly available indicative periods to take a decision on complaints.
Article 8
Verification activities and verification statement
1.   Verifiers shall carry out verification activities to assess the conformity of the emissions reports submitted to them by operators, undertakings, mine operators or importers, with the requirements of this Regulation. Those verification activities shall include the review of all data sources and methodologies used in order to assess the reliability, credibility and accuracy of the emissions reports, in particular the following:
(a)
the choice and employment of emission factors;
(b)
the methodologies, calculations, samplings or statistical distributions leading to the determination of methane emissions;
(c)
any risk of inappropriate measuring or reporting;
(d)
any quality control or quality assurance systems applied by the operators, undertakings, mine operators or importers.
2.   In carrying out the verification activities referred to in paragraph 1 of this Article, verifiers shall use the standards and technical prescriptions, as applicable, for methane emissions measurement and quantification, and mitigation established in accordance with Article 32.
Until the application date of those standards and technical prescriptions as applicable, operators, undertakings, mine operators and importers, as applicable, shall provide information to the verifiers on the relevant standards, including European or other international standards, or methodologies used by them, for the purpose of verification activities.
Verification activities shall also include, where relevant, announced and unannounced site checks to assess the reliability, credibility and accuracy of the data sources and methodologies used.
3.   The verification activities referred to in this Article shall be aligned with European or other international standards and methodologies for verifiers in order to limit the burden on operators, undertakings, mine operators or importers, and on competent authorities and shall take due account of the nature of the verified activities and guidance issued by the Commission in that respect.
4.   If, following the verifier’s assessment, the verifier concludes with reasonable assurance that the emissions report complies with the requirements of this Regulation, the verifier shall issue a verification statement attesting the conformity of the emissions report and specifying the verification activities carried out.
The verifier shall issue a verification statement only where reliable, credible and accurate data and information allow for methane emissions to be determined with a reasonable degree of certainty and provided that the reported data is coherent with the estimated data, complete and consistent.
If, following the verifier’s assessment, the verifier concludes that the emissions report does not comply with the requirements of this Regulation, the verifier shall inform the operator, the undertaking, the mine operator or the importer of that conclusion and provide reasoned feedback to the operator, the undertaking, the mine operator or the importer in light of recognised standards. The operator, the undertaking, the mine operator or the importer shall submit a revised emissions report to the verifier without delay and within the deadline set by the verifier.
5.   Operators, undertakings, mine operators and importers shall provide verifiers with all the assistance necessary to enable or facilitate the performance of the verification activities, in particular as regards access to the site and the presentation of documentation or records.
Article 9
Independence and accreditation or authorisation of verifiers
1.   Verifiers shall be independent from the operators, undertakings, mine operators and importers and shall carry out verification activities under this Regulation in the public interest. For that purpose, neither the verifier nor any part of the same legal entity shall be an operator, undertaking, mine operator or importer, or own an operator, undertaking, mine operator or importer, or be owned by an operator, undertaking, mine operator or importer.
Verifiers shall not have relations with operators, undertakings, mine operators or importers that could affect their independence and impartiality.
2.   Verifiers that are legal persons shall be accredited by a national accreditation body pursuant to Regulation (EC) No 765/2008.
Where no specific provisions concerning the accreditation of verifiers are laid down in this Regulation, Regulation (EC) No 765/2008 shall apply.
3.   Member States may decide to authorise natural persons to be verifiers for the purposes of this Regulation. Those verifiers shall be authorised by a national authority that is different from the national accreditation body appointed pursuant to Article 4(1) of Regulation (EC) No 765/2008.
4.   Where a Member State decides to apply paragraph 3, it shall ensure that the relevant national authority complies with this Regulation and provides the Commission and the other Member States with all the documentary evidence necessary for the verification of the competence of the verifiers authorised under that paragraph.
Article 10
Use and sharing of information
1.   In performing their tasks and exercising their powers under this Regulation, the Commission, competent authorities and verifiers shall consider the information made publicly available by the International Methane Emissions Observatory (IMEO) or the Oil and Gas Methane Partnership (OGMP), or other relevant internationally available information, in particular information on:
(a)
aggregation of methane emissions data in accordance with appropriate statistical methods;
(b)
verification and validation of methodologies and statistical processes used by the industry to quantify methane emissions data;
(c)
development of data aggregation and analysis methodologies in accordance with scientific and statistical good practice to ensure a higher level of accuracy of methane emission estimates, with appropriate characterisation of the uncertainty;
(d)
publication of aggregated reported data by core source and by level of reporting, classified by, where available, operated and non-operated assets, in compliance with competition and confidentiality requirements;
(e)
reporting of findings on major discrepancies between data sources contributing to build more robust scientific methodologies;
(f)
reporting of super-emitting events identified by way of an early detection and warning system.
2.   The Commission shall submit to the IMEO publicly available methane emissions data that it deems relevant, as made available to the Commission by the competent authorities in accordance with this Regulation.
CHAPTER 3
METHANE EMISSIONS IN THE OIL AND GAS SECTORS
Article 11
Scope
This Chapter applies to the activities referred to in Article 1(2), points (a), (b) and (c).
Article 12
Monitoring and reporting
1.   By 5 August 2025, operators shall submit a report to the competent authorities containing the quantification of source-level methane emissions estimated using at least generic emission factors for all sources. That report may contain quantification of source-level methane emissions in accordance with the requirements set out in paragraph 2 for some or all sources.
2.   Operators and undertakings established in the Union shall submit a report to the competent authorities of the Member State where the asset is located containing quantification of source-level methane emissions:
(a)
for operated assets, by 5 February 2026; and
(b)
for non-operated assets, by 5 February 2027, where those assets have not been reported under point (a).
Where direct measurement is not possible, reporting shall involve the use of specific emission factors based on source-level quantification or sampling.
3.   Operators and undertakings established in the Union shall submit a report to the competent authorities of the Member State where the asset is located containing quantification of source-level methane emissions, complemented by measurements of site-level methane emissions, thereby allowing assessment of and comparison with the source-level estimates aggregated by site:
(a)
for operated assets, by 5 February 2027 and by 31 May every year thereafter; and
(b)
for non-operated assets, by 5 August 2028 and by 31 May every year thereafter, where those assets have not been reported under point (a).
Before submitting the report to the competent authorities, operators and undertakings shall ensure that the report is assessed by a verifier and includes a verification statement issued in accordance with Article 8.
4.   The reports provided for in this Article shall cover the last available calendar year period and include at least the following information:
(a)
type and location of the emission sources;
(b)
detailed data for each type of emission source, reported in tonnes of methane and in tonnes of CO
2
 equivalent, using global warming potentials as defined in the Sixth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC);
(c)
detailed information on the quantification methodologies;
(d)
all methane emissions for operated assets;
(e)
share of ownership and methane emissions from non-operated assets multiplied by the share of ownership;
(f)
a list of the entities with operational control of the non-operated assets.
The Commission shall, by means of implementing acts, lay down a reporting template for the reports provided for in this Article, taking into account the national inventory reports already in place and the latest technical guidance documents and reporting templates of the OGMP. Those implementing acts shall be adopted in accordance with the advisory procedure referred to in Article 35(2).
Until the adoption of the relevant implementing acts, operators and undertakings shall use the technical guidance documents and reporting templates for upstream and mid- and downstream operations, as applicable, of the OGMP 2.0.
5.   The measurements and quantifications referred to in this Article shall be carried out in accordance with the standards and technical prescriptions, as applicable, established under Article 32. Until the date of application of those standards or technical prescriptions, operators and undertakings shall follow state-of-the-art industry practices and use the best technologies available for the measurement and quantification of methane emissions. In that context, operators and undertakings established in the Union may use the latest OGMP 2.0 technical guidance documents approved by 4 August 2024 for such purposes.
Operators and undertakings shall provide competent authorities and verifiers with information on the standards, including European or other international standards, or methodologies used.
6.   Operators and undertakings established in the Union shall compare source-level quantification of methane emissions and site-level measurement of methane emissions. If there are statistically significant discrepancies between the source-level quantification and the site-level measurement of methane emissions, operators and undertakings shall:
(a)
notify without delay the competent authorities before the end of the reporting period;
(b)
carry out a reconciliation process as soon as possible and inform the competent authority about the results of the reconciliation process, including any evidence and supporting documents as necessary, no later than the next reporting period.
The reconciliation process shall address possible reasons for the discrepancies, including at least the accuracy and appropriateness of the technologies and the methods used for source-level quantification and site-level measurement of methane emissions, or any data uncertainties in the results due to the selected methods, technologies or extrapolation of results.
For the purposes of the reconciliation process, the operators and undertakings shall consider additional source-level quantification or site-level measurements in order to provide the necessary evidence to explain the reasons for the discrepancies. Based on the results of the reconciliation process, operators and undertakings shall implement subsequent adjustments in numerical terms in source-level quantification or site-level measurements, where appropriate.
If the competent authorities consider that the information provided by the operator or undertaking pursuant to point (b) of the first subparagraph does not adequately explain the reasons for the discrepancies, the competent authorities may request the operator or undertaking to provide additional information or to take additional action.
7.   Where information is confidential in accordance with Directive (EU) 2016/943 of the European Parliament and of the Council 
(
24
)
, the operators or undertakings concerned shall indicate in the report the type of information that is withheld and the reasons therefor.
8.   The competent authorities shall make the reports referred to in this Article available to the public and the Commission in accordance with Article 5(4), within 3 months from their submission by the relevant operators or undertakings.
Article 13
General mitigation obligation
Operators shall take all appropriate mitigation measures to prevent and minimise methane emissions in their operations.
Article 14
Leak detection and repair
1.   By 5 May 2025 for existing sites and within 6 months from the date of start of operations for new sites, operators shall submit a leak detection and repair programme (‘LDAR programme’) to the competent authorities.
The LDAR programme shall include a detailed description of the LDAR surveys and activities, including specific timelines, to be carried out in accordance with this Article, Parts 1 and 2 of Annex I and the relevant standards and technical prescriptions, as applicable, established under Article 32. If any changes to the LDAR programme are made, operators shall submit an updated LDAR programme to the competent authorities as soon as possible.
Until the date of application of the standards or technical prescriptions established under Article 32, operators shall follow state-of-the-art industry practices and the best technologies that are commercially available for LDAR surveys. Operators shall provide competent authorities and verifiers with information on the standards, including international standards, or methodologies used.
The competent authorities may require the operator to amend the LDAR programme taking into account the requirements of this Regulation.
2.   Operators shall initiate the first type 2 LDAR survey of all components under their responsibility in accordance with the LDAR programme as soon as possible from 4 August 2024.
In any event, operators shall carry out the first type 2 LDAR survey by 5 August 2025 for existing sites. Without prejudice to the frequencies established in Part 1 of Annex I, type 2 LDAR surveys carried out between 3 August 2022 and 4 August 2024 may be considered by operators as the first type 2 LDAR survey.
Within 9 months from the date of start of operations of new sites, operators shall carry out the first type 2 LDAR survey of all components under their responsibility in accordance with the LDAR programme.
After carrying out the first type 2 LDAR survey, operators shall carry out type 1 and type 2 LDAR surveys with the following frequencies:
(a)
for aboveground and underground components, excluding distribution and transmission networks, in accordance with the minimum frequencies set out in Part 1, point 1, of Annex I;
(b)
for components of distribution and transmission networks, in accordance with the minimum frequencies set out in Part 1, point 2, of Annex I;
(c)
for all offshore components, in accordance with the minimum frequencies set out in Part 1, point 3, of Annex I;
(d)
for all other components, in accordance with the minimum frequencies set out in Part 1, point 4, of Annex I.
3.   Without prejudice to the obligation to carry out type 2 LDAR surveys in accordance with this Article, when a type 1 LDAR survey is required, operators may choose to carry out a type 2 LDAR survey instead of a type 1 LDAR survey.
4.   As part of the LDAR surveys, operators may use advanced detection technologies, provided that:
(a)
the competent authorities approve their use in the context of the LDAR programme;
(b)
the measurement is undertaken at the level of each individual potential emission source; and
(c)
the advanced detection technologies comply with the requirements set out in paragraphs 7 and 8 and are in accordance with the requirements set out in Part 2 of Annex I.
5.   By way of derogation from the fourth subparagraph of paragraph 2 of this Article, where operators that produce or process oil or natural gas provide evidence, on the basis of measurements from the 5 preceding years which have been reported by the operators in accordance with Article 12 and assessed by a verifier, that less than 1 % of all their components and subcomponents in each site are leaking and that the aggregated methane emissions associated with those leaks represent less than 0,08 % of the total volume of gas or 0,015 % of the total mass of oil processed or extracted, different LDAR survey frequencies for components at sites where no leaks were identified may be applied, subject to the approval of the competent authorities and provided that:
(a)
for all components at processing locations, type 1 LDAR surveys are carried out at least every 12 months;
(b)
for at least 25 % of all components at processing locations, type 2 LDAR surveys are carried out every 12 months, with all components being checked at least every 48 months;
(c)
for all components at production locations, type 1 LDAR surveys are carried out at least every 36 months;
(d)
for all components at production locations, type 2 LDAR surveys are carried out at least every 60 months.
If, following the LDAR surveys carried out in accordance with the first subparagraph of this paragraph, 1 % or more of all the components and subcomponents in each site are leaking or the aggregated methane emissions associated with those leaks represent more than 0,08 % of the total volume of gas or 0,015 % of the total mass of crude oil processed or extracted, the operator concerned shall be subject to the obligations under paragraph 2 in that site.
The competent authority shall notify to the Commission the derogations granted pursuant to this paragraph and shall carry out non-routine inspections as referred to in Article 6 (4).
6.   The LDAR surveys shall be carried out with detection devices that allow to identify leaks as follows, for each type of component:
(a)
at a level as close as possible to each individual potential emission source for aboveground components and components above the sea level;
(b)
at the interface between ground and atmosphere for underground components as a first step and, where a leak is detected as specified in the implementing act adopted in accordance with paragraph 7, as close as possible to the emission source as a second step;
(c)
applying the best detection techniques that are commercially available for offshore components below the sea level or below the seabed.
7.   By 5 August 2025, the Commission shall, by means of an implementing act, specify:
(a)
the minimum detection limits and detection techniques to be employed for the different detection devices used for meeting the requirements for all components in paragraph 8;
(b)
the thresholds applicable to the first step of the LDAR surveys to be used for meeting the requirements for underground components in paragraph 8.
Those minimum detection limits, techniques and thresholds shall be based on the best available technologies and the best available detection techniques, taking into account the different types of components and LDAR surveys. That implementing act shall be adopted in accordance with the examination procedure referred to in Article 35(3).
Until the adoption of that implementing act, in order to meet the requirements of paragraph 8, operators shall use the best available technologies and the best available detection techniques, in compliance with the manufacturer specifications for operation and maintenance.
8.   Operators shall repair or replace all components found to be emitting methane at or above the following levels at standard temperature and pressure and using detection devices in accordance with the manufacturer specifications for operation and maintenance:
(a)
for type 1 LDAR surveys: 7 000 parts per million in volume of methane or 17 grams per hour of methane;
(b)
for type 2 LDAR surveys:
(i)
500 parts per million in volume of methane or 1 gram per hour of methane for aboveground components and for offshore components above the sea level;
(ii)
1 000 parts per million in volume of methane or 5 grams per hour of methane for the second step of LDAR surveys of underground components;
(iii)
7 000 parts per million in volume of methane or 17 grams per hour for offshore components below the sea level or below the seabed.
9.   The repair or replacement of the components referred to in paragraph 8 shall take place immediately after detection. If the repair cannot be carried out immediately after detection, it shall be attempted as soon as possible and no later than 5 days after detection and shall be completed within 30 days after detection.
Where an operator can demonstrate that the repair or replacement would not be successful or possible within 5 days for a first attempt or where the operator expects that a complete repair would not be possible within 30 days due to safety, administrative or technical considerations, the operator shall notify the competent authorities and provide them with evidence thereof together with the repair and monitoring schedules containing at least the elements set out in Annex II no later than 12 days from the date of detection.
Those repair and monitoring schedules shall include all the necessary evidence justifying any delay. They shall ensure that the environmental impact is minimised, while respecting the relevant safety, administrative and technical considerations. The competent authorities may require the operator to amend the repair and monitoring schedules taking into account the requirements of this Regulation. In any event, the repair or replacement shall be carried out as soon as possible.
The operators shall prioritise repairs of larger leaks.
Repairs or replacements referred to in this paragraph shall use the best technologies that are commercially available and that provide long-term protection against future leaks.
Safety, administrative and technical considerations, as referred to in this paragraph, shall be limited to:
(a)
the safety of personnel and other persons in proximity to the detected leak;
(b)
any adverse environmental impact if the operator can demonstrate that that impact would be greater than the environmental benefits, for example where a repair could lead to a higher overall level of methane emissions than would be the case in the absence of the repair;
(c)
accessibility of a component, including scheduled maintenance, permitting process requirements or required administrative authorisation;
(d)
unavailability of replacement parts necessary for the repair of the component or of replacement components; and
(e)
significant deterioration of the gas supply situation likely to lead to a crisis level as referred to in Article 11(1) of Regulation (EU) 2017/1938 of the European Parliament and of the Council 
(
25
)
.
10.   Where one or more of the conditions set out in paragraph 9, sixth subparagraph, points (a) to (e), apply and a shutdown is required before the repair or replacement can be undertaken, operators shall minimise the leak within 24 hours of detection and shall repair the leak by the end of the next scheduled shutdown or within a year, whichever is sooner, unless carrying out an earlier repair could reasonably be expected to lead to a situation whereby the amount of methane vented during repair operations would very likely be significantly higher than the amount of methane that would leak in the absence of a repair, or unless carrying out an earlier repair could reasonably be expected to lead to security of supply issues in small connected systems as defined in Directive (EU) 2019/944.
An operator shall, without delay, provide all the necessary evidence justifying its decision to delay repair to the competent authorities.
A decision to delay repair due to safety, administrative and technical considerations shall be subject to approval by the competent authorities and shall be included in the repair and monitoring schedules. The competent authorities may require the operator concerned to amend the repair and monitoring schedules taking into account the requirements of this Regulation.
11.   Operators shall establish without delay, keep updated and make fully available to the competent authorities a record of all decisions to delay repair pursuant to this Article, including all necessary evidence justifying each decision and the corresponding repair and monitoring schedules.
12.   Notwithstanding paragraph 2, operators shall survey components that were found to be emitting:
(a)
at levels of methane equal to or higher than the thresholds set out in paragraph 8 at standard temperature and pressure during a previous LDAR survey, immediately after the repair carried out pursuant to paragraph 9 and no later than 45 days thereafter, to ensure that the repair was successful; and
(b)
at levels of methane lower than the thresholds set out in paragraph 8 at standard temperature and pressure, no later than 3 months from the date on which the emissions were detected, to check at least once whether the size of methane loss has changed and whether a repair is necessary.
Where a higher safety risk or a higher risk of methane leaks is identified, the competent authorities may recommend that LDAR surveys of the relevant components take place more frequently.
13.   Without prejudice to the reporting obligations pursuant to paragraph 14, operators shall record all identified leaks, irrespective of their size, and shall regularly survey them and ensure that they are repaired in accordance with paragraph 9.
Operators shall keep the record for at least 10 years and shall provide that information to competent authorities upon their request.
14.   Every year, operators shall submit all repair and monitoring schedules and a report summarising the results of all LDAR surveys completed during the previous year to the competent authorities of the Member State where the relevant assets are located.
The competent authorities may require operators to amend the report or the repair and monitoring schedules taking into account the requirements of this Regulation.
15.   Operators may delegate any of the tasks set out in this Article. Delegated tasks shall not affect the responsibility of operators and shall not impact the effectiveness of supervision by the competent authorities.
16.   Member States shall ensure that certification, accreditation schemes or equivalent qualification schemes, including suitable training programmes, are available to LDAR service providers and to operators with respect to the LDAR surveys.
17.   Without prejudice to Directives 2008/56/EC 
(
26
)
 and 2013/30/EU 
(
27
)
 of the European Parliament and of the Council, the competent authorities may decide to exempt offshore oil and gas components located in their territory at a water depth greater than 700 metres from the requirements under this Article if the operator concerned can provide robust evidence that the impact on the climate of potential methane emissions from those components is highly likely to be negligible.
Article 15
Restrictions on venting and flaring
1.   Venting shall be prohibited except in the circumstances provided for in this Article. Routine flaring shall be prohibited.
2.   Venting or flaring shall be allowed only in case of an emergency or malfunction.
3.   Notwithstanding paragraph 2, venting or flaring shall be allowed where unavoidable and strictly necessary and subject to the reporting obligations set out in Article 16.
Venting and flaring shall be deemed to be unavoidable and strictly necessary in the following specific situations where venting or flaring, as applicable, cannot be completely eliminated or is necessary for safety reasons:
(a)
during normal operations of pneumatic devices, compressors, atmospheric pressure storage tanks, sampling and measuring devices and dry gas seals, or other components designed to vent, provided that such equipment meets the standards or technical prescriptions established under Article 32 and is properly maintained to minimise methane losses;
(b)
to unload or clean-up liquid holdup in a well to atmospheric pressure;
(c)
during gauging or sampling a storage tank or other low-pressure vessel, provided that the tank or vessel meets the standards or technical prescriptions established under Article 32;
(d)
during transferring liquids from a storage tank or other low-pressure vessel to a transport vehicle provided that the tank or vessel meets the standards or technical prescriptions established under Article 32;
(e)
during repair, maintenance, test procedures and decommissioning, including blowing down and depressurising equipment to carry out repair and maintenance;
(f)
during a bradenhead test;
(g)
during a packer leakage test;
(h)
during a production test lasting less than 24 hours;
(i)
where methane does not meet the gathering pipeline specifications, provided that the operator analyses methane samples twice per week to determine whether the specifications have been achieved and routes the methane into a gathering pipeline as soon as the pipeline specifications are met;
(j)
during commissioning of pipelines, equipment or facilities, only for as long as necessary to purge introduced impurities from the pipeline or equipment;
(k)
during pigging, blow-down to repair, decommissioning or purging a pipeline for repair or maintenance, and only where the gas cannot be contained or redirected into an unaffected portion of the pipeline.
4.   Where venting is allowed pursuant to paragraphs 2 and 3, operators shall vent only where flaring is not technically feasible due to lack of flammability or inability to sustain a flame, risks endangering safety of operations or personnel or where it would have a worse environmental impact in terms of emissions. In such a situation, as part of the reporting obligations set out in Article 16, operators shall notify and provide evidence to the competent authorities of the necessity to use venting instead of flaring.
5.   Equipment that vents shall be replaced by non-emitting alternatives where those are commercially available and if they meet the standards or technical prescriptions for components designed to vent established under Article 32.
6.   In addition to the conditions set out in paragraphs 2 and 3, flaring shall be allowed only where either re-injection, utilisation on-site, storage for later use or dispatch of methane to a market are not feasible for reasons other than economic considerations. In such a situation, as part of the reporting obligations set out in Article 16, operators shall demonstrate to the competent authorities the necessity to use flaring instead of either re-injection, utilisation on-site, storage for later use or dispatch of methane to a market.
7.   Where a site is built, replaced or refurbished in whole, operators shall install and use only commercially available zero-emitting pneumatic devices, compressors, atmospheric pressure storage tanks, sampling and measuring devices and dry gas seals. Where a site is replaced or refurbished in part, operators shall install and use in that part only commercially available zero-emitting pneumatic devices, compressors, atmospheric pressure storage tanks, sampling and measuring devices and dry gas seals.
8.   Operators shall comply with this Article without delay and, in any case, not later than 5 February 2026 for existing sites and not later than 12 months from the date of start of operations for new sites. Where operators are unable to comply with this Article due to exceptional delay caused by the need to obtain a permit or any other administrative authorisation from the relevant authorities or the unavailability of venting or flaring equipment, they shall provide the competent authorities with a detailed implementation schedule. That schedule shall include sufficient evidence of the fulfilment of the conditions laid down in this paragraph. The competent authorities may require modifications to that schedule.
Article 16
Reporting of venting events and flaring events
1.   Operators shall notify the competent authorities of venting events and flaring events:
(a)
caused by an emergency or a malfunction; or
(b)
lasting a total of 8 hours or more within a 24-hour period from a single event.
The notification referred to in the first subparagraph shall be made without delay after the event and at the latest within 48 hours from the start of the event or the moment the operator became aware of it, in accordance with the elements set out in Annex III.
By derogation from the first subparagraph, controlled flaring that occurs during shutdowns, shall be reported in the annual report.
2.   Operators shall submit to the competent authorities annual reports on all venting events and flaring events, referred to in paragraph 1 of this Article and in Article 15, in accordance with the elements set out in Annex III and as part of the relevant report referred to in Article 12.
Article 17
Flaring efficiency requirements
1.   Where a site is built, replaced or refurbished in whole or in part, or where new flare stacks or other combustion devices are installed, operators shall install only flare stacks or combustion devices with an auto-igniter or continuous pilot burner and with a destruction and removal efficiency by design level of at least 99 %.
2.   Operators shall ensure that all flare stacks or other combustion devices comply with the requirements of paragraph 1 by 5 February 2026.
3.   Operators shall inspect flare stacks or other combustion devices every 15 days in accordance with Annex IV, except where they are not used on a regular basis. Where flare stacks or other combustion devices are not used on a regular basis, operators shall inspect them before each use.
As an alternative to regular inspections, subject to the approval of the competent authorities, operators may use remote or automated monitoring systems, as specified in accordance with points (1) and (2) of Annex IV.
Where irregularities are detected, operators shall investigate the cause of the irregularity and remedy it within 6 hours or, in the case of severe weather events or other extreme conditions, within 6 hours after the conditions return to normal.
4.   Where auto-igniters or continuous pilot burners are used, operators shall use flame supervision equipment to constantly monitor the main flare flame or the pilot flame to ensure that venting does not occur due to a flame-out condition.
Article 18
Inactive wells, temporarily plugged wells and permanently plugged and abandoned wells
1.   By 5 August 2025, Member States shall establish and make publicly available an inventory of all inactive wells, temporarily plugged wells and permanently plugged and abandoned wells on their territory or under their jurisdiction that are recorded or where information or evidence on their location is available or where their location can be identified with all reasonable efforts. That inventory shall include at least the elements set out in Part 1 of Annex V.
Member States shall maintain and keep up to date that inventory, including by taking all reasonable efforts to locate and document all identified inactive wells, temporarily plugged wells and permanently plugged and abandoned wells located on their territory or under their jurisdiction, based on a robust assessment taking into account the most up-to-date scientific findings and best available techniques.
2.   By way of derogation from paragraph 1, Member States that notify to the Commission evidence of the existence on their territory or under their jurisdiction of 40 000 or more recorded inactive wells, temporarily plugged wells and permanently plugged and abandoned wells combined may adopt a plan for completing the inventory referred to in paragraph 1 and the quantification of methane emissions or the demonstration that there are no methane emissions, as applicable, in relation to those wells, including at least the elements set out in Part 1 of Annex V, and make it publicly available, provided that:
(a)
by 5 August 2025, at least 20 % of those wells are included in the inventory with priority being given to inactive wells and temporary plugged wells;
(b)
by 5 August 2026, at least 40 % of those wells are included in the inventory;
(c)
every 12 months after 5 August 2026, at least an additional 15 % of those wells are included in the inventory;
(d)
all wells are included into the inventory by 5 August 2030.
That plan shall be subject to approval of the competent authorities.
3.   Without prejudice to paragraph 4, reports containing information on quantification of methane emissions and, where pressure monitoring equipment exists, information on pressure monitoring from all inactive wells and temporarily plugged wells shall be submitted to the competent authorities by 5 May 2026 and by 31 May every year thereafter.
Those reports shall include quantification of methane emissions to air and to water and information on pressure monitoring, where applicable, using the standards or technical prescriptions established under Article 32. Until the date of application of those standards or technical prescriptions, operators and Member States, as applicable, shall follow state-of-the-art industry practices and use the best available technologies for the measurement and quantification of methane emissions.
Where operators or Member States report methane emissions within the framework of international or regional agreements to which the Union or the relevant Member State is a party, the reports referred to in this paragraph may include information reported within the framework of such agreements.
Reports concerning inactive wells and temporarily plugged wells located in Member States with 40 000 or more inactive wells, temporarily plugged wells and permanently plugged and abandoned wells combined shall be submitted by 12 months from the inclusion of each of the wells in the inventory and by 31 May every year thereafter.
4.   Where the competent authorities are provided with quantification of methane emissions and, where pressure monitoring equipment exists, pressure monitoring data that prove that there have been no methane emissions from an onshore temporarily plugged well during the last 5 years, paragraph 3 shall cease to apply to that well.
Where the competent authorities are provided with quantification of methane emissions and, where pressure monitoring equipment exists, pressure monitoring data that prove that there have been no methane emissions from an offshore inactive well or offshore temporarily plugged well during the last 3 years, paragraph 3 shall cease to apply to that well.
5.   Where the competent authorities are provided with reliable evidence of material amounts of methane emissions in an offshore inactive well or in a temporarily plugged well after the period referred to in paragraph 4, or in a permanently plugged and abandoned well and where that evidence has been confirmed by an independent third party, the competent authorities shall decide on the application to that well of the obligations set out in this Article in relation to temporarily plugged wells.
6.   Where methane emissions are detected in inactive wells, temporarily plugged wells or permanently plugged and abandoned wells, Member States or the party responsible pursuant to paragraph 8 shall take all the necessary measures available to them for remediating, reclaiming and permanently plugging that well, as applicable, where technically feasible and taking into account the environmental impact of the necessary works in view of the associated reduction of the methane emissions.
7.   Before submission to the competent authorities, the reports referred to in paragraph 3 of this Article shall be assessed by a verifier and shall include a verification statement issued in accordance with Article 8.
8.   Member States shall ensure that operators fulfil the obligations laid down in paragraphs 3 to 7 and paragraph 9. Where an operator, owner, licensee or a party otherwise responsible for the well under national law provides to the competent authority adequate and reliable evidence to demonstrate that it does not have the adequate financial means to fulfil those obligations or where the party responsible cannot be identified, the Member State shall bear responsibility for those obligations.
9.   By 5 August 2026, Member States or the party responsible pursuant to paragraph 8, shall prepare a mitigation plan to remediate, reclaim and permanently plug inactive wells and temporarily plugged wells including at least the elements set out in Part 2 of Annex V, and implement it within 12 months from the submission of the first report referred to in paragraph 3.
By way of derogation from the first subparagraph, where a Member State or the party responsible pursuant to paragraph 8 can demonstrate that the implementation of that mitigation plan is not possible within that deadline due to safety, administrative or technical considerations, they may delay its implementation. The mitigation plan shall include all the necessary evidence justifying such a decision. In such cases, the implementation shall be carried out as soon as possible ensuring that the end date for the mitigation actions for each well does not exceed 3 years from the submission of the first report referred to in paragraph 3.
The competent authorities may require the party responsible to amend the mitigation plan taking into account the requirements of this Regulation.
Member States or the party responsible pursuant to paragraph 8 shall regularly update the mitigation plan, in line with the inventory referred to in paragraph 1 and the reports referred to in paragraph 3 and any changes or new information derived therefrom, and based on a robust assessment taking into account the most up-to-date scientific findings and best available techniques.
Mitigation plans shall use the inventory referred to in paragraph 1 and the reports referred to in paragraph 3 to determine priority for activities, including:
(a)
remediating, reclaiming and permanently plugging wells;
(b)
reclaiming related access roads or the surrounding soil under water, as applicable;
(c)
restoring land, water, seabed and habitat impacted by wells and the prior operations;
(d)
monitoring to ensure plugged wells are not a source of methane emissions in accordance with this Article.
10.   The competent authorities shall review and make the reports and mitigation plans referred to in this Article available to the public and the Commission in accordance with Article 5(4), within 3 months from their submission by an operator or the completion of a mitigation plan by a Member State.
11.   Without prejudice to Directives 2008/56/EC and 2013/30/EU, the competent authorities may decide to exempt offshore oil and gas wells located at a water depth greater than 700 metres from the requirements under paragraph 3 or 9 of this Article, if robust evidence can be provided that the impact on the climate of potential methane emissions from those wells is highly likely to be negligible.
12.   Without prejudice to Directives 2008/56/EC and 2013/30/EU, and subject to the approval of the competent authorities, offshore temporarily plugged wells and permanently plugged and abandoned wells located at water depth between 200 and 700 metres may be exempted from the requirements under paragraph 3 or 9 of this Article, where the operator can demonstrate that the impact on the climate of potential methane emissions from those wells is highly likely to be negligible by a reference to an environmental impact assessment conducted before drilling or after accidents during operations.
CHAPTER 4
METHANE EMISSIONS IN THE COAL SECTOR
Section I
Monitoring and reporting in active coal mines
Article 19
Scope
1.   This Section applies to active underground and surface coal mines.
2.   Methane emissions resulting from active underground coal mines include the following emissions:
(a)
methane emissions from all ventilation shafts in use by the mine operator;
(b)
methane emissions from drainage stations and from the methane drainage system, whether occurring as a result of intentional or unintentional venting, or incomplete combustion from flaring;
(c)
methane emissions occurring during post-mining activities and within the area of the coal mine.
3.   Methane emissions resulting from active surface coal mines include the following emissions:
(a)
methane emissions occurring at the coal mine during the mining process;
(b)
methane emissions occurring during post-mining activities and within the area of the coal mine.
Article 20
Monitoring and reporting
1.   For underground coal mines, mine operators shall take continuous source-level direct measurements and quantification on all exhaust ventilation shafts. Mine operators shall report to the competent authorities methane emissions per ventilation shaft per year in kilotonne of methane, using equipment and methodologies resulting in a measurement accuracy with a tolerance of 0,5 kilotonne of methane per year or of 5 % of the reported amount, whichever value is lower.
2.   Drainage station operators shall take continuous source-level direct measurements and quantification of total releases of vented and flared methane, regardless of the reasons for such venting and flaring.
3.   For surface coal mines, mine operators shall use deposit-specific coal mine methane emission factors to quantify methane emissions resulting from mining operations. Mine operators shall establish those emission factors on a quarterly basis, in accordance with appropriate scientific standards and taking into account methane emissions from surrounding strata.
4.   The measurements and quantification referred to in paragraphs 1, 2 and 3 shall be undertaken in accordance with the applicable standards or technical prescriptions established pursuant to Article 32. Until the date of application of those standards or technical prescriptions, mine operators shall follow state-of-the-art industry practices and use the best available technologies for the measurement and quantification of methane emissions. Mine operators shall provide competent authorities and verifiers with information on the standards, including international standards, or methodologies used.
As regards continuous source-level direct measurements and quantification referred to in paragraphs 1 and 2, where part of the measuring equipment is not operating for a certain period, readings taken during periods when the equipment was operating may be used to estimate data on a pro rata basis for the period that the equipment was not operating.
The equipment used for continuous source-level direct measurements and quantification referred to in paragraphs 1 and 2 shall operate for more than 90 % of the period for which it is used to monitor methane emissions, excluding downtime taken for re-calibration and repairs.
5.   Where relevant, mine operators shall estimate coal post-mining methane emissions using coal post-mining emission factors, updated annually, based on deposit-specific coal samples and in accordance with appropriate scientific standards.
6.   By 5 August 2025 and by 31 May every year thereafter, mine operators and drainage station operators shall submit a report to the competent authorities containing data on yearly source-level methane emissions in accordance with this Article.
That report shall cover the last available calendar year period and include the elements set out in Part 1 of Annex VI for active underground coal mines, Part 2 of Annex VI for active surface coal mines and Part 3 of Annex VI for drainage stations.
Before submission to the competent authorities, mine operators and drainage station operators shall ensure that the reports referred to in this paragraph are assessed by a verifier and include a verification statement issued in accordance with Article 8.
7.   The competent authorities shall make the reports referred to in this Article available to the public and the Commission in accordance with Article 5(4), within 3 months from submission by mine operators.
Section II
Mitigation of methane emissions resulting from active underground coal mines
Article 21
Scope
This Section applies to methane emissions from underground coal mines referred to in Article 19(2).
Article 22
Mitigation measures
1.   Flaring with a destruction and removal efficiency by design level below 99 % and venting of methane from drainage systems shall be prohibited from 1 January 2025, except in the case of an emergency or a malfunction, or where unavoidable and strictly necessary for maintenance and except venting in accordance with paragraph 2. In such cases, drainage station operators shall vent only if flaring is not technically feasible or risks endangering safety of operations or personnel. In such a situation, as part of the reporting obligations set out in Article 23, drainage station operators shall demonstrate to the competent authorities the necessity of venting instead of flaring.
2.   Venting of methane through ventilation shafts in coal mines emitting more than 5 tonnes of methane per kilotonne of coal mined, other than coking coal mines, shall be prohibited from 1 January 2027, except in the case of an emergency.
Venting of methane through ventilation shafts in coal mines emitting more than 3 tonnes of methane per kilotonne of coal mined, other than coking coal mines, shall be prohibited from 1 January 2031, except in the case of an emergency.
Those thresholds shall apply per year, per mine and per operator, if one entity operates several coal mines.
Measures taken in accordance with this paragraph shall not lead to the deterioration of the safety of workers.
3.   By 5 August 2027, the Commission shall adopt a delegated act in accordance with Article 34 to supplement this Regulation by setting out restrictions on venting methane from ventilation shafts for coking coal mines.
4.   Without prejudice to Articles 107 and 108 of the Treaty on the Functioning of the European Union (TFEU), Member States may use a system of incentives to reduce methane emissions based on fees, charges or penalties, as referred to in Article 33, in order to ensure that operators of existing coal mines comply with the obligations, set out in paragraphs 1 and 2 of this Article.
Article 23
Reporting of venting events and flaring events
1.   From 1 January 2025, drainage station operators shall notify the competent authorities of all venting events and all flaring events with a destruction and removal efficiency by design level below 99 %:
(a)
caused by an emergency or a malfunction,
(b)
occurring unavoidably, due to maintenance of the drainage system.
That notification shall be made in accordance with Annex VII, without delay after the event and at the latest within 48 hours from the start of the event or the moment the operator became aware of it.
2.   The competent authorities shall make the information submitted to them pursuant to this Article available to the public and the Commission on an annual basis in accordance with Article 5(4).
Section III
Methane emissions from closed underground coal mines and abandoned underground coal mines
Article 24
Scope
This Section applies to the following methane emissions from closed underground coal mines and abandoned underground coal mines where coal production ceased after 3 August 1954:
(a)
methane emissions from all ventilation shafts which continue to emit methane;
(b)
methane emissions from coal mining equipment the use of which has been discontinued;
(c)
methane emissions from other well defined point emission sources as specified in Part 1 of Annex VIII.
Article 25
Monitoring and reporting
1.   By 5 August 2025, Member States shall set up and make publicly available an inventory of all closed underground coal mines and abandoned underground coal mines in their territory or under their jurisdiction where operations ceased after 3 August 1954, in accordance with the methodology and including at least the elements set out in Part 1 of Annex VIII.
2.   From 5 May 2026, methane emissions shall be measured in all closed underground coal mines and abandoned underground coal mines where operations ceased after 3 August 1954.
Measurement equipment shall be installed on all elements listed in Part 1, point 1.5, of Annex VIII which were found to emit above 0,5 tonnes of methane per year based on the inventory in paragraph 1 of this Article. That measurement equipment shall take source- level direct measurements or perform source-level quantification in accordance with the applicable standards or technical prescriptions established under Article 32, at least on an hourly basis and of sufficient quality to allow for a representative estimation of annual methane emissions from all elements listed in Part 1, point 1.5, of Annex VIII which were found to emit methane. Until the date of application of those standards or technical prescriptions, mine operators shall follow state-of-the-art industry practices and use the best available technologies for the measurement and quantification of methane emissions. Mine operators shall provide competent authorities and verifiers with information on the standards, including European or other international standards, technical prescriptions or methodologies used.
The measurement equipment shall operate for more than 90 % of the period for which it is used to monitor methane emissions, excluding downtime taken for re-calibration and repair.
3.   If the observed annual methane emissions from an element listed in Part 1, point 1.5, of Annex VIII is below 1 tonne of methane for 6 consecutive years in the case of flooded underground coal mines or 12 consecutive years in the case of non-flooded underground coal mines, no further monitoring and reporting shall be taken for that specific element.
4.   Upon request from the responsible party, competent authorities may exempt closed underground coal mines and abandoned underground coal mines from the requirements of paragraphs 2 and 3 of this Article and Part 1, point 1.5, of Annex VIII where the responsible party demonstrates that those mines have been fully flooded for at least 10 years prior to the date of the request.
That request shall be accompanied by a report from the responsible party. That report shall demonstrate the stabilisation of the hydrogeological conditions as well as the absence of material amounts of methane emissions from the relevant coal mine. The competent authorities shall make that report publicly available in accordance with national law.
5.   Where the competent authorities receive reliable evidence of material amounts of methane emissions from a closed underground coal mine or abandoned underground coal mine as referred to in paragraph 4, the obligations set out in paragraphs 2 and 3 shall apply to that coal mine.
6.   Reports containing estimates of yearly source-level methane emissions data shall be submitted to the competent authorities by 5 August 2026 and by 31 May every year thereafter.
Those reports shall cover the last available calendar year and include the elements set out in Part 2 of Annex VIII.
Before submission to the competent authorities, the reports referred to in this paragraph shall be assessed by a verifier. They shall include a verification statement issued in accordance with Article 8.
7.   Mine operators or Member States shall be responsible for the compliance with the requirements referred to in paragraphs 2 to 6 of this Article as regards closed underground coal mines. Member States shall be responsible for the compliance with the requirements referred to in paragraphs 2 to 6 of this Article as regards abandoned underground coal mines. In the case of alternative uses of abandoned underground coal mines, the permit holder referred to in Article 26(3) shall be responsible for the compliance with the requirements referred to in paragraphs 2, 3 and 6 of this Article.
8.   The competent authorities shall make the reports referred to in this Article available to the public and the Commission, in accordance with Article 5(4), within 3 months from submission by the party responsible.
Article 26
Mitigation measures
1.   On the basis of the inventory referred to in Article 25, Member States shall develop and implement a mitigation plan to address methane emissions from closed underground coal mines and abandoned underground coal mines where operations ceased after 3 August 1954.
That mitigation plan shall be submitted to the competent authorities by 5 February 2027. It shall include key milestones for its implementation and at least the elements set out in Part 3 of Annex VIII.
2.   Venting and flaring from equipment referred to in Article 25(2) shall be prohibited from 1 January 2030, unless utilisation of methane or reduction of methane emissions is not technically feasible or risks endangering environmental safety, human safety, including that of the personnel, or health. In such a situation, as part of the reporting obligations set out in Article 25, mine operators or Member States shall demonstrate the necessity of venting or flaring instead of utilisation of methane or reduction of methane emissions.
3.   Alternative use of abandoned underground coal mines shall be allowed following a permitting procedure adapted to the specific type of alternative use of the abandoned underground coal mine. The applicant shall provide to the competent authorities a detailed plan of measures to avoid methane emissions. The permit holder shall comply with the monitoring, reporting and mitigation obligations under Article 25 and this Article.
4.   Without prejudice to the applicable sector-specific Union law, for closed underground coal mines, existing best mitigation practices to reduce methane emissions shall be allowed.
CHAPTER 5
METHANE EMISSIONS OF CRUDE OIL, NATURAL GAS AND COAL PLACED ON THE UNION MARKET
Article 27
Requirements applying to importers
1.   By 5 May 2025 and by 31 May every year thereafter, importers shall provide the information set out in Annex IX to the competent authorities of the Member State in which they are established. Where importers fail to provide that information, in whole or in part, they shall provide sound justification to those competent authorities for such failure and set out the actions that they have undertaken to obtain that information.
The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 34 to amend this Regulation by modifying the information required to be provided by importers.
2.   By 5 August 2025 and by 31 August every year thereafter, Member States shall submit to the Commission the information provided by importers.
The Commission shall make that information available in accordance with Article 30.
Article 28
Equivalence of monitoring, reporting and verification measures
1.   From 1 January 2027, importers shall demonstrate, and report in accordance with Article 27(1), to the competent authorities of the Member State in which they are established that the contracts concluded or renewed on or after 4 August 2024 for the supply of crude oil, natural gas or coal produced outside the Union cover only crude oil, natural gas or coal that is subject to monitoring, reporting and verification measures applied at the level of the producer that are equivalent to those set out in this Regulation.
2.   For contracts concluded before 4 August 2024 for the supply of crude oil, natural gas or coal produced outside the Union, importers shall undertake all reasonable efforts to require that crude oil, natural gas or coal is subject to monitoring, reporting and verification measures applied at the level of the producer that are equivalent to those set out in this Regulation. Those efforts may include the amendment of those contracts.
From 1 January 2027, importers shall annually inform the competent authorities of the Member State in which they are established of the results of such efforts, as part of the information to be provided pursuant to in Article 27(1) and, in case of failure, provide sound justification to those competent authorities for such failure and set out the actions that they have undertaken as part of those efforts.
3.   The Commission shall issue recommendations containing optional model clauses related to the information to be provided for the purposes of paragraphs 1 and 2, to be used by importers placing crude oil, natural gas and coal on the Union market in the process of modifying or renewing existing contracts or signing new contracts for the supply of crude oil, natural gas and coal.
4.   The competent authorities of the Member States shall protect the confidentiality of the information received from importers under this Article, in accordance with Union law. The competent authorities shall provide that information to the Commission which shall protect the confidentiality of such information, in accordance with Union law.
5.   For the purposes of this Article, monitoring, reporting and verification measures shall be considered to be equivalent to those set out in this Regulation in the following cases:
(a)
crude oil, natural gas and coal are subject to independent third party verification equivalent to that set out in Articles 8 and 9 and the producer established in a third country applies:
(i)
for crude oil and natural gas, monitoring and reporting measures ensuring quantification of methane emissions equivalent to those set out in Article 12 or monitoring and reporting at OGMP 2.0 level 5;
(ii)
for coal, monitoring and reporting measures equivalent to those set out in Article 20; or
(b)
the third country has in place and applies to producers and exporters established in that third country and supplying crude oil, natural gas or coal to the Union market a regulatory framework on monitoring, reporting and verification that is at least equivalent to that applied in the Union; in particular, the third country has demonstrated that those monitoring and reporting requirements ensure at least source- and site-level quantification and regular reporting equivalent to those set out in Article 12, for crude oil and natural gas, and in Article 20, for coal, and that effective verification by an independent third party, equivalent to that set out in Articles 8 and 9, as well as effective supervision and enforcement are in place.
6.   For the purposes of paragraph 5, point (b), the Commission shall set out, by means of an implementing act, the procedure and requirements concerning evidence to be provided by a third country for establishing equivalence. That implementing act shall be adopted in accordance with the examination procedure referred to in Article 35(3).
The procedure of establishing equivalence may be initiated on the request of a third country or by the Commission.
The Commission shall actively engage with all third countries exporting crude oil, natural gas or coal to the Union market to obtain their agreement to initiate such a procedure, taking into account the quantity imported from those third countries and their potential for reducing their methane emissions.
Equivalence shall be established by the Commission, by means of implementing acts for each relevant third country, only where the third country fulfils all the conditions set out in paragraph 5, point (b), of this Article and all required evidence is provided. Those implementing acts shall be adopted in accordance with the examination procedure referred to in Article 35(3) of this Regulation. The Commission shall refrain from adopting such implementing acts where their adoption would circumvent restrictive measures adopted under Article 215 TFEU restricting the import of crude oil, natural gas or coal.
Equivalence may be revoked at any time by the Commission, by means of an implementing act, where the third country no longer complies, in law or in practice, with the conditions set out in paragraph 5, point (b), of this Article during a period of at least 12 months. That implementing act shall be adopted in accordance with the examination procedure referred to in Article 35(3). Prior to adopting that implementing act, the Commission shall notify the third country of its concerns and give it an opportunity to state its views.
When preparing the implementing acts referred to in this paragraph, the Commission shall inform the Coordination Group for oil and petroleum products, established by Council Directive 2009/119/EC 
(
28
)
, the Gas Coordination Group, established by Regulation (EU) 2017/1938 of the European Parliament and of the Council 
(
29
)
, and the Electricity Coordination Group, established by the Commission, as well as other relevant stakeholders. Those implementing acts shall enter into force not earlier than 30 calendar days following the date of their adoption.
7.   Importers shall be exempt from the reporting obligations set out in paragraphs 1 and 2 where they import crude oil, natural gas or coal from a third country for which equivalence has been established in accordance with paragraph 6.
8.   From 4 August 2024, where appropriate and subject to the applicable procedures, the Commission shall propose and aim for the Union to enter into cooperation frameworks with third countries from which the Union imports crude oil, natural gas or coal to support them in establishing a monitoring, reporting and verification system equivalent to that established in this Regulation. The Commission shall not recommend entering into such cooperation frameworks where those frameworks would circumvent restrictive measures adopted under Article 215 TFEU on the import of crude oil, natural gas or coal.
Article 29
Methane intensity of the production of crude oil, natural gas and coal
1.   By 5 August 2028 and every year thereafter, for the supply contracts concluded or renewed on or after 4 August 2024, Union producers and, pursuant to Article 27(1), importers shall report to the competent authorities of the Member State in which they are established the methane intensity of the production of crude oil, natural gas and coal placed by them on the Union market calculated in accordance with the methodology set out pursuant to paragraph 4 of this Article.
For supply contracts concluded before 4 August 2024, Union producers and, pursuant to Article 27(1), importers shall undertake all reasonable efforts to report to the competent authorities of the Member State in which they are established the methane intensity of the production of crude oil, natural gas and coal placed by them on the Union market calculated in accordance with the methodology set out pursuant to paragraph 4 of this Article. From 5 August 2028, Union producers and importers placing crude oil, natural gas or coal on the Union market shall report annually to the competent authorities of the Member State in which they are established of the results of such efforts.
2.   By 5 August 2030 and every year thereafter, Union producers and importers placing crude oil, natural gas and coal on the Union market under supply contracts concluded or renewed after 5 August 2030 shall demonstrate to the competent authorities of the Member State in which they are established that the methane intensity of the production of crude oil, natural gas and coal placed by them on the Union market, calculated in accordance with the methodology set out pursuant to paragraph 4, is below the maximum methane intensity values established in accordance with paragraph 6 to promote the global methane emissions reductions for those products.
3.   The competent authorities of the Member States shall protect the confidentiality of the information received from Union producers and importers under this Article, in accordance with Union law. The competent authorities shall provide that information to the Commission, which shall protect the confidentiality of such information, in accordance with Union law.
4.   By 5 August 2027, the Commission shall adopt a delegated act in accordance with Article 34 to supplement this Regulation by setting out the methodology for calculating, at the level of the producer, the methane intensity of the production of crude oil, natural gas and coal placed on the Union market. That methodology shall take into account different production processes and site conditions, as well as existing international methodologies and best practice for calculating methane intensity. That methodology shall be non-discriminatory and based on transparent and objective criteria. When preparing such delegated acts, the Commission shall inform the Coordination Group for oil and petroleum products, the Gas Coordination Group, the Electricity Coordination Group and other relevant stakeholders.
5.   By 5 August 2029, the Commission shall assess the potential impact of various levels of maximum methane intensity values associated with crude oil, natural gas and coal placed on the Union market at the level of the producer, and present a report to the European Parliament and to the Council. That report shall include an assessment of the potential reduction of global methane emissions, of the impact on the security of energy supply at Union and national level and on the competitiveness of the Union’s economy, and of the potential global and regional market distortions. That report shall also include a market assessment with regard to the methane intensity of current and future supplies to the Union until 2049 through both long-term contracts and spot purchases. That assessment shall analyse the situation per Member State, taking into account contractual commitments entered into before 4 August 2024, energy infrastructure capacities and potential constraints.
6.   On the basis of the assessment referred to in paragraph 5 and on objective criteria, the Commission shall adopt delegated acts in accordance with Article 34 to supplement this Regulation by setting out the maximum methane intensity values associated with crude oil, natural gas and coal placed on the Union market at the level of the producer. Those delegated acts shall be consistent with the methodology for calculating the methane intensity of the production of crude oil, natural gas and coal placed on the Union market set out in accordance with this Article. Those delegated acts shall also specify different methane intensity classes for crude oil, natural gas and coal. Those maximum methane intensity values shall be determined separately for crude oil, natural gas and coal, covering the best performing class or classes. Those maximum methane intensity values and methane intensity classes shall take into account the different sources, production processes and site conditions and shall be set at levels that promote reductions of the global methane emissions in relation to the crude oil, natural gas and coal placed on the Union market, while preserving the security of energy supply at Union and national level, ensuring a balanced distribution of the volumes of crude oil, natural gas and coal placed on the Union market as well as non-discriminatory treatment, and protecting the competitiveness of the Union’s economy.
Article 30
Methane transparency database and methane performance profiles
1.   By 5 February 2026, the Commission shall establish and maintain a methane transparency database, including relevant information on Member States and third countries, undertakings, importers and volumes of crude oil, natural gas and coal placed on the Union market, in particular the information submitted to it pursuant to Article 12(8), Article 18(10), Article 20(7), Article 23(2), Article 25(8), Article 27(2), Article 28(4) and Article 29(3).
2.   In addition to the information referred to in paragraph 1, the database shall include at least the following information:
(a)
a list of third countries where crude oil, natural gas or coal is produced and from which it is exported to the Union;
(b)
for each Member State or third country referred in point (a) the following information:
(i)
whether it has mandatory regulatory measures in place on energy sector methane emissions, covering the measures set out in this Regulation regarding measurement, reporting, verification and mitigation of methane emissions in the energy sector, in particular restrictions on venting and flaring;
(ii)
whether it has signed the Paris Agreement adopted under the United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) and whether it has joined the Global Methane Pledge;
(iii)
whether it submits national inventory reports in accordance with the requirements of the UNFCCC, where applicable;
(iv)
whether the national inventory reports submitted pursuant to the UNFCCC include tier 3 reporting of methane emissions in the energy sector, where applicable, and specifying the categories of methane emissions reported at tier 3;
(v)
the amount of methane emissions in the energy sector specified in the national inventory reports submitted pursuant to the UNFCCC, where applicable, and whether that data was subject to independent verification;
(vi)
where available, electronic links to national data sources with information on methane emissions in the energy sector;
(c)
for each Member State, a list of importers placing crude oil, natural gas or coal on the Union market;
(d)
for each third country referred to in point (a) the following information:
(i)
a list of producers or exporters of crude oil, natural gas or coal into the Union, as applicable, and whether they are part of any global initiatives for the reduction of methane emissions, such as the OGMP and the Zero Routine Flaring Initiative;
(ii)
indicative values estimating the methane emissions related to the transport of crude oil, natural gas and coal.
The methane transparency database shall serve as an information tool that is to be publicly available free of charge.
The methane transparency database shall indicate where the quality and reliability of the submitted information have been verified by independent third parties.
3.   By 5 August 2026, on the basis of the information available in the methane transparency database, the Commission shall publish the methane performance profiles of Member States and of Union producers or importers, as applicable, which place crude oil, natural gas or coal on the Union market, as well as of third countries from which the Union imports crude oil, natural gas or coal and of third-country producers or exporters which supply them to the Union.
4.   The methane performance profiles published in accordance with paragraph 3 shall be updated annually and shall contain, at least and as applicable:
(a)
methane emissions related to crude oil, natural gas and coal placed on the Union market and a data quality assessment for reported methane emissions, including the level of OGMP 2.0 reporting, where relevant;
(b)
an assessment of the efforts undertaken to monitor, report and reduce methane emissions by Union producers or importers, as well as by third-country producers or exporters, placing crude oil, natural gas or coal on the Union market, including by region where relevant;
(c)
analysis of super-emitting events that occurred in Member States or in third countries from which the Union imports crude oil, natural gas or coal and how those events were addressed.
5.   The methane performance profiles published in accordance with paragraph 3 shall be made publicly available online free of charge.
6.   This Article shall apply without prejudice to Directive (EU) 2016/943.
Article 31
Global methane monitoring tool and rapid reaction mechanism
1.   By 5 August 2026, the Commission shall establish a global methane monitoring tool based on satellite data and input from several certified data providers and services, including the Copernicus component of the Union Space Programme established by Regulation (EU) 2021/696. To that end, the Commission may use existing international tools or frameworks, where available.
The global methane monitoring tool shall be made publicly available and shall provide regular updates at least on the occurrence, magnitude and location of high methane-emitting events from energy sources within or outside the Union.
2.   By 5 February 2026, the Commission shall establish a rapid reaction mechanism to address super-emitting events.
The Commission shall promptly notify any detected super-emitting event to the Member State or third country under whose jurisdiction the event has taken place, as appropriate. Where feasible, the Commission shall also notify the producer related to the source or set of connected sources emitting methane. That notification shall include a request to promptly provide additional information on the super-emitting event and the remedial measures taken or planned to be taken to mitigate the impact or stop the event, including the timeframe within which those measures are to take place. The Commission shall undertake all necessary contacts in order to obtain and verify the information received in connection with the event, including, where applicable, in cooperation with competent international organisations. To that end, the Commission may use existing international tools or frameworks, where available.
3.   The Commission shall propose to establish on the Union’s behalf bilateral dialogues with third countries from which the Union imports crude oil, natural gas or coal with the aim to set up a framework for an information exchange and an early detection and warning system to detect and alert each other of the occurrence of super-emitting events and remedial measures taken or to be taken in order to prevent or stop such events. Those dialogues shall also aim to identify ways to accelerate the reduction of methane emissions in the energy sector and, if necessary, may offer an exchange of best practices and advice to set up monitoring, reporting, verification and reduction measures equivalent to those established in this Regulation.
The Commission shall not propose to establish bilateral dialogues with third countries where that would circumvent restrictive measures adopted under Article 215 TFEU on the import of crude oil, natural gas and coal.
4.   Based on the monitoring carried out in the context of the dialogues referred to in paragraphs 2 and 3, the Commission shall keep the European Parliament and the Council informed about the notifications of super-emitting events and the implementation of remedial measures in the Union and in third countries from which the Union imports crude oil, natural gas or coal and any potential impact on the security of energy supply at Union and national level.
5.   This Article shall apply without prejudice to Directive (EU) 2016/943.
CHAPTER 6
FINAL PROVISIONS
Article 32
Standards and technical prescriptions
1.   The Commission shall, in accordance with Article 10(1) to (5) of Regulation (EU) No 1025/2012, request one or more European standardisation organisations to draft harmonised standards for:
(a)
measurement and quantification of methane emissions as referred to in Article 12(5);
(b)
LDAR surveys as referred to in Article 14(1);
(c)
equipment as referred to in Article 15(3) and (5);
(d)
quantification of methane emissions as referred to in Article 18(3); and
(e)
measurement and quantification of methane emissions as referred to in Article 20(4) and Article 25(2).
Upon reception of a draft standard by a European standardisation organisation, the Commission shall assess its conformity with the relevant standardisation request, with this Regulation and with other applicable Union law.
The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 34 to supplement this Regulation by establishing mandatory standards, or parts thereof, as referred to in this paragraph.
2.   Where no delegated act has been adopted in accordance with paragraph 1 of this Article, the Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 34 to supplement this Regulation by establishing mandatory technical prescriptions, or parts thereof, for the purposes of:
(a)
measurement and quantification of methane emissions as referred to in Article 12(5);
(b)
LDAR surveys as referred to in Article 14(1);
(c)
equipment as referred to in Article 15(3) and (5);
(d)
quantification of methane emissions as referred to in Article 18(3); and
(e)
measurement and quantification of methane emissions as referred to in Article 20(4) and Article 25(2).
The Commission may adopt those delegated acts only where it has issued a standardisation request to one or more European standardisation organisations and one of the following conditions is fulfilled:
(a)
the request has not been accepted;
(b)
the requested standards have not been delivered within the set deadline;
(c)
the standards developed by the European standardisation organisations do not comply with the request; or
(d)
the standards developed by the European standardisation organisation are considered to be insufficient to cover the requirements of this Regulation, in full or in part.
Article 33
Penalties
1.   Member States shall lay down the rules on penalties applicable to infringements of this Regulation and shall take all measures necessary to ensure that they are implemented.
The penalties provided for shall be effective, proportionate and dissuasive and shall include at least:
(a)
fines proportionate to the environmental damage and impact on human safety and health, set at a level which:
(i)
at least deprives those responsible of the economic benefits derived from the infringement in an effective way; and
(ii)
gradually increases for repeated serious infringements;
(b)
periodic penalty payments to compel operators, undertakings, mine operators or importers to put an end to an infringement, comply with a decision ordering remedial actions or corrective measures, provide information or submit to an inspection, as applicable.
By 5 August 2025, Member States shall notify the Commission of those rules and those measures and shall notify it without delay of any subsequent amendment affecting them.
2.   Member States shall, in accordance with national law, ensure that the competent authorities have the power to impose at least the following administrative penalties and administrative measures for infringements of Article 12, Article 14(14), Article 16(2), Article 20, Article 23(1), Article 27(1), Article 28(1) and (2) and Article 29(1) and (2), provided that they do not endanger the security of energy supply:
(a)
adopt a decision requiring the person to bring the infringement to an end;
(b)
order the confiscation of the profits gained or losses avoided due to the infringements insofar as they can be determined;
(c)
issue public warnings or notices;
(d)
adopt a decision imposing periodic penalty payments;
(e)
adopt a decision imposing administrative fines.
In the case of legal persons, the amount of the administrative fines referred to in point (e) shall not exceed 20 % of the annual turnover in the preceding business year. In the case of natural persons, the amount of those fines shall not exceed 20 % of the annual income in the preceding calendar year.
3.   Where the legal system of the Member State does not provide for administrative fines, fines may be imposed by the competent national courts at the request of the competent authorities. Those fines shall be effective and their effect shall be equivalent to that of the administrative fines imposed by administrative authorities.
4.   In the exercise of their powers under this Article, competent authorities shall cooperate closely to ensure that their powers are exercised, and that the administrative penalties and administrative measures they impose are designed and applied, in an effective and consistent way across the Union.
5.   At least the following infringements shall be subject to penalties:
(a)
failure of operators, undertakings, mine operators or importers to provide the competent authorities or the verifiers with the assistance necessary for the performance of their tasks in accordance with this Regulation;
(b)
failure of operators or mine operators to carry out the actions set out in the inspection reports referred to in Article 6(5) and (6);
(c)
failure of operators or mine operators to submit the methane emissions reports as required by Article 12, Article 18(3), Article 20 and Article 25(6), including the verification statement issued by an independent verifier in accordance with Article 8(4);
(d)
failure of operators to submit a LDAR programme in accordance with Article 14(1) or carry out a LDAR survey in accordance with Article 14(2), (5) and (6);
(e)
failure of operators to repair or replace components, to continuously survey components and to record leaks in accordance with Article 14(8) to (13);
(f)
failure of operators to submit a report in accordance with Article 14(14);
(g)
venting or flaring, including routine flaring, by operators or mine operators, except in the situations provided for in Article 15(2) and (3), Article 22(1) and (2), and Article 26(2);
(h)
failure of operators or mine operators to demonstrate the necessity to use venting instead of flaring and to demonstrate the necessity to use flaring instead of re-injection, utilisation on-site, storage for later use or dispatch of methane to a market, in the case of operators, or utilisation or mitigation, in the case of mine operators, in accordance with Article 15(4) and (6), Article 22(1) and (2), and Article 26(2);
(i)
failure of operators to replace or use venting equipment in accordance with Article 15(5) and (7);
(j)
failure of operators or mine operators to notify or report on venting events and flaring events in accordance with Article 16, Article 23(1) or Article 26, as applicable;
(k)
use of flare stacks or combustion devices in breach of the requirements laid down in Articles 17, 22 and 23;
(l)
failure of the responsible party to apply mitigation measures in accordance with Article 18(6) and (9);
(m)
failure of importers to provide the information required in accordance with Article 27(1) and Annex IX;
(n)
failure of importers to provide the information required in accordance with Article 28(1) and (2);
(o)
failure of Union producers or importers to provide the information required in accordance with Article 29(1) and (2);
(p)
failure of Union producers or importers to comply with the maximum methane intensity values set out in the delegated acts adopted in accordance with Article 29(6).
6.   Where the conditions set out in Article 15(8) are fulfilled, Member States shall consider reducing or not imposing penalties on operators for the implementation period deemed necessary by the national authorities.
7.   Member States shall take into account at least the following indicative criteria for the imposition of penalties, as appropriate:
(a)
the duration or temporal effects, the nature and the gravity of the infringement;
(b)
any action taken by the operator, undertaking, mine operator or importer to timely mitigate or remedy the damage;
(c)
the intentional or negligent character of the infringement;
(d)
any previous or repeated infringements by the operator, undertaking, mine operator or importer;
(e)
the economic benefits gained or losses avoided, directly or indirectly, by the operator, undertaking, mine operator or importer due to the infringement, if the relevant data are available;
(f)
the size of the operator, undertaking, mine operator or importer;
(g)
the degree of cooperation with the authorities;
(h)
the manner in which the infringement became known to the authorities, in particular whether, and if so to what extent, the operator, undertaking, mine operator or importer timely notified the infringement;
(i)
any other aggravating or mitigating factor applicable to the circumstances of the case, including third party actions.
8.   Member States shall publish annually information on the type and size of the penalties imposed under this Regulation, the infringements and the operators, undertakings, mine operators or importers upon which penalties have been imposed.
Where applicable, such information shall be reported in accordance with Article 22 of Directive (EU) 2024/1203 of the European Parliament and of the Council 
(
30
)
.
Article 34
Exercise of the delegation
1.   The power to adopt delegated acts is conferred on the Commission subject to the conditions laid down in this Article.
2.   The power to adopt delegated acts referred to in Article 22(3), Article 27(1), Article 29(4) and (6), and Article 32 shall be conferred on the Commission for a period of 5 years from 4 August 2024 to be tacitly extended for periods of an identical duration.
3.   The delegation of power referred to in Article 22(3), Article 27(1), Article 29(4) and (6), and Article 32 may be revoked at any time by the European Parliament or by the Council. A decision to revoke shall put an end to the delegation of the power specified in that decision. It shall take effect the day following the publication of the decision in the Official Journal of the European Union or at a later date specified therein. It shall not affect the validity of any delegated acts already in force.
4.   Before adopting a delegated act, the Commission shall consult experts designated by each Member State in accordance with the principles laid down in the Interinstitutional Agreement of 13 April 2016 on Better Law-Making.
5.   As soon as it adopts a delegated act, the Commission shall notify it simultaneously to the European Parliament and to the Council.
6.   A delegated act adopted pursuant to Article 22(3), Article 27(1), Article 29(4) and (6), or Article 32 shall enter into force only if no objection has been expressed either by the European Parliament or by the Council within a period of 2 months of notification of that act to the European Parliament and the Council or if, before the expiry of that period, the European Parliament and the Council have both informed the Commission that they will not object. That period shall be extended by 2 months at the initiative of the European Parliament or of the Council.
Article 35
Committee procedure
1.   The Commission shall be assisted by the Energy Union Committee established by Article 44 of Regulation (EU) 2018/1999. That committee shall be a committee within the meaning of Regulation (EU) No 182/2011.
2.   Where reference is made to this paragraph, Article 4 of Regulation (EU) No 182/2011 shall apply.
3.   Where reference is made to this paragraph, Article 5 of Regulation (EU) No 182/2011 shall apply.
Article 36
Commission monitoring, review and reports
1.   The Commission shall monitor and review the application of this Regulation and submit, by 1 January 2028 and every 5 years thereafter, a report to the European Parliament and to the Council.
2.   The first report referred to in paragraph 1 shall in particular review the following:
(a)
the effectiveness and efficiency of this Regulation in establishing transparent and accurate measurement, reporting and verification rules and in reducing methane emissions associated with the production of crude oil, natural gas and coal placed on the Union market;
(b)
if feasible, the achieved level of reduction of methane emissions associated with the production of crude oil, natural gas and coal placed on the Union market as a result of this Regulation;
(c)
whether additional or alternative measures are necessary to foster and accelerate the reduction of methane emissions in the value chain of crude oil, natural gas and coal placed on the Union market to support the Union’s target of net-zero greenhouse gas emissions by 2050 and its commitments under the Paris Agreement.
That review shall take into account the relevant Union legislation in related fields. The Commission, where appropriate, shall submit to the European Parliament and to the Council a legislative proposal together with its report, taking into account the relevant Union legislation in related fields.
3.   For the purpose of this Article, the Commission may request information from Member States and competent authorities and shall take into account in particular the information provided by Member States in their integrated National Energy and Climate Plans and the updates thereto and in their National Energy and Climate progress reports pursuant to Regulation (EU) 2018/1999.
Article 37
Amendment to Regulation (EU) 2019/942
In Article 15 of Regulation (EU) 2019/942 the following paragraph is added:
‘8.   Every 3 years, ACER, after consulting Member States, shall establish and make publicly available a set of indicators and corresponding reference values for the comparison of unit investment costs linked to measurement, quantification, monitoring, reporting, verification and reduction, including venting and flaring, of methane emissions for comparable projects. It shall issue recommendations on indicators and reference values for unit investment costs for the purposes of complying with the obligations under Regulation (EU) 2024/1787 of the European Parliament and of the Council
 (
*1
)
 as provided in Article 3 of that Regulation.
Article 38
Entry into force
This Regulation shall enter into force on the twentieth day following that of its publication in the 
Official Journal of the European Union
.
This Regulation shall be binding in its entirety and directly applicable in all Member States.
Done at Brussels, 13 June 2024.
For the European Parliament
The President
R. METSOLA
For the Council
The President
H. LAHBIB
(
1
)
  
            
OJ C 323, 26.8.2022, p. 101
.
(
2
)
  
            
OJ C 498, 30.12.2022, p. 83
.
(
3
)
  Position of the European Parliament of 10 April 2024 (not yet published in the Official Journal) and decision of the Council of 27 May 2024.
(
4
)
  Regulation (EU) 2021/1119 of the European Parliament and of the Council of 30 June 2021 establishing the framework for achieving climate neutrality and amending Regulations (EC) No 401/2009 and (EU) 2018/1999 (‘European Climate Law’) (
OJ L 243, 9.7.2021, p. 1
).
(
5
)
  Regulation (EU) 2018/842 of the European Parliament and of the Council of 30 May 2018 on binding annual greenhouse gas emission reductions by Member States from 2021 to 2030 contributing to climate action to meet commitments under the Paris Agreement and amending Regulation (EU) No 525/2013 (
OJ L 156, 19.6.2018, p. 26
).
(
6
)
  Directive 2010/75/EU of the European Parliament and of the Council of 24 November 2010 on industrial emissions (integrated pollution prevention and control) (
OJ L 334, 17.12.2010, p. 17
).
(
7
)
  Regulation (EU) 2021/240 of the European Parliament and of the Council of 10 February 2021 establishing a Technical Support Instrument (
OJ L 57, 18.2.2021, p. 1
).
(
8
)
  Directive 2003/4/EC of the European Parliament and of the Council of 28 January 2003 on public access to environmental information and repealing Council Directive 90/313/EEC (
OJ L 41, 14.2.2003, p. 26
).
(
9
)
  Regulation (EC) No 765/2008 of the European Parliament and of the Council of 9 July 2008 setting out the requirements for accreditation and repealing Regulation (EEC) No 339/93 (
OJ L 218, 13.8.2008, p. 30
).
(
10
)
  
            
OJ L 33, 7.2.1994, p. 13
.
(
11
)
  
            
OJ L 282, 19.10.2016, p. 4
.
(
12
)
  Regulation (EU) 2018/1999 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2018 on the Governance of the Energy Union and Climate Action, amending Regulations (EC) No 663/2009 and (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council, Directives 94/22/EC, 98/70/EC, 2009/31/EC, 2009/73/EC, 2010/31/EU, 2012/27/EU and 2013/30/EU of the European Parliament and of the Council, Council Directives 2009/119/EC and (EU) 2015/652 and repealing Regulation (EU) No 525/2013 of the European Parliament and of the Council (
OJ L 328, 21.12.2018, p. 1
).
(
13
)
  Directive (EU) 2019/944 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on common rules for the internal market for electricity and amending Directive 2012/27/EU (
OJ L 158, 14.6.2019, p. 125
).
(
14
)
  Regulation (EC) No 166/2006 of the European Parliament and of the Council of 18 January 2006 concerning the establishment of a European Pollutant Release and Transfer Register and amending Council Directives 91/689/EEC and 96/61/EC (
OJ L 33, 4.2.2006, p. 1
).
(
15
)
  Regulation (EU) 2021/696 of the European Parliament and of the Council of 28 April 2021 establishing the Union Space Programme and the European Union Agency for the Space Programme and repealing Regulations (EU) No 912/2010, (EU) No 1285/2013 and (EU) No 377/2014 and Decision No 541/2014/EU (
OJ L 170, 12.5.2021, p. 69
).
(
16
)
  Regulation (EU) No 1025/2012 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2012 on European standardisation, amending Council Directives 89/686/EEC and 93/15/EEC and Directives 94/9/EC, 94/25/EC, 95/16/EC, 97/23/EC, 98/34/EC, 2004/22/EC, 2007/23/EC, 2009/23/EC and 2009/105/EC of the European Parliament and of the Council and repealing Council Decision 87/95/EEC and Decision No 1673/2006/EC of the European Parliament and of the Council (
OJ L 316, 14.11.2012, p. 12
).
(
17
)
  Regulation (EU) 2016/679 of the European Parliament and of the Council of 27 April 2016 on the protection of natural persons with regard to the processing of personal data and on the free movement of such data, and repealing Directive 95/46/EC (General Data Protection Regulation) (
OJ L 119, 4.5.2016, p. 1
).
(
18
)
  Regulation (EU) 2018/1725 of the European Parliament and of the Council of 23 October 2018 on the protection of natural persons with regard to the processing of personal data by the Union institutions, bodies, offices and agencies and on the free movement of such data, and repealing Regulation (EC) No 45/2001 and Decision No 1247/2002/EC (
OJ L 295, 21.11.2018, p. 39
).
(
19
)
  Regulation (EU) 2019/942 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 establishing a European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators (
OJ L 158, 14.6.2019, p. 22
).
(
20
)
  
            
OJ L 123, 12.5.2016, p. 1
.
(
21
)
  Regulation (EU) No 182/2011 of the European Parliament and of the Council of 16 February 2011 laying down the rules and general principles concerning mechanisms for control by Member States of the Commission’s exercise of implementing powers (
OJ L 55, 28.2.2011, p. 13
).
(
22
)
  Directive (EU) 2024/1788 of the European Parliament and of the Council of 13 June 2024 on common rules for the internal markets for renewable gas and natural gas and for hydrogen, amending Directive (EU) 2023/1791 and repealing Directive 2009/73/EC (
OJ L, 2024/1788, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2024/1788/oj
).
(
23
)
  Regulation (EC) No 1099/2008 of the European Parliament and of the Council of 22 October 2008 on energy statistics (
OJ L 304, 14.11.2008, p. 1
).
(
24
)
  Directive (EU) 2016/943 of the European Parliament and of the Council of 8 June 2016 on the protection of undisclosed know-how and business information (trade secrets) against their unlawful acquisition, use and disclosure (
OJ L 157, 15.6.2016, p. 1
).
(
25
)
  Regulation (EU) 2017/1938 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2017 concerning measures to safeguard the security of gas supply and repealing Regulation (EU) No 994/2010 (
OJ L 280, 28.10.2017, p. 1
).
(
26
)
  Directive 2008/56/EC of the European Parliament and of the Council of 17 June 2008 establishing a framework for community action in the field of marine environmental policy (Marine Strategy Framework Directive) (
OJ L 164, 25.6.2008, p. 19
).
(
27
)
  Directive 2013/30/EU of the European Parliament and of the Council of 12 June 2013 on safety of offshore oil and gas operations and amending Directive 2004/35/EC (
OJ L 178, 28.6.2013, p. 66
).
(
28
)
  Council Directive 2009/119/EC of 14 September 2009 imposing an obligation on Member States to maintain minimum stocks of crude oil and/or petroleum products (
OJ L 265, 9.10.2009, p. 9
).
(
29
)
  Regulation (EU) 2017/1938 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2017 concerning measures to safeguard the security of gas supply and repealing Regulation (EU) No 994/2010 (
OJ L 280, 28.10.2017, p. 1
).
(
30
)
  Directive (EU) 2024/1203 of the European Parliament and of the Council of 11 April 2024 on the protection of the environment through criminal law and replacing Directives 2008/99/EC and 2009/123/EC (
OJ L, 2024/1203, 30.4.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2024/1203/oj
).
ANNEX I
Leak detection and repair surveys as referred to in Article 14
Part 1
Frequency of LDAR surveys
1.
For all aboveground and underground components, excluding distribution and transmission networks LDAR surveys shall be carried out at the following minimum frequency:
Type of LDAR survey
Type of component
Frequency
Type 1 LDAR survey
Compressor station
Underground storage
LNG facility
Regulating and metering station
4 months
Valve station
9 months
Type 2 LDAR survey
Compressor station
Underground storage
LNG facility
Regulating and metering station
8 months
Valve station
18 months
Type of LDAR survey
Type of material
Frequency
Type 1 LDAR survey
Bitumen sheet
Grey cast iron
3 months
Asbestos
Ductile cast iron
6 months
Non-protected steel
Copper
9 months
Polyethylene
PVC
Protected steel
15 months
Type 2 LDAR survey
Bitumen sheet
Grey cast iron
6 months
Asbestos
Ductile cast iron
12 months
Non-protected steel
Polyethylene
PVC
Copper
18 months
Protected steel
30 months
Where the type of material cannot be determined, the highest frequency for the respective type of LDAR survey shall be used.
2.
For all components of distribution and transmission networks, LDAR surveys shall be carried out at the following minimum frequency:
Type of LDAR survey
Type of component
Frequency
Type 1 LDAR survey
(design pressure > 16 bar)
Compressor station
Regulating and metering station
4 months
Valve station
9 months
Type 2 LDAR survey
(design pressure > 16 bar)
Compressor station
Regulating and metering station
8 months
Valve station
18 months
Type 2 LDAR survey
(design pressure ≤ 16 bar)
Regulating and metering station
9 months
Valve station
21 months
Type of LDAR survey
Type of material
Frequency of survey
Type 1 LDAR survey
(design pressure > 16 bar)
Grey cast iron
Bitumen sheet
3 months
Asbestos
Ductile cast iron
6 months
Non-protected steel
Copper
12 months
Polyethylene
PVC
Protected steel
24 months
Type 2 LDAR survey
(design pressure > 16 bar)
Grey cast iron
Bitumen sheet
6 months
Asbestos
Ductile cast iron
12 months
Non-protected steel
Copper
24 months
Polyethylene
PVC
Protected steel
36 months
Type 2 LDAR survey
(design pressure ≤ 16 bar)
Grey cast iron
Bitumen sheet
6 months
Asbestos
Ductile cast iron
12 months
Non-protected steel
Copper
24 months
Polyethylene
PVC
Protected steel
36 months
Where the type of material cannot be determined, the highest frequency for the respective type of LDAR survey shall be used.
LDAR surveys may be carried out using a two-step approach: first from a distance and, only where a leak is detected, via a second detection as close as possible to the source.
For underground and below-the-sea-level protected steel pipelines with design pressure above 16 bar, operators shall also perform risk-based preventive pipeline integrity management to prevent any leakage in accordance with relevant European standards or national pipeline integrity management legislation. Preventive pipeline integrity management shall include constant monitoring of flow, fluid composition, pressure and temperature of the gas transported in the system to ensure that those parameters correspond to the applicable pipeline integrity specifications, as well as to locate the source of potential methane emissions and to estimate them. Taking into account the results of that preventive pipeline integrity management, the competent authority may approve a different frequency of up to 36 months for a type 1 LDAR survey and up to 48 months for a type 2 LDAR survey.
3.
For all offshore components, LDAR surveys shall be carried out at the following minimum frequency:
Type of LDAR survey
Type of component
Frequency
Type 1 LDAR survey
Offshore components above the sea level
12 months
Offshore components below the sea level
24 months
Offshore components below the seabed
36 months
Type 2 LDAR survey
Offshore components above the sea level
24 months
4.
For all other components, type 1 LDAR surveys shall be carried-out every 6 months and type 2 LDAR surveys shall be carried out every 12 months.
Part 2
Information requirements on devices used in LDAR surveys
As part of the LDAR programme referred to in Article 14 (1), operators must provide the following:
1.
manufacturer information about the device;
2.
information about the leak detection capabilities, reliability and limitations of the device, including, but not limited to, the ability to identify specific leaks or locations, detection limits and any restrictions on use, as well as supporting data;
3.
a description of where, when and how the device will be used.
ANNEX II
Leak detection repair and monitoring schedules as referred to in Article 14
Repair schedule
The repair schedule shall include at least the following elements:
(1)
inventory and identification of all components that have been checked;
(2)
results of the inspection in terms of whether a methane loss has been detected and, if so, the size of the loss;
(3)
for components found in a LDAR survey to be emitting at or above the thresholds set out in Article 14(8), an indication of whether repair or replacement was undertaken during the LDAR survey and if not why, taking into account the elements that can justify a delayed repair or replacement, as referred to in Article 14(9), and repair schedule indicating the date of repair or replacement;
(4)
for components found to be emitting below the thresholds set out in Article 14(8) in a previous LDAR survey, but found to be emitting at or above such thresholds during post-LDAR monitoring, to check whether the size of loss of methane has changed, an indication whether repair or replacement was undertaken immediately and if not, why not, taking into account the elements that can justify a delayed repair or replacement, as referred to in Article 14(9), and the repair schedule indicating the date of repair or replacement.
That repair schedule shall be followed by a post-repair monitoring schedule to indicate when repairs or replacements were effectively carried out.
Monitoring schedule
The monitoring schedule shall include at least the following elements:
(1)
inventory and identification of all components that have been checked;
(2)
results of the inspection in terms of whether a methane loss has been detected and, if so, the size of the loss;
(3)
for components found to be emitting at or above the thresholds set out in Article 14(8) in a previous LDAR survey, information about the repair or replacement undertaken and results of post-repair monitoring to check if the repair or replacement was successful;
(4)
for components found to be emitting below the thresholds set out in Article 14(8) in a previous LDAR survey, results of post-LDAR monitoring to check whether the size of loss of methane has evolved and recommendations on the basis of those results.
ANNEX III
Reporting of venting events and flaring events as referred to in Article 16
Operators shall notify to the competent authorities at least the following information regarding venting events and flaring events:
(1)
name of the operator;
(2)
location, name and type of asset;
(3)
equipment involved;
(4)
date(s) and time(s) when the event was discovered or started and terminated;
(5)
quantification of the volume of vented or flared methane;
(6)
destruction and removal efficiency by design level and type of flare stack or other combustion device used;
(7)
cause and nature of the event;
(8)
measures taken to limit the duration and magnitude of the event;
(9)
corrective actions taken to eliminate the cause and recurrence of such events;
(10)
results of inspections to take place once every 2 weeks of flare stacks or other combustion devices and of the remote or automated monitoring systems, as applicable, carried out in accordance with Article 17, in particular, where an irregularity has been identified;
(11)
decision to replace venting equipment and replacement schedule, where applicable.
ANNEX IV
Inspections of flare stacks and other combustion devices
Inspections of flare stacks or other combustion devices shall include a comprehensive Audio, Visual and Olfactory inspection, including external visual inspection of flare stacks or other combustion devices, listening for pressure and liquid leaks and smelling for unusual and strong odours.
The following observations shall be included in the report:
(1)
in the case of lit flare stacks or other combustion devices: whether combustion is considered adequate or inadequate;
(2)
in the case of unlit flare stacks or other combustion devices: whether the unlit flare has a gas vent or not; where the flare stack or other combustion device is equipped with a remote or automated monitoring system, methane emissions shall be calculated on the basis of the flow rate and uncombusted methane in case there is a gas vent.
For the purposes of point (1), inadequate combustion means combustion with visible emissions that exceed a total of 5 minutes during any 2 consecutive hours or, in the case of a flare stack or other combustion device equipped with a remote or automated monitoring system, combustion with visible emissions that exceed a total of 5 minutes during any 2 consecutive hours recorded on a live basis.
ANNEX V
Inventories of and mitigation plans for inactive wells, temporarily plugged wells and permanently plugged and abandoned wells as referred to in Article 18.
Part 1
1.
Inventories of inactive wells, temporarily plugged wells, and permanently plugged and abandoned wells shall include at least the following elements:
(a)
name and address of the operator, owner or licensee, as applicable;
(b)
name, type and location of the well or well site, specifying whether it is an inactive well, temporarily plugged well or permanently plugged and abandoned well;
(c)
where feasible, map showing the borders of the well or well site;
(d)
results of quantification of methane emissions to air and to water carried out.
2.
Inventories of inactive wells, temporarily plugged wells and permanently plugged and abandoned wells may include the following elements:
(a)
dates for initial drilling and last operation;
(b)
orientation (vertical, horizontal and slant);
(c)
overall depth of the well;
(d)
whether any notable events have occurred during the drilling process, such as ‘kicks’;
(e)
whether the well has contacted gas containing significant amounts of sulphur compounds (sour gas), or trace amounts of sulphur compounds (sweet gas);
(f)
seismic data available for the well in the upper 1 000 m of its trajectory with a radius of 1 000 metres;
(g)
the most recent well integrity assessment report;
(h)
whether the well is an exploration or production well;
(i)
whether the well has contacted any shallow gas pockets, shallow gas zones or loss circulation zones;
(j)
whether the well is located onshore (indicate urban, rural or other) or offshore (indicate water depth);
(k)
in the case of offshore wells, information regarding any conditions at the seabed which could assist methane migration up through the water column;
(l)
information on the well’s lifecycle status (active, inactive, downhole plugged, surface decommissioned etc.);
(m)
whether the well cap associated with a decommissioned well is vented.
3.
With respect to permanently plugged and abandoned wells, inventories shall also include:
(a)
the last known measurements or quantification of methane emissions to air and to water, if any;
(b)
information showing that the relevant competent authority has attested that the well or well site in question meets the criteria set out in Article 2, point (40);
(c)
documentation that is adequate to demonstrate that there are no methane emissions from the well or well site, including emission factor based or sample-based quantification or reliable evidence of permanent subsurface isolation in accordance with ISO 16530-1:2017 standard:
(i)
for all wells permanently plugged and abandoned on or after 3 August 1994;
(ii)
where available, for all wells permanently plugged and abandoned before 3 August 1994.
Part 2
Mitigation plans for inactive wells and temporarily plugged wells shall include at least the following elements:
(1)
the schedule of addressing each inactive well and temporarily plugged well, including the actions to be carried out;
(2)
name and address of the operator, owner or licensee of the inactive well or temporarily plugged well, as applicable;
(3)
projected end date of remediation, reclamation or plugging of inactive wells and temporarily plugged wells.
ANNEX VI
Reports for active coal mines as referred to in Article 20
Part 1
The reports for active underground coal mines shall include at least the following elements:
(1)
name and address of the mine operator;
(2)
address of the coal mine;
(3)
tonnage of each coal type produced by the coal mine;
(4)
for all ventilation shafts utilised by the coal mine:
(a)
name (if any);
(b)
period of use, if different from the reporting period;
(c)
coordinates;
(d)
purpose (intake, exhaust);
(e)
technical specifications of the measurement equipment used for the measurement and quantification of methane emissions and optimum operating conditions specified by the manufacturer;
(f)
proportion of time when continuous measurement equipment was operating;
(g)
reference to the applicable standards or technical prescriptions for:
—
methane measurement equipment sampling position,
—
measurement of flow rates,
—
measurement of methane concentrations;
(h)
methane emissions registered by the continuous measurement equipment (in tonnes);
(i)
methane emissions registered through monthly sampling (in tonnes/hour), including information on:
—
sampling date,
—
sampling technique,
—
readings of atmospheric conditions (pressure, temperature, humidity), taken at an appropriate distance to reflect the conditions in which continuous measurement equipment is operating;
(j)
where the coal mine is joined to another coal mine by any means allowing for a flux of air between the coal mines, name of that coal mine;
(5)
post-mining emission factors and description of the method used for their calculation;
(6)
post-mining emissions (in tonnes).
Part 2
The reports for active surface coal mines shall include at least the following elements:
(1)
name and address of the mine operator;
(2)
address of the coal mine;
(3)
tonnage of each coal type produced by the coal mine;
(4)
map of all deposits used by the coal mine, outlining the borders of those deposits;
(5)
for each coal deposit:
(a)
name (if any);
(b)
period of use, if different from the reporting period;
(c)
outline of the experimental method used to determine methane emissions due to mining activities, including the choice of methodology to account for methane emissions from surrounding strata;
(6)
post-mining emission factors and description of the method used for their calculation;
(7)
post-mining emissions.
Part 3
The reports for drainage stations shall include at least the following elements:
(1)
name and address of the mine operator;
(2)
tonnage of methane transported by a mine or mines drainage system, per mine;
(3)
tonnage of vented methane;
(4)
tonnage of flared methane;
(5)
destruction and removal efficiency by design level of the flare stack or other combustion device;
(6)
use of captured methane.
ANNEX VII
Reporting of venting events and flaring events in drainage stations as referred to in Article 23
Drainage station operators shall report to the competent authorities at least the following elements regarding venting events and flaring events:
(1)
name and address of the drainage station operator;
(2)
time when the event was detected;
(3)
cause of the event;
(4)
justification for using venting instead of flaring, if applicable;
(5)
tonnage of vented or flared methane, or an estimate if quantification is not possible.
ANNEX VIII
Inventories, reports and mitigations plans for closed underground coal mines and abandoned underground coal mines as referred to in Articles 24, 25 and 26
Part 1
1.
For each site, the inventory of closed underground coal mines and abandoned underground coal mines referred to in Articles 24 and 25 shall include at least the following elements:
1.1.
name and address of the operator, owner or licensee, as applicable;
1.2.
address of the site;
1.3.
map showing the borders of the coal mine;
1.4.
schemes of the coal mine workings and their status;
1.5.
results of source-level direct methane measurement or quantification at the following point emission sources:
(a)
all shafts used by the coal mine when active, accompanied by:
(i)
shaft coordinates;
(ii)
shaft name (if any);
(iii)
sealing status and sealing method, if known;
(b)
unused vent pipes;
(c)
unused gas drainage wells;
(d)
other recorded potential point emission sources.
2.
The measurements referred to in point 1.5 shall be taken in accordance with the following principles:
2.1.
measurements shall be taken at atmospheric pressure allowing for potential methane leaks to be detected, and in accordance with the appropriate scientific standards;
2.2.
measurements shall be taken using equipment with an accuracy of at least 0,5 tonnes per year;
2.3.
measurements shall be accompanied by information on:
(a)
date of the measurement;
(b)
atmospheric pressure;
(c)
technical details of the equipment used for the measurement;
2.4.
ventilation shafts historically used by two or more coal mines shall be assigned to just one coal mine in order to avoid double-counting.
Part 2
The report referred to in Article 25(6) shall include the following elements:
1.
name and address of the operator, owner or licensee, as applicable;
2.
address of the site;
3.
methane emissions from all point emission sources outlined in Part 1, including:
(a)
type of point emission source;
(b)
technical details of the measurement equipment and method used to estimate methane emissions, including sensitivity;
(c)
proportion of time when the measurement equipment was operating;
(d)
methane concentration registered by the measurement equipment;
(e)
estimates of methane emissions from the point emission source.
Part 3
1.
The mitigation plan referred to in Article 26(1) shall include at least the following elements:
1.1.
a list of all point emission sources referred to in Part 1;
1.2.
technical feasibility of mitigation of methane emissions at site level, based on point emission sources;
1.3.
timeline of mitigation of methane emissions from each site;
1.4.
assessment of the efficiency of projects for collection of methane from an abandoned coal mine, where implemented.
2.
The mitigation plan may include an overview of the mitigation practices used to reduce methane emissions, such as the development of geothermal and heat storage projects in flooded coal mines, hydropower applications in non-flooded coal mines, capturing methane by degassing, use of safety-relevant degassing devices, use of mine gas as an energy resource or impoundment of mine water and other possible uses.
ANNEX IX
Information to be provided by importers in accordance with Article 27(1), Article 28(1), (2) and (3), and Article 29(1)
Importers shall provide the following information:
(1)
name and address of the exporter and, if different from the exporter, name and address of the producer;
(2)
exporting third countries and regions, as classified in the Union nomenclature of territorial units for statistics (NUTS) level 1, where the products were produced, and countries and regions, as classified in the NUTS level 1, through which the products were transported before they were placed on the Union market;
(3)
as regards crude oil and natural gas, information whether the producer or the exporter, as applicable, is carrying out source- and site-level measurement and quantification, whether that data are subject to independent third-party verification, whether its methane emissions are reported, either independently or as part of commitments to report national greenhouse gas inventories in line with UNFCCC requirements, and whether they are in compliance with UNFCCC reporting requirements or with OGMP 2.0 standards; a copy of the latest report on methane emissions, including, where available, the information referred to in Article 12(4), where provided in such report; and the method of quantification (such as UNFCCC tiers or OGMP 2.0 levels) used in the report for each type of methane emission;
(4)
as regards crude oil and natural gas, information whether the producer or the exporter, as applicable, applies regulatory or voluntary measures to control its methane emissions, including measures such as LDAR surveys or measures to control and restrict venting events and flaring events, including a description of those measures, together with, where available, relevant reports from LDAR surveys and from venting events and flaring events with respect to the last available calendar year;
(5)
as regards coal, information whether the producer or the exporter, as applicable, carries out source-level methane emissions measurement and quantification, whether those methane emissions are calculated and quantified in accordance with Annex VI, whether that data are subject to independent third-party verification, whether its methane emissions are reported, either independently or as part of commitments to report national greenhouse gas inventories in line with UNFCCC requirements, and whether they are in compliance with UNFCCC reporting requirements or in compliance with a European or other international standard for monitoring, reporting and verification of methane emissions; a copy of the latest report on methane emissions, including, where available the information referred to in Article 20(6); and the method of quantification (such as UNFCCC tiers) used in the report for each type of methane emission;
(6)
as regards coal, whether the producer or the exporter applies regulatory or voluntary measures to control its methane emissions, including measures to control and restrict venting events and flaring events; and, where available, the volumes of vented and flared methane calculated for each coal mine at least during the last calendar year and the existing mitigation plans for each coal mine, together with a description of those measures, including, where available, reports from venting events and flaring events with respect to the last available calendar year;
(7)
name of the entity that carried out the independent third-party verification of the reports referred to in points (3) and (5), if any;
(8)
information under Article 28(1) or (2), as applicable, showing that the crude oil, natural gas or coal is subject to monitoring, reporting and verification measures at producer level that are equivalent to those set out in this Regulation for contracts concluded or renewed on or after 4 August 2024 and information on the efforts undertaken to ensure that crude oil, natural gas or coal supplied under contracts concluded before 4 August 2024 is subject to monitoring, reporting and verification measures at producer level that are equivalent to those set out in this Regulation;
(9)
information whether the model clauses referred to in Article 28(3) are used in the supply contracts, specifying which model clauses;
(10)
information under Article 29(1) on the methane intensity of the production of crude oil, natural gas and coal placed on the Union market under the relevant supply contracts.
ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj
ISSN 1977-0677 (electronic edition)

Summary:
Reducing methane emissions in the energy sector
SUMMARY OF:
Regulation (EU) 2024/1787 on the reduction of methane emissions in the energy sector
WHAT IS THE AIM OF THE REGULATION?
Regulation (EU) 2024/1787 sets out rules to accurately 
measure, monitor, report and reduce methane emissions
 in the 
European Union
 (EU) energy sector. This includes introducing obligations concerning:
the quantification of methane emissions;
leak detection and repair (LDAR);
venting (direct release of methane into the atmosphere);
flaring (controlled methane combustion);
information from countries and companies exporting to the EU;
better transparency.
The 
regulation
 also applies to methane emissions occurring outside the EU, with respect to crude oil, natural gas and coal placed on the EU market.
KEY POINTS
Methane emissions include direct emissions from any component, whether they result from venting, incomplete combustion from flaring, or leaks.
The regulation applies to:
oil and fossil gas exploration and production, and fossil gas gathering and processing;
natural gas transmission and distribution (excluding the point of final consumption);
active, closed and abandoned coal mines;
inactive, temporarily plugged, permanently plugged and abandoned wells;
methane emissions related to crude oil, natural gas and coal placed on the EU market, including those occurring outside the EU.
Measuring and reporting
Operators (entities controlling energy assets) must:
quantify their methane emissions
 at both the source and site levels, have them checked by independent third-party verifiers and report them annually;
submit annual reports
 on LDAR activities and on venting events and flaring events.
Detecting and repairing leaks
Oil and gas operators must:
implement mitigation measures
 to prevent and minimise methane emissions;
develop and submit LDAR programmes
 outlining how they will detect and repair leaks;
carry out LDAR surveys
 at set intervals to detect leaks and repair components emitting methane above the set thresholds;
use advanced detection technologies
 if approved by the competent authorities;
repair leaks immediately
, or provide justification if the delay is longer than five days.
Venting and flaring
Venting is generally banned
 except in emergencies or when strictly necessary, and is allowed only if flaring is not technically feasible or poses safety risks.
Routine flaring is banned
. Flaring is allowed only when alternatives, such as re-injection, are not feasible.
New sites must use zero-emitting equipment
 wherever possible.
Operators are required to use only flare stacks with a destruction and removal flaring efficiency of at least 
99 %
.
Inactive wells and abandoned coal mines
EU 
Member States
 or the responsible parties must:
monitor and report methane emissions from inactive wells and mines;
develop mitigation plans to remediate and permanently plug wells if necessary;
establish an inventory of inactive, temporarily plugged, permanently plugged and abandoned wells and 
quantify
 and report the methane emissions of such assets;
set up and make publicly available an inventory of closed or abandoned underground coal mines where coal production has been discontinued since 1954 and install measuring equipment in mines above a certain threshold to measure and report source-level methane emissions;
develop and implement mitigation plans for inactive and plugged wells and abandoned coal mines.
Imports and emission monitoring
Importers of crude oil, natural gas and coal must:
report certain methane emissions-related data and information from countries and companies exporting to the EU, from 2025;
demonstrate that they are importing from producers that are subject to measuring, monitoring, reporting and verifying methane emissions that are equivalent to those set out in the regulation, from 2027;
report on the methane intensity of production, from 2028;
demonstrate that the methane intensity of production is below certain maximum intensity values, from 2030.
Transparency, global methane monitoring and rapid response
The EU is required to set up a database to provide transparency on methane emissions relating to imported fossil fuels.
The EU is required to set up a 
global methane monitoring tool
 to detect high-emitting events using satellite data.
A 
rapid reaction mechanism
 will notify Member States and non-EU countries of super-emitting events and request remedial measures.
The EU aims to 
engage in dialogues with non-EU countries
 to speed up methane reduction and set up early detection systems.
Costs
Regulatory authorities must consider the costs incurred by regulated entities to comply with the regulation when approving tariffs.
The 
European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators
 will provide benchmarking data to assess costs related to methane emission reductions.
Standards
In accordance with the regulation, European 
standardisation organisations
 are requested to draft standards covering:
methane emissions measurement and quantification,
LDAR surveys,
venting equipment.
If the requested standards are not delivered, or are inadequate, the 
European Commission
 can set mandatory technical requirements through 
delegated acts
.
Compliance and penalties
Member States must:
designate and ensure sufficient resources for competent authorities
 to monitor and enforce the regulation, with the competent authorities setting up contact points;
carry out routine and non-routine inspections
 to ensure compliance and publicise inspection reports;
establish 
rules for penalties
 for non-compliance.
Penalties must be 
effective, proportionate and dissuasive
, and include fines that remove any economic benefits gained by breaking the rules.
Fines can be 
up to 
20 %
 of annual turnover
, with reductions or exemptions in specific cases. Authorities must publish annual information about the penalties imposed.
The Commission 
monitors and reports on the regulation’s effectiveness every five years
.
FROM WHEN DOES THE REGULATION APPLY?
The regulation has applied since 
4 August 2024
.
BACKGROUND
For further information, see:
Global Methane Pledge
Methane emissions
 (European Commission)
European Union methane action plan
 (European Commission)
2030 climate targets
 (European Commission)
EU methane regulations
 (International Energy Agency).
MAIN DOCUMENT
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 (OJ L, 2024/1787, 
15.7.2024
).
RELATED DOCUMENTS
Directive (EU) 
2024/1788
 of the European Parliament and of the Council of 
13 June 2024
 on common rules for the internal markets for renewable gas, natural gas and hydrogen, amending Directive (EU) 2023/1791 and repealing Directive 2009/73/EC (recast) (OJ L, 2024/1788, 
15.7.2024
).
Regulation (EU) 
2024/1789
 of the European Parliament and of the Council of 
13 June 2024
 on the internal markets for renewable gas, natural gas and hydrogen, amending Regulations (EU) No 1227/2011, (EU) 2017/1938, (EU) 2019/942 and (EU) 2022/869 and Decision (EU) 2017/684 and repealing Regulation (EC) No 715/2009 (recast) (OJ L, 2024/1789, 
15.7.2024
).
Regulation (EU) 
2021/1119
 of the European Parliament and of the Council of 
30 June 2021
 establishing the framework for achieving climate neutrality and amending Regulations (EC) No 401/2009 and (EU) 2018/1999 (European Climate Law) (OJ L 243, 
9.7.2021
, 
pp. 1–17
).
Regulation (EU) 
2019/942
 of the European Parliament and of the Council of 
5 June 2019
 establishing a European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators (recast) (OJ L 158, 
14.6.2019
, 
pp. 22–53
).
Successive amendments to Regulation (EU) 2019/942 have been incorporated into the original text. This 
consolidated version
 is of documentary value only.
Regulation (EU) 
2018/841
 of the European Parliament and of the Council of 
30 May 2018
 on the inclusion of greenhouse gas emissions and removals from land use, land use change and forestry in the 2030 climate and energy framework, and amending Regulation (EU) No 525/2013 and Decision No 529/2013/EU (OJ L 156, 
19.6.2018
, 
pp. 1–25
).
See 
consolidated version
.
Regulation (EU) 
2018/842
 of the European Parliament and of the Council of 
30 May 2018
 on binding annual greenhouse gas emission reductions by Member States from 2021 to 2030 contributing to climate action to meet commitments under the Paris Agreement and amending Regulation (EU) No 525/2013 (OJ L 156, 
19.6.2018
, 
pp. 26–42
).
See 
consolidated version
.
Regulation (EU) 
2018/1999
 of the European Parliament and of the Council of 
11 December 2018
 on the Governance of the Energy Union and Climate Action, amending Regulations (EC) No 663/2009 and (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council, Directives 94/22/EC, 98/70/EC, 2009/31/EC, 2009/73/EC, 2010/31/EU, 2012/27/EU and 2013/30/EU of the European Parliament and of the Council, Council Directives 2009/119/EC and (EU) 2015/652 and repealing Regulation (EU) No 525/2013 of the European Parliament and of the Council (OJ L 328, 
21.12.2018
, 
pp. 1–77
).
See 
consolidated version
.
Directive (EU) 
2018/2001
 of the European Parliament and of the Council of 
11 December 2018
 on the promotion of the use of energy from renewable sources (recast) (OJ L 328, 
21.12.2018
, 
pp. 82–209
).
See 
consolidated version
.
Directive 
2010/75/EU
 of the European Parliament and of the Council of 
24 November 2010
 on industrial emissions (integrated pollution prevention and control) (recast) (OJ L 334, 
17.12.2010
, 
pp. 17–119
).
See 
consolidated version
.
Regulation (EC) No 
166/2006
 of the European Parliament and of the Council of 
18 January 2006
 concerning the establishment of a European Pollutant Release and Transfer Register and amending Council Directives 91/689/EEC and 96/61/EC (OJ L 33, 
4.2.2006
, 
pp. 1–17
).
See 
consolidated version
.
Council Directive 
1999/31/EC
 of 
26 April 1999
 on the landfill of waste (OJ L 182, 
16.7.1999
, 
pp. 1–19
).
See 
consolidated version
.
last update 
29.1.2025

--- DANISH ---

Document:
Den Europæiske Unions 
Tidende
DA
L-udgaven
2024/1787
15.7.2024
EUROPA-PARLAMENTETS OG RÅDETS FORORDNING (EU) 2024/1787
af 13. juni 2024
om reduktion af metanemissioner i energisektoren og om ændring af forordning (EU) 2019/942
(EØS-relevant tekst)
EUROPA-PARLAMENTET OG RÅDET FOR DEN EUROPÆISKE UNION HAR —
under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde, særlig artikel 192, stk. 1,
under henvisning til forslag fra Europa-Kommissionen,
efter fremsendelse af udkast til lovgivningsmæssig retsakt til de nationale parlamenter,
under henvisning til udtalelse fra Det Europæiske Økonomiske og Sociale Udvalg 
(
1
)
,
under henvisning til udtalelse fra Regionsudvalget 
(
2
)
,
efter den almindelige lovgivningsprocedure 
(
3
)
, og
ud fra følgende betragtninger:
(1)
Metan overgås kun af kuldioxid (CO
2
), hvad angår dens samlede bidrag til klimaændringerne, og tegner sig for ca. en tredjedel af den nuværende opvarmning. Indholdet af metan i atmosfæren er globalt set steget kraftigt i løbet af de seneste ti år.
(2)
Det Mellemstatslige Panel om Klimaændringer (IPCC), der er oprettet inden for rammerne af De Forenede Nationer (FN), offentliggjorde i sin sjette vurderingsrapport den konklusion, at der er behov for store reduktioner i menneskeskabte metanemissioner senest i 2030 for at begrænse den globale opvarmning til 1,5 
o
C. Rapporten viser, at skønt metan har en kortere gennemsnitlig atmosfærisk levetid end CO
2
, 10-12 år, sammenlignet med flere hundrede år, er dens drivhuseffekt på over en 20-årig periode over 80 gange mere betydelig end CO
2
. Selv om det globale opvarmningspotentiale for metan er 29,8 gange større end for CO
2
 set over en periode på 100 år, er det ifølge IPCC navnlig 82,5 gange større over en periode på 20 år.
(3)
Det anføres i 2020-rapport om luftkvaliteten i Europa fra Det Europæiske Miljøagentur, at metan er en forløbergas for ozondannelse ved jordoverfladen og bidrager til luftforurening. Håndtering af metanemissioner vil ikke kun være rettet mod miljøet og klimaet, men også forbedre beskyttelsen af menneskers sundhed.
(4)
Ifølge de seneste skøn fra FN's miljøprogram (UNEP) og koalitionen for klima og ren luft vil en reduktion af metanemissionerne på 45 % senest i 2030 på grundlag af tilgængelige målrettede foranstaltninger og yderligere foranstaltninger i overensstemmelse med FN's verdensmål for bæredygtig udvikling kunne begrænse den globale opvarmning med 0,3 
o
C senest i 2045.
(5)
Ifølge Det Internationale Energiagenturs onlinedatatjeneste World Energy Balances er Unionen verdens største importør af fossil energi og som sådan en vigtig drivkraft bag globale metanemissioner.
(6)
Den europæiske grønne pagt kombinerer et bredt udvalg af gensidigt forstærkende foranstaltninger og initiativer, der sigter mod at opnå klimaneutralitet i Unionen senest i 2050. I Kommissionens meddelelse af 11. december 2019 om den europæiske grønne pagt anføres det, at den vil fremme dekarbonisering af gassektoren, herunder ved at håndtere spørgsmålet om energirelaterede metanemissioner. I oktober 2020 vedtog Kommissionen en EU-strategi for reduktion af metanemissioner (»metanstrategien«), hvori der træffes foranstaltninger til at reducere metanemissioner i Unionen, herunder i energisektoren, og på verdensplan. I Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2021/1119 
(
4
)
 fastsættes målet om klimaneutralitet i hele økonomien senest i 2050 og et bindende EU-mål om at reducere nettodrivhusgasemissioner internt (emissioner efter fratrækning af optag) med mindst 55 % sammenlignet med 1990-niveauerne senest i 2030. Det følger af den konsekvensanalyse, der ledsager forslaget til nærværende forordning, at 77 % af alle metanemissioner i forbindelse med olie, gas og kul, der forventes i 2030, kan reduceres omkostningseffektivt ud fra et socialt og miljømæssigt perspektiv i henhold til antagelserne i den foretrukne politikløsningsmodel for det lovgivningsmæssige forslag om metan kombineret med antagelserne i Fit for 55-lovgivningspakken. Dette vil bidrage til at begrænse den globale opvarmning til 1,5 
o
C og vil gøre det muligt for Unionen effektivt at gå i spidsen med hensyn til at bekæmpe metanemissioner og styrke energisikkerheden.
(7)
Metanemissioner er omfattet af anvendelsesområdet for Unionens mål for reduktion af drivhusgasemissioner for 2030 som fastsat i forordning (EU) 2021/1119 og de bindende nationale emissionsreduktionsmål i henhold til Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/842 
(
5
)
. Der findes imidlertid på nuværende tidspunkt ingen EU-retlige rammer, der fastsætter specifikke foranstaltninger til reduktion af menneskeskabte metanemissioner i energisektoren. Selv om Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2010/75/EU 
(
6
)
 omfatter metanemissioner fra raffinering af mineralolie og gas, omfatter det ikke metanemissioner fra andre aktiviteter i energisektoren.
(8)
Denne forordning bør i den forbindelse finde anvendelse på reduktion af metanemissioner inden for opstrømsefterforskning og -produktion af olie og naturgas, inden for inaktive brønde, midlertidigt lukkede brønde og permanent lukkede og forladte brønde, inden for udvinding og behandling af naturgas, inden for transmission, distribution og underjordisk lagring af gas og inden for terminaler til flydende naturgas (LNG). Denne forordning bør også finde anvendelse på aktive underjordiske kulminer og kulminer i åbne brud samt lukkede eller forladte underjordiske kulminer.
(9)
Regler for nøjagtig måling, overvågning, rapportering og verifikation af metanemissioner i olie-, gas- og kulsektoren og for reduktion af disse emissioner, herunder ved undersøgelser med henblik på lækagedetektion og -reparation (LDAR-undersøgelser) og restriktioner for afblæsning og afbrænding, samtidig med at beskyttelsen af arbejdstagerne mod metanemissioner sikres, bør være omfattet af en passende EU-retlig ramme. Reglerne i denne forordning bør øge gennemsigtigheden med hensyn til import af fossil energi til Unionen og bidrage til en bredere anvendelse af løsninger til mitigering af metanemissioner overalt i verden. Der bør anvendes en tidshorisont på 20 år og én på 100 år for det globale opvarmningspotentiale.
(10)
Overholdelse af forpligtelserne i henhold til denne forordning vil sandsynligvis kræve, at investeringer foretaget af regulerede enheder og omkostninger knyttet til sådanne investeringer bør tages i betragtning ved fastsættelse af tariffer med forbehold af effektivitetsprincipper. De nødvendige omkostninger bør ikke medføre en uforholdsmæssig stor økonomisk byrde for slutbrugerne og forbrugerne.
(11)
Hver medlemsstat bør udpege mindst én kompetent myndighed til at føre tilsyn med, at operatører, foretagender, mineselskaber og importører reelt overholder de forpligtelser, der er fastsat i denne forordning, og bør underrette Kommissionen om en sådan udpegelse og eventuelle ændringer hertil. Disse kompetente myndigheder bør have tilstrækkelige finansielle og menneskelige ressourcer og bør træffe alle nødvendige foranstaltninger for at sikre overholdelse af denne forordning i overensstemmelse med de opgaver, som de specifikt er blevet pålagt. De kompetente myndigheder bør oprette et kontaktpunkt. I betragtning af den grænseoverskridende karakter af aktiviteter og metanemissioner i energisektoren bør de kompetente myndigheder samarbejde med hinanden og med Kommissionen. I den forbindelse bør Kommissionen og de kompetente myndigheder sammen udgøre et netværk af offentlige myndigheder, som anvender denne forordning, for at skabe et tæt samarbejde med de nødvendige systemer til udveksling af oplysninger og bedste praksis og for at afholde høringer.
(12)
For at sikre en gnidningsløs og effektiv gennemførelse af denne forordning bør Kommissionen støtte medlemsstaterne gennem instrumentet for teknisk støtte, der er oprettet ved Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2021/240 
(
7
)
, med skræddersyet teknisk ekspertise til at udforme og gennemføre reformer, herunder reformer til at fremme reduktionen af metanemissioner i energisektoren. Denne tekniske støtte kan f.eks. omfatte styrkelse af den administrative kapacitet, harmonisering af de lovgivningsmæssige rammer og udveksling af relevant bedste praksis.
(13)
For at sikre at de kompetente myndigheder kan udføre deres opgaver, bør operatører, foretagender, mineselskaber og importører yde disse myndigheder al den nødvendige bistand. Operatører, foretagender, mineselskaber og importører bør desuden træffe alle de nødvendige foranstaltninger, som de kompetente myndigheder angiver, inden for den tidsramme, som de kompetente myndigheder fastlægger, eller enhver anden tidsramme, der aftales med de kompetente myndigheder.
(14)
En af de vigtigste mekanismer for de kompetente myndigheder bør være inspektioner, herunder gennemgang af dokumentation og optegnelser, emissionsmålinger og kontrol af anlæg. Inspektioner bør finde sted med jævne mellemrum på grundlag af en vurdering af risici, som f.eks. de miljørisici, der er forbundet med det enkelte anlæg, foretaget af de kompetente myndigheder. De kompetente myndigheder bør tage hensyn til etablerede kontrolmekanismer og bedste praksis, der er til rådighed for dem. Der bør desuden foretages inspektioner for at undersøge begrundede klager og tilfælde af manglende overholdelse og for at sikre, at reparationer eller udskiftninger af komponenter og mitigerende foranstaltninger udføres i overensstemmelse med denne forordning, samt for regelmæssigt at kontrollere importørernes overholdelse af denne forordning. Hvis de kompetente myndigheder konstaterer en alvorlig overtrædelse af denne forordning, bør de udfærdige en meddelelse om udbedrende tiltag, som operatøren, foretagendet, mineselskabet eller importøren skal træffe. Alternativt bør de kompetente myndigheder kunne beslutte at pålægge operatøren, foretagendet, mineselskabet eller importøren at forelægge dem en række udbedrende tiltag til afhjælpning af overtrædelsen med henblik på godkendelse. De kompetente myndigheder bør føre optegnelser over inspektionerne, og de relevante oplysninger bør gøres offentligt tilgængelige i overensstemmelse med Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/4/EF 
(
8
)
.
(15)
For at fastslå alvoren af en overtrædelse af denne forordning bør de kompetente myndigheder tage hensyn til miljøskaden og indvirkningen på menneskers sikkerhed og sundhed samt sandsynligheden for, at overtrædelsen i væsentlig grad påvirker dataenes pålidelighed og robusthed i overvågnings- og rapporteringsforpligtelserne i henhold til denne forordning.
(16)
Da nogle metanemissionskilder ligger tæt på byområder eller beboelsesområder, og da de påvirker sundhed, miljø og klima, bør fysiske eller juridiske personer kunne indgive behørigt begrundede klager til de kompetente myndigheder om mulige overtrædelser af denne forordning. Det bør i den forbindelse være muligt at anvende den europæiske e-justiceportal til at rumme relevante oplysninger, som medlemsstaterne stiller til rådighed, navnlig de kompetente myndigheders kontaktoplysninger, de vigtigste trin i klageproceduren samt de rettigheder og grundlæggende regler, der skal følges. De kompetente myndigheder bør holde klagere underrettet om proceduren og de afgørelser, der træffes, og klagere bør modtage en endelig afgørelse inden for en rimelig tid efter klagens indgivelse.
(17)
En solid verifikationsramme forbedrer troværdigheden af de rapporterede data. Detaljeringsgraden og den tekniske kompleksitet af metanemissionsmålinger gør det endvidere nødvendigt at foretage passende verifikation af data om metanemissioner, som rapporteres af operatører, foretagender, mineselskaber og importører. Selv om det er muligt at foretage egenverifikation, sikrer det større uafhængighed og gennemsigtighed, hvis verifikationen foretages af en tredjepart. Det muliggør desuden et harmoniseret sæt af kompetencer og ekspertise, som ikke nødvendigvis er tilgængelig for alle offentlige organer. Verifikatorer bør akkrediteres af akkrediteringsorganer i overensstemmelse med Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 765/2008 
(
9
)
 eller på anden vis godkendes på en måde, der er sammenlignelig med forordning (EF) nr. 765/2008. Uafhængige verifikatorer bør således sikre, at emissionsrapporter udarbejdet af operatører, foretagender, mineselskaber og importører er korrekte og i overensstemmelse med kravene i nærværende forordning. Verifikationsaktiviteterne bør bringes i overensstemmelse med de relevante europæiske eller andre internationale standarder og metoder for verifikatorer og bør tage behørigt hensyn til arten af de verificerede aktiviteter. Verifikatorerne bør gennemgå dataene i emissionsrapporterne for at vurdere dataenes pålidelighed, troværdighed og nøjagtighed. For at sikre at dataene er nøjagtige, bør verifikatorerne foretage anmeldte og uanmeldte kontroller af anlæg. Verifikatorer bør være adskilt fra de kompetente myndigheder og bør være uafhængige af operatørerne, foretagenderne, mineselskaberne og importørerne, som bør yde dem al den bistand, der er nødvendig for at muliggøre eller lette verifikationsaktiviteter, navnlig hvad angår adgang til anlæggene og fremlæggelse af dokumentation eller optegnelser.
(18)
Ved opfyldelsen af deres opgaver og udøvelsen af deres beføjelser i henhold til denne forordning bør Kommissionen, de kompetente myndigheder og verifikatorer tage hensyn til de oplysninger, der stilles til rådighed internationalt, f.eks. af det internationale observationsorgan for metanemissioner (IMEO), navnlig med hensyn til metoder til aggregering og analyse af data og verifikation af de metoder og statistiske processer, som operatører, foretagender, mineselskaber og importører anvender til at kvantificere data i deres emissionsrapporter. Referencekriterierne kan i den henseende omfatte rapporteringsrammen, de tekniske vejledningsdokumenter og rapporteringsmodellerne fra Oil and Gas Methane Partnership (OGMP).
(19)
IMEO blev oprettet i oktober 2020 af Unionen i partnerskab med UNEP, CCAC og Det Internationale Energiagentur og forelagt på G20-topmødet i oktober 2021. IMEO har fået til opgave at indsamle, afstemme, kontrollere og offentliggøre data om menneskeskabte metanemissioner på verdensplan. IMEO kunne spille en rolle med hensyn til at identificere superudledere gennem et system for tidlig detektion og varsling.
(20)
Unionen skal som part i De Forenede Nationers rammekonvention om klimaændringer (UNFCCC) 
(
10
)
 og Parisaftalen, der er indgået inden for rammerne af UNFCCC 
(
11
)
, (»Parisaftalen«) hvert år forelægge en rapport med opgørelse af menneskeskabte drivhusgasemissioner, der udgør medlemsstaternes samlede nationale drivhusgasopgørelser, og som er udarbejdet ved hjælp af metoder baseret på god praksis, der er accepteret af IPCC.
(21)
I henhold til Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/1999 
(
12
)
 skal medlemsstaterne rapportere data i drivhusgasopgørelsen og deres nationale fremskrivninger til Kommissionen. I medfør af nævnte forordning skal rapporteringen foretages ved brug af UNFCCC's rapporteringsretningslinjer, og den er ofte baseret på standardemissionsfaktorer frem for direkte målinger på kildeniveau, hvilket indebærer usikkerhed med hensyn til emissionernes oprindelse, frekvens og omfang.
(22)
Landedata, der rapporteres i henhold til UNFCCC's rapporteringsbestemmelser, indsendes til UNFCCC's sekretariat i henhold til forskellige rapporteringsniveauer i overensstemmelse med IPCC's retningslinjer. IPCC foreslår i den forbindelse generelt, at der anvendes metoder på et højere niveau for de emissionskilder, der har betydelig indflydelse på et lands samlede drivhusgasopgørelse med hensyn til absolut niveau, tendens eller usikkerhed.
(23)
Et niveau repræsenterer en grad af metodologisk kompleksitet. Der findes tre niveauer. Ved niveau 1-metoder anvendes der typisk IPCC-standardemissionsfaktorer, hvilket kræver de mest grundlæggende og mindst opdelte aktivitetsdata. Ved højere niveauer anvendes der normalt mere avancerede metoder og kilde-, teknologi-, regions- eller landespecifikke emissionsfaktorer, som ofte er baseret på målinger og normalt kræver mere opdelte aktivitetsdata. Mere specifikt kræver niveau 2, at der anvendes landespecifikke emissionsfaktorer i stedet for standardemissionsfaktorer, mens niveau 3 kræver data eller målinger pr. anlæg og indebærer anvendelse af en streng bottom-up-vurdering pr. kildetype for den enkelte facilitet. IPCC anførte i 2019 i sin finjustering af IPCC's retningslinjer for nationale drivhusgasopgørelser fra 2006, at overgangen fra niveau 1 til 3 giver en øget sikkerhed for målinger af metanrelaterede emissioner.
(24)
Medlemsstaterne har forskellig praksis med hensyn til det niveau, som de anvender til at rapportere deres energirelaterede metanemissioner til UNFCCC-sekretariatet. Rapportering på niveau 2 for store emissionskilder er i overensstemmelse med IPCC's rapporteringsretningslinjer, da niveau 2 anses for at være en højniveaumetode. Rapportering på niveau 1, det laveste niveau, er stadig meget udbredt i flere medlemsstater for metanemissioner fra kul, gas og olie. Som følge heraf varierer skønsmetoderne og rapporteringen af energirelaterede metanemissioner medlemsstaterne imellem.
(25)
I øjeblikket er frivillige industriledede initiativer fortsat den vigtigste fremgangsmåde i forbindelse med kvantificering og mitigering af metanemissioner i mange lande. Et centralt industriledet initiativ i energisektoren er OGMP, et frivilligt initiativ om måling og rapportering af metanemissioner, som blev oprettet i 2014 af UNEP og CCAC, hvor Kommissionen er repræsenteret. OGMP fokuserer på at fastlægge bedste praksis for at forbedre tilgængeligheden af globale oplysninger om kvantificering og forvaltning af metanemissioner og fremme mitigerende foranstaltninger for at reducere metanemissioner. OGMP's arbejde med at udarbejde standarder og metoder involverer regeringer, civilsamfundet og erhvervslivet. Indtil videre er over 115 virksomheder med aktiver i mere end 60 lande på fem kontinenter, der tegner sig for over 35 % af verdens produktion af olie og gas, og over 70 % af strømmene af LNG blevet medlemmer af UNEP's OGMP 2.0. OGMP 2.0-rammen er den seneste iteration af en dynamisk metanemissionsstandard, og den kan danne et passende grundlag for metanemissionsstandarder, som er baseret på velunderbyggede videnskabelige standarder.
(26)
Det er på denne baggrund nødvendigt at forbedre målingen af metanemissioner og kvaliteten af de rapporterede data, herunder om de vigtigste kilder til metanemissioner i forbindelse med energi, der produceres og forbruges i Unionen. Der bør desuden sikres adgang til data på kildeniveau og til en robust kvantificering af metanemissioner, hvilket øger pålideligheden af rapporteringen samt mulighederne for passende mitigerende foranstaltninger.
(27)
Operatører og foretagender bør med henblik på effektiv kvantificering og rapportering pålægges at kvantificere og rapportere metanemissioner efter kilde og stille aggregerede data til rådighed for medlemsstaterne, så medlemsstaterne kan forbedre nøjagtigheden af deres opgørelser og rapporter. Det er endvidere nødvendigt at foretage en effektiv verifikation af de rapporterede data. For at minimere den administrative byrde for operatører og foretagender bør de én gang om året aflægge rapport.
(28)
Denne forordning, der bygger på de relevante dele af OGMP 2.0-rammen, bidrager til indsamlingen af pålidelige og robuste data, der vil udgøre et tilstrækkeligt grundlag for overvågning af metanemissioner, og fastsætter om nødvendigt yderligere tiltag til begrænsning heraf.
(29)
OGMP 2.0-rammen har fem rapporteringsniveauer. Rapporteringen på kildeniveau begynder på niveau 3, hvilket anses for at være sammenligneligt med UNFCCC-niveau 3. Det gør det muligt at anvende generiske emissionsfaktorer. Rapportering på OGMP 2.0-niveau 4 kræver, at der foretages direkte målinger af metanemissioner på kildeniveau og gør det muligt at anvende specifikke emissionsfaktorer. Rapportering på OGMP 2.0-niveau 5 kræver supplerende målinger på anlægsniveau ud over kvantificering af metanemissioner på kildeniveau. I henhold til OGMP 2.0-rammen skal virksomheder desuden rapportere direkte målinger af metanemissioner inden for tre år efter at have tilsluttet sig OGMP 2.0 for driftsaktiver og inden for fem år for ikkedriftsaktiver. Fristerne for operatørers og foretagenders forelæggelse af de rapporter, der kræves i henhold til denne forordning, bør fastsættes på grundlag af den tilgang, der valgtes i forbindelse med OGMP 2.0 med hensyn til rapportering på kildeniveau, og under hensyntagen til, at et stort antal EU-virksomheder allerede havde tilsluttet sig OGMP 2.0. Ud over kvantificering på kildeniveau giver kvantificering på anlægsniveau mulighed for at vurdere, verificere og afstemme skøn på kildeniveau, der er aggregeret for hvert anlæg, hvorved der skabes større tillid til de rapporterede emissioner. I lighed med OGMP 2.0-rammen bør der kræves kvantificering på anlægsniveau for at afstemme målinger på kildeniveau.
(30)
Ifølge data fra Unionens drivhusgasopgørelse, som er baseret på nationale drivhusgasopgørelser rapporteret i overensstemmelse med forordning (EU) 2018/1999, skyldes mere end halvdelen af alle direkte metanemissioner i energisektoren utilsigtet udledning af metan til atmosfæren. For olie og gas udgør sådanne utilsigtede metanemissioner den største andel af metanemissionerne.
(31)
Utilsigtede lækager af metan i atmosfæren kan forekomme under boring og udvinding samt under behandling, oplagring, transmission og distribution til slutbrugere. Sådanne lækager kan også forekomme i inaktive brønde, midlertidigt lukkede brønde eller permanent lukkede og forladte brønde. Nogle metanemissioner kan skyldes mangler ved eller almindeligt slid på tekniske komponenter såsom samlinger, flanger og ventiler eller beskadigede komponenter, f.eks. i tilfælde af ulykker. Korrosion kan også forårsage lækager fra vægge i trykbærende udstyr.
(32)
For at reducere metanemissioner bør operatører træffe alle passende mitigerende foranstaltninger for at minimere metanemissioner under driften.
(33)
Mere specifikt reduceres metanemissioner fra lækager oftest ved hjælp af LDAR-undersøgelser, der udføres først og fremmest for at identificere lækager og derefter for at reparere lækager eller udskifte lækkende komponenter. Operatører bør derfor gennemføre regelmæssige LDAR-undersøgelser, herunder af komponenter, der bruges til afblæsning af metan, for at kontrollere for udstyr med funktionsfejl.
(34)
Der bør med henblik herpå indføres en harmoniseret tilgang for at sikre lige vilkår for alle operatører i Unionen. Denne tilgang bør omfatte minimumskrav til LDAR-undersøgelser og samtidig give medlemsstaterne og operatørerne tilstrækkelig fleksibilitet. Denne fleksibilitet er afgørende for at muliggøre innovation og udvikling af nye komponenter, nye LDAR-teknologier og nye detektionsmetoder og dermed forhindre fastlåsning til en bestemt teknologi til skade for miljøbeskyttelsen. Der fremkommer fortsat nye LDAR-teknologier og nye detektionsmetoder, og medlemsstaterne bør tilskynde til innovation i denne sektor, således at de mindst udledende og også nøjagtige og omkostningseffektive komponenter, LDAR-teknologier og detektionsmetoder kan tages i brug.
(35)
Forpligtelserne i forbindelse med LDAR-undersøgelser bør afspejle god praksis. LDAR-undersøgelserne bør først og fremmest have til formål hurtigst muligt at finde og afhjælpe lækager ved reparation eller udskiftning af den lækkende komponent i stedet for at kvantificere dem, og områder med større risiko for lækager bør kontrolleres mere frekvent. Fastlæggelsen af LDAR-undersøgelsernes frekvens og beslutningen om at reparere eller udskifte en komponent bør ikke kun styres ud fra behovet for at reparere eller udskifte komponenter med metanudledninger over tærsklen for metanemissioner, men også ud fra driftsmæssige overvejelser, hvor der tages hensyn til sikkerhedsrisici. Hvis der konstateres en højere risiko for sikkerheden eller en højere risiko for metanemissioner, bør de kompetente myndigheder derfor have mulighed for at anbefale mere frekvente LDAR-undersøgelser for de relevante komponenter eller udskiftning af komponenter med teknologi, der er mindre udsat for lækager. Alle lækager bør uanset deres størrelse undersøges og kontrolleres, da små lækager kan udvikle sig til større lækager. Efter lækagereparationer bør det bekræftes, at de har været effektive. For at gøre det muligt at anvende nye eller mere avancerede komponenter eller teknologier til detektion af metanemissioner bør størrelsen af metantab, ved eller over hvilket reparation er påkrævet, præciseres, samtidig med at det overlades til operatørerne at vælge detektionsanordning. Hvis det er relevant, bør det være muligt at anvende detektionsteknologier, som f.eks. løbende overvågning, som led i LDAR-undersøgelser, så længe de opfylder kravene for avanceret detektionsteknologi i denne forordning. De bedst præsterende operatører, der producerer eller behandler olie eller naturgas, bør kunne anvende andre frekvenser af LDAR-undersøgelser, forudsat at betingelserne i denne forordning er opfyldt og med de kompetente myndigheders godkendelse.
(36)
Der bør gennemføres LDAR-undersøgelser, hvor der anvendes passende tilgængelige teknologier og detektionsteknikker til at identificere lækager: så tæt som muligt på hver enkelt potentiel emissionskilde for komponenter over jorden og komponenter over havoverfladen, ved grænsefladen mellem jorden og atmosfæren som første trin og, hvis der detekteres en potentiel lækage, så tæt på emissionskilden som muligt som andet trin for underjordiske komponenter, og med anvendelse af de bedste detektionsteknikker, der er kommercielt tilgængelige for offshorekomponenter under havoverfladen eller under havbunden.
(37)
Hvad angår underjordiske komponenter, gennemføres LDAR-undersøgelserne generelt ved en totrinsproces. Første trin består i at foretage en første lækagedetektion og afgør, om der skal foretages udgravning af jorden eller laves et hul ved hjælp af en borestang, hvis rørledningen er direkte tilgængelig. Operatøren udgraver eller borer i jorden, hvis lækagen ligger på eller over den første lækagedetektionstærskel. Andet trin består i at foretage endnu en lækagedetektion og afgør, om lækagen skal repareres. Operatører reparerer lækagen, hvis den ligger på eller over den anden lækagedetektionstærskel.
(38)
Minimumsdetektionsgrænser tjener til at sikre, at detektionsanordningerne er tilstrækkeligt følsomme til at detektere lækager som krævet i henhold til denne forordning. Såvel de minimumsdetektionsgrænser som de detektionsteknikker, der skal anvendes, bør fastsættes af Kommissionen under hensyntagen til de forskellige typer komponenter og LDAR-undersøgelser for alle kategorier af komponenter sammen med de tærskler, der finder anvendelse på første trin i LDAR-undersøgelserne for underjordiske komponenter.
(39)
Reparation eller udskiftning bør ske umiddelbart efter detektion af en lækage på eller over den tærskel, der er fastlagt i denne forordning, eller hurtigst muligt derefter. Selv om det kan blive nødvendigt at overveje ekstraordinære sikkerhedsmæssige, administrative og tekniske aspekter, bør der fremlægges dokumentation, der kan begrunde eventuelle forsinkelser i forbindelse med reparation eller udskiftning. Reparationer eller udskiftninger bør anvende de bedste teknologier, der er kommercielt tilgængelig, og som yder langsigtet beskyttelse mod fremtidig lækage.
(40)
Små forbundne systemer som defineret i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2019/944 
(
13
)
 kan få problemer med hensyn til forsyningssikkerhed og netstabilitet i tilfælde af en nedlukning af systemet. For at undgå sådanne risici for forsyningssikkerheden bør reparations- eller udskiftningsarbejde derfor udføres under planlagte systemnedlukninger.
(41)
Afblæsning bør forbydes i lyset af den kraftige effekt af drivhusgasemissioner, som den forårsager, undtagen i nødsituationer eller ved funktionsfejl, eller i forbindelse med bestemte særlige hændelser, hvor en vis afblæsning er uundgåelig og strengt nødvendig. For at sikre, at operatører ikke anvender udstyr, der er udformet til afblæsning, bør der vedtages teknologistandarder, som giver mulighed for anvendelse af alternativer med lavere emissioner.
(42)
Afbrænding betragtes som rutinemæssig afbrænding, når den foretages under den normale produktion af olie, gas og kul, i mangel af tilstrækkelige faciliteter eller egnet geologi til at reinjicere den producerede gas, anvende den på anlægget eller udbyde den til salg på et marked. Rutinemæssig afbrænding bør forbydes. Afbrænding bør tillades, når det er det eneste alternativ til afblæsning, og hvis afblæsning ikke er forbudt. Afskaffelse af rutinemæssig afbrænding vil også øge tilgængeligheden af naturgas til gasmarkederne. Afblæsning er mere skadelig for miljøet end afbrænding, da den gas, der udledes, typisk har et højt indhold af metan, mens afbrænding oxiderer metan, så det bliver til CO
2
, som har et lavere globalt opvarmningspotentiale. Hvis der ikke findes andre valgmuligheder, bør afbrænding derfor foretrækkes frem for afblæsning.
(43)
Anvendelse af afbrænding som alternativ til afblæsning kræver, at afbrændingsanordningerne kan forbrænde metan på effektiv vis. Der bør derfor også indføres krav om forbrændingseffektivitet i de tilfælde, hvor afbrænding er tilladt, og afbrændingsanordninger med en destruktions- og fjernelseseffektivitet ved hjælp af design på et niveau under 99 % bør udfases. Der bør endvidere stilles krav om anvendelse af automatisk tænding eller kontinuerlige pilotbrændere, som giver mere en pålidelig antænding, da de ikke påvirkes af vind.
(44)
Reinjektion eller anvendelse af metan på anlægget eller udbud af metan til salg på et marked bør altid være at foretrække frem for afblæsning eller afbrænding. Operatører, der anvender afblæsning, bør over for de kompetente myndigheder dokumentere, at reinjektion, anvendelse på anlægget, lagring til senere brug, udbud af metan til salg på et marked eller afbrænding ikke var mulig, og operatører, der anvender afbrænding, bør over for de kompetente myndigheder dokumentere, at reinjektion, anvendelse på anlægget, lagring til senere brug eller udbud af metan til salg på et marked ikke var mulig.
(45)
Operatørerne bør straks underrette de kompetente myndigheder om større afblæsningshændelser og afbrændingshændelser og årligt forelægge mere omfattende rapporter om alle afblæsningshændelser og afbrændingshændelser for disse myndigheder. De bør også sikre, at afblæsnings- og afbrændingsudstyr og -anordninger overholder de standarder, der er fastsat i EU-retten.
(46)
Metanemissioner fra inaktive brønde, midlertidigt lukkede brønde og permanent lukkede og forladte brønde udgør en sundheds-, sikkerheds- og miljørisiko. Forpligtelserne vedrørende overvågning, herunder kvantificering og, hvis sådant trykovervågningsudstyr forefindes, trykovervågning og rapportering bør derfor fortsat finde anvendelse, og disse brønde og brøndområder bør, alt efter hvad der er relevant, være permanent lukkede, regenererede og retablerede. I sådanne tilfælde bør medlemsstaterne spille en fremtrædende rolle, navnlig med hensyn til at udarbejde fortegnelser og, hvis der ikke kan identificeres nogen ansvarlig part, rapportere metanemissioner og udarbejde mitigeringsplaner inden for klare frister.
(47)
I tilfælde af permanent lukkede og forladte brønde bør der forelægges tilstrækkelig dokumentation for, at der ikke er nogen metanemissioner, for alle brønde, der er permanent lukkede og forladte inden for 30 år før og på eller efter dagen for denne forordnings ikrafttræden, og, hvis en sådan dokumentation foreligger, for brønde, der er permanent lukkede og forladte i mere end 30 år før dagen for denne forordnings ikrafttræden. En sådan dokumentation bør som minimum omfatte emissionsfaktorbaseret eller stikprøvebaseret kvantificering eller pålidelig dokumentation for permanent isolering under overfladen i overensstemmelse med ISO 16530-1:2017, den gældende internationale standard for brøndintegritet for olie- og naturgasindustrien.
(48)
Hvis de kompetente myndigheder forelægges pålidelig dokumentation for væsentlige mængder af metanemissioner i en inaktiv offshorebrønd, i en midlertidigt lukket brønd eller i en permanent lukket og forladt brønd, alt efter omstændighederne, som er blevet bekræftet af en uafhængig tredjepart, bør de kompetente myndigheder med hensyn til den pågældende brønd træffe afgørelse om anvendelsen af forpligtelserne for midlertidigt lukkede brønde.
(49)
Antallet af inaktive brønde, midlertidigt lukkede brønde og permanent lukkede og forladte brønde på medlemsstaternes område varierer betydeligt, og nogle medlemsstater har et meget højt antal af sådanne brønde på deres område. Sådanne medlemsstater bør have mulighed for at anvende en mere gradvis tilgang til opfyldelse af forpligtelserne vedrørende udarbejdelse af en fortegnelse over disse brønde for at sikre, at de omkostninger og den administrative byrde, der er forbundet med fortegnelsen, står i et rimeligt forhold til målet.
(50)
Eftersom risikoen for at metanlækage fra offshorebrønde når overfladen, afhænger af flere faktorer og har tendens til at aftage i takt med vanddybden, og eftersom de nødvendige ressourcer til at undersøge og intervenere i offshorebrønde øges, efterhånden som vanddybden og afstanden fra kysten øges, bør der overvejes undtagelser fra visse forpligtelser i henhold til denne forordning for offshorebrønde beliggende i større vanddybde, hvis der kan fremlægges solid dokumentation for, at indvirkningen på klimaet af potentielle metanemissioner fra disse brønde med stor sandsynlighed vil være ubetydelig.
(51)
Data fra Unionens drivhusgasopgørelse viser, at metanemissioner fra kulminer er den største enkeltstående kilde til metanemissioner i Unionens energisektor. I 2019 udgjorde de direkte emissioner fra kulsektoren 31 % af samtlige metanemissioner — næsten det samme som andelen af direkte metanemissioner fra olie og naturgas tilsammen, nemlig 33 %.
(52)
På nuværende tidspunkt findes der ingen EU-dækkende specifik lovgivning, der begrænser metanemissioner fra kulsektoren, om end der findes en bred vifte af mitigeringsteknologier. Der findes ingen kulspecifikke overvågnings-, rapporterings- og verifikationsstandarder på EU-plan eller internationalt plan. I Unionen er rapportering af metanemissioner fra kulindustrien en del af medlemsstaternes rapportering af drivhusgasemissioner. Data fra underjordiske kulminer er også medtaget i det europæiske register over udledning og overførsel af forurenende stoffer, der er oprettet ved Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 166/2006 
(
14
)
.
(53)
Nyere undersøgelser viser, at metanemissioner primært er knyttet til underjordiske mineaktiviteter i både aktive, lukkede og forladte kulminer. I aktive underjordiske kulminer kontrolleres metankoncentrationen i luften løbende, da den udgør en sundheds- og sikkerhedsrisiko. I forbindelse med underjordiske kulminer forekommer langt størstedelen af metanemissionerne gennem ventilation og dræn- eller afgasningssystemer, som er de to vigtigste måder at sænke metankoncentrationerne i luften i en kulmine på.
(54)
Når produktionen er ophørt, og en kulmine lukkes eller forlades, udleder den fortsat metan (»abandoned mine methane«, AMM). Sådanne metanemissioner forekommer typisk ved veldefinerede punktkilder såsom ventilationsskakter eller trykaflastningsventiler. AMM-emissionerne vil sandsynligvis stige i Unionen i takt med øgede klimaambitioner og omlægning af energiproduktionen til mindre kulstofintensive energikilder. Det skønnes, at der, selv ti år efter at minedriften er ophørt, fortsat udledes metan fra ikkeoversvømmede kulminer på helt op til ca. 40 % af de niveauer, der blev registreret på nedlukningstidspunktet. Behandlingen af AMM er desuden fortsat fragmenteret på grund af forskellige rettigheder og forpligtelser vedrørende ejerskab og udnyttelse på tværs af Unionen. Medlemsstaterne bør derfor udarbejde fortegnelser over lukkede underjordiske kulminer og forladte underjordiske kulminer, hvor driften er ophørt efter den 3. august 1954 og der bør stilles krav om, at den udpegede ansvarlige part skal installere anordninger til måling af metanemissioner.
(55)
Aktive kulminer i åbne brud i Unionen producerer brunkul og udleder mindre metan end underjordiske kulminer. Brunkulminer i Unionen er primært kulminer i åbne brud, med undtagelse af én underjordisk brunkulmine i en enkelt medlemsstat. Ifølge Unionens drivhusgasopgørelse gav aktive kulminer i åbne brud i 2019 anledning til, at der blev udledt 166 kiloton metan sammenlignet med 828 kiloton metan fra underjordiske kulminer. Måling af metanemissioner fra kulminer i åbne brud er en udfordring på grund af metans tilbøjelighed til at bliver spredt over et stort område. Selv om der er tilstrækkelig teknologi til rådighed, måles metanemissioner fra kulminer i åbne brud derfor sjældent. Metanemissioner fra kulminer i åbne brud kan beregnes ved hjælp af bassinspecifikke kulemissionsfaktorer og endnu mere præcist ved hjælp af mine- eller depotspecifikke emissionsfaktorer, da kulbassiner har depoter med forskellig metanbærende kapacitet. Emissionsfaktorerne kan beregnes ved måling af gasindholdet i de kullag, som der tages prøver fra gennem efterforskning af borekerner. Mineselskaberne bør derfor kvantificere metanemissioner i kulminer i åbne brud ved hjælp af sådanne emissionsfaktorer.
(56)
Metanemissioner fra fuldt oversvømmede underjordiske kulminer er tilbøjelige til at aftage betydeligt med tiden, efterhånden som de hydrogeologiske forhold stabiliseres efter lukningen af kulminen og fuldførelsen af oversvømmelsesprocessen. Det bør derfor være muligt at fritage sådanne kulminer for kvantificeringsforpligtelser, hvis det er behørigt begrundet.
(57)
Mineselskaberne bør kontinuerligt udføre målinger og kvantificering af metanemissioner fra ventilationsskakter i underjordiske kulminer og kontinuerlige målinger af afblæst og afbrændt metan i drænstationer. De bør anvende specifikke emissionsfaktorer for kulminer i åbne brud. De bør rapportere disse data til de kompetente myndigheder.
(58)
Der kan bedst opnås mitigering af metanemissioner i aktive og lukkede underjordiske kulminer eller forladte underjordiske kulminer. Teknologien begrænser i øjeblikket den effektive mitigering af metanemissioner fra aktive kulminer i åbne brud og lukkede eller forladte kulminer i åbne brud. For at støtte forskning i og udvikling af teknologier til mitigering af sådanne metanemissioner i fremtiden bør der imidlertid ske effektiv og detaljeret overvågning, rapportering og verifikation af omfanget af disse metanemissioner.
(59)
Aktive underjordiske kulminer er enten termiske kulminer eller kokskulminer. Termisk kul anvendes primært som energikilde, og kokskul anvendes som brændsel og som reaktant i fremstillingen af stål. Både termiske kulminer og kokskulminer bør være underlagt måling, rapportering og verifikation samt mitigerende foranstaltninger med hensyn til metanemissioner. Mitigerende foranstaltninger bør ske gennem udfasning af afblæsning og afbrænding. Mitigerende foranstaltninger bør ikke føre til forringelse af arbejdstagernes sikkerhed.
(60)
For aktive underjordiske kulminer bør der gennemføres mitigerende foranstaltninger gennem en udfasning af afbrændingsanordninger med en destruktions- og fjernelseseffektivitet ved hjælp af design på et niveau under 99 %. Selv om oversvømmelse af lukkede eller forladte underjordiske kulminer kan forhindre metanemissioner, gøres det ikke systematisk, og det indebærer miljørisici. I disse kulminer bør afbrændingsanordninger med en destruktions- og fjernelseseffektivitet ved hjælp af design på et niveau under 99 % også udfases. Da geologiske begrænsninger og miljøhensyn forhindrer en universel tilgang med hensyn til forladte underjordiske kulminer, bør medlemsstaterne udarbejde deres egen mitigeringsplan under hensyntagen til disse begrænsninger og den tekniske gennemførlighed af AMM-mitigering.
(61)
Med henblik på at reducere metanemissionerne fra aktive kulminer bør medlemsstaterne have mulighed for at indføre incitamentsordninger med henblik på at reducere metanemissioner med forbehold af gældende statsstøtteregler. Disse ordninger kan navnlig tilskynde til investeringer i metanopsamling og -injektion til nettet og bidrage til at reducere metanemissioner fra ventilationsskakter og fra afbrænding. Medlemsstaterne bør have mulighed for at indføre særlige gebyr- og afgiftsordninger til at lette investeringer i reduktion af metanemissioner, bl.a. som led i statsstøtteprogrammer med henblik på nedlukning af kulproduktionskapacitet, med forbehold af gældende statsstøtteregler.
(62)
Eksisterende bedste mitigeringspraksis for reduktion af metanemissioner bør tillades i lukkede eller forladte kulminer, som f.eks. udvikling af geotermiske projekter og varmelagringsprojekter i oversvømmede kulminer, hydroelektricitetsanvendelser i ikkeoversvømmede kulminer, opsamling af metanemissioner ved afgasning, anvendelse af sikkerhedsrelevante afgasningsanordninger, anvendelse af minegas til energiproduktion eller opmagasinering af minevand og andre mulige anvendelser.
(63)
Unionen er afhængig af import for så vidt angår 70 % af sit forbrug af stenkul, 97 % af sit olieforbrug og 90 % af sit forbrug af naturgas. Selv om andelen af globale menneskeskabte metanemissioner udledt i Europa kun anslås til at være ca. 6 %, bidrager forbruget og importafhængigheden af fossile brændstoffer betydeligt til metanemissionerne i Unionen.
(64)
De globale opvarmningseffekter forårsaget af metanemissioner er grænseoverskridende. Selv om nogle tredjelande, der producerer fossil energi, er begyndt at handle på hjemmemarkedet for at reducere metanemissionerne i deres energisektor, er mange tredjelandsproducenter og -eksportører ikke underlagt nogen bestemmelser på deres respektive hjemmemarked. De har brug for klare incitamenter til at reducere deres metanemissioner. Gennemsigtige oplysninger om metanemissioner i forbindelse med produktionen af råolie, naturgas og kul, der bringes i omsætning på EU-markedet, bør derfor stilles til rådighed for markederne og den brede offentlighed.
(65)
Der findes i øjeblikket i begrænset omfang nøjagtige data, rapporteret til UNFCCC-niveau 3 eller ved hjælp af tilsvarende metoder, om internationale metanemissioner. Mange fossilenergieksporterende tredjelande har endnu ikke indsendt fuldstændige opgørelsesdata til UNFCCC's sekretariat. Desuden er der konstateret en stor stigning i metanemissioner fra olie- og gasproduktionsaktiviteter på verdensplan, nemlig fra 65 til 80 mio. ton/år i de seneste 20 år.
(66)
Som bebudet i metanstrategien er Unionen fast besluttet på at samarbejde med sine energipartnere og andre vigtige tredjelande, der importerer og eksporterer fossil energi, om at bekæmpe metanemissioner på globalt plan. Energidiplomati vedrørende metanemissioner har allerede givet vigtige resultater. I september 2021 bebudede Unionen og De Forenede Stater det globale metantilsagn, der blev lanceret på FN's klimakonference (COP 26) i november 2021. Det globale metantilsagn er et politisk tilsagn om at arbejde sammen om i fællesskab at reducere de globale metanemissioner med 30 % i forhold til 2020-niveauerne senest i 2030 og til at træffe omfattende nationale foranstaltninger for at nå dette mål. Det omfatter også en forpligtelse til at gå i retning af at anvende de bedste tilgængelige opgørelsesmetoder til at kvantificere metanemissioner. Mere end 100 lande, der tegner sig for næsten halvdelen af de globale menneskeskabte metanemissioner, har allerede tilsluttet sig det globale metantilsagn.
(67)
IMEO spiller en vigtig rolle med hensyn til at øge gennemsigtigheden vedrørende globale metanemissioner i energisektoren, og Kommissionen bør fortsætte med at samarbejde med IMEO.
(68)
Sideløbende med sit fortsatte diplomatiske arbejde for at opnå globale forpligtelser til en betydelig reduktion af metanemissionerne tilskynder Unionen endvidere til enhver bestræbelse i forbindelse med en betydelig reduktion af disse emissioner globalt og navnlig i de tredjelande, der leverer fossil energi til Unionen.
(69)
Importører af råolie, naturgas og kul til Unionen bør derfor pålægges at give de relevante kompetente myndigheder oplysninger om foranstaltninger i forbindelse med måling, rapportering, verifikation og mitigering af metanemissioner foretaget af eksportører til Unionen og tredjelandsproducenter, navnlig om anvendelsen af reguleringsmæssige eller frivillige foranstaltninger til at kontrollere metanemissionerne fra de tredjelandsproducenter, der leverer råolie, naturgas eller kul, som f.eks. LDAR-undersøgelser eller foranstaltninger til at kontrollere og begrænse afblæsningshændelser og afbrændingshændelser. De måle- og rapporteringsniveauer, der er fastsat i de oplysningskrav, som gælder for importører, bør svare til dem, der gælder for EU-operatører. Endvidere bør forpligtelsen for importører til at fremlægge oplysninger om foranstaltninger til begrænsning af metanemissioner ikke være mere byrdefulde end den tilsvarende forpligtelse for EU-operatører. Medlemsstaterne bør stille oplysningerne om disse foranstaltninger til rådighed for Kommissionen. På grundlag af disse oplysninger bør Unionen oprette og forvalte en gennemsigtighedsdatabase for metan, der indeholder bl.a. oplysninger rapporteret af EU-foretagender og importører af råolie, naturgas og kul. En sådan database vil tjene som informationskilde for importører, der skal træffe beslutninger om køb af råolie, naturgas og kul, og for andre interessenter og offentligheden. Ud over gennemsigtighedsdatabasen for metan bør Kommissionen udvikle præstationsprofiler for metan, der indeholder metanemissionsdata vedrørende råolie, naturgas og kul, der bringes i omsætning på EU-markedet. Disse profiler bør også omfatte en vurdering af den indsats, som EU-producenter, importører og tredjelandsproducenter og -eksportører af fossil energi har gjort for at måle og rapportere samt reducere deres metanemissioner. Disse profiler bør endvidere indeholde oplysninger om de reguleringsmæssige tiltag vedrørende måling, rapportering, verifikation og mitigering iværksat af tredjelande, hvor der produceres råolie, naturgas og kul.
(70)
Desuden bør Kommissionen indføre et globalt metanovervågningsværktøj, der giver oplysninger om forekomsten, omfanget og placeringen af hændelser med høje metanemissioner fra energikilder, samt en hurtig reaktionsmekanisme til håndtering af superudledende hændelser i eller uden for Unionen. I den forbindelse bør Kommissionen tage hensyn til alle behørigt underbyggede oplysninger modtaget fra medlemsstaterne eller tredjeparter om superudledende hændelser. Medlemsstaterne bør tilskyndes til at dele sådanne oplysninger med Kommissionen. Disse værktøjer bør yderligere tilskynde til reelle og påviselige resultater af gennemførelsen af foranstaltninger, der regulerer metanemissioner og af effektive mitigeringstiltag iværksat af foretagender i Unionen og dem, som leverer fossil energi til Unionen. Det bør være muligt at basere disse værktøjer på eksisterende internationale værktøjer eller rammer. Disse værktøjer bør samle data fra flere certificerede dataleverandører og -tjenester, herunder Copernicuskomponenten i Unionens rumprogram, der er oprettet ved Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2021/696 
(
15
)
, og IMEO. De bør give oplysninger med henblik på Kommissionens bilaterale dialoger med relevante tredjelande vedrørende metanemissionspolitikker og -foranstaltninger.
(71)
Samlet set bør gennemsigtighedsdatabasen for metan, præstationsprofilerne for metan, det globale metanovervågningsværktøj og den hurtige reaktionsmekanisme bidrage til at øge gennemsigtigheden for købere i Unionen, idet de får mulighed for at træffe informerede leveringsbeslutninger, og forbedre muligheden for en bredere anvendelse af løsninger til mitigering af metanemissioner overalt i verden. Disse instrumenter bør endvidere give tredjelandsforetagender yderligere incitament til at anvende internationale standarder for måling og rapportering af metanemissioner, som f.eks. dem, der er vedtaget inden for rammerne af OGMP 2.0, eller til at vedtage effektiv måling samt rapporteringsforanstaltninger og mitigerende foranstaltninger og give mulighed for verifikation.
(72)
Nye kontrakter, som EU-importører indgår om levering af råolie, naturgas eller kul, bør styrke anvendelsen i tredjelande af regler om at overvåge, rapportere og verificere metanemissioner svarende til dem, der er fastsat i denne forordning. Der bør indføres regler, der gør det muligt for tredjelandsleverandører og EU-importører at påvise, at sådanne foranstaltninger svarer til denne forordnings krav for så vidt angår råolie, naturgas eller kul, der importeres til Unionen. Selv om der ikke kan indføjes bestemmelser herom i eksisterende kontrakter, er det muligt at indføje sådanne bestemmelser i nye kontrakter eller i eksisterende kontrakter, som er ved at blive fornyet, selv stiltiende. I den forbindelse vil standardbestemmelser, som Kommissionen anbefaler, være nyttige for foretagenderne.
(73)
Det bør være muligt at opnå ækvivalens af overvågning, rapportering og verifikation af metanemissioner ikke blot ved hjælp af foranstaltninger, der anvendes af individuelle foretagender, men også på tredjelandsniveau, gennem de gældende retlige rammer for en sådan overvågning, rapportering og verifikation. Kommissionen bør derfor tillægges beføjelse til at fastsætte de krav til dokumentation, der skal fremlægges af tredjelande i denne henseende, idet den aktivt samarbejder med alle eksporterende tredjelande og under behørig hensyntagen til eventuelle andre omstændigheder i disse tredjelande og til Unionens forpligtelser i henhold til folkeretten. Kommissionen bør også tillægges beføjelse til at fastslå og tilbagekalde ækvivalensen for bestemte tredjelande, hvis det er relevant.
(74)
Der bør overvejes instrumenter, herunder dialoger om superudledende hændelser, afgørelser vedrørende overvågnings-, rapporterings- og verifikationsækvivalens og vedtagelse af samarbejdsrammer, for at sikre en korrekt gennemførelse af forpligtelserne for importører samt for producenter eller eksportører, der er etableret i tredjelande, som leverer råolie, naturgas eller kul til Unionen. Kommissionen bør kunne foreslå instrumenter med henblik på samarbejde med tredjelande. Vedtagelsen af disse instrumenter bør være underlagt de relevante bestemmelser i traktaterne, hvis det er relevant.
(75)
Kommissionen bør ikke indlede en dialog med tredjelande om superudledende hændelser, bør afholde sig fra at vedtage afgørelser om ækvivalens, og bør ikke anbefale, at der indledes forhandlinger om en samarbejdsramme, hvis dette ville indebære en risiko for omgåelse af restriktive foranstaltninger vedtaget i henhold til artikel 29 i traktaten om Den Europæiske Union (TEU) eller artikel 215 i traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde (TEUF) om import af råolie, naturgas og kul.
(76)
Når gennemsigtighedsdatabasen for metan, præstationsprofilerne for metan, det globale metanovervågningsværktøj og den hurtige reaktionsmekanisme er på plads, bør Kommissionen fastlægge metoden til beregning af metanintensiteten i produktionen af råolie, naturgas og kul. Denne metode bør gøres offentligt tilgængelig. Kommissionen bør på dette grundlag vurdere den potentielle indvirkning af forskellige niveauer af maksimale metanintensitetsværdier på energiforsyningssikkerheden og på konkurrenceevnen i Unionens økonomi.
(77)
Kommissionen bør tillægges beføjelse til at fastsætte obligatoriske maksimale metanintensitetsværdier og -klasser i forbindelse med produktionen af råolie, naturgas og kul, der bringes i omsætning på EU-markedet, på grundlag af metoden til beregning af metanintensiteten i produktionen af råolie, naturgas og kul og vurderingen af den potentielle virkning af at fastsætte maksimale metanintensitetsværdier. Disse værdier bør fastsættes på niveauer, der fremmer reduktionen af de globale metanemissioner, samtidig med at energiforsyningssikkerheden bevares på EU-plan og nationalt plan, til sikring af ikkeforskelsbehandlende behandling og beskyttelse af EU-økonomiens konkurrenceevne.
(78)
For at sikre en harmoniseret gennemførelse af denne forordning og for at skabe en fælles teknisk ramme for alle aktører i olie-, gas- og kulsektoren bør Kommissionen i overensstemmelse med Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 1025/2012 
(
16
)
 overveje at anmode de relevante europæiske standardiseringsorganisationer om at udarbejde harmoniserede standarder for måling og kvantificering af metanemissioner i olie-, gas- og kulsektoren, for LDAR-undersøgelser og for afblæsnings- og afbrændingsudstyr. Disse standarder bør gøres obligatoriske med henblik på anvendelsen af nærværende forordning for at sikre en harmoniseret tilgang blandt operatører, foretagender og mineselskaber og dem, der er involveret i at sikre overholdelse af nærværende forordning, navnlig Kommissionen, kompetente myndigheder og verifikatorer. Hvis harmoniserede standarder ikke kan leveres eller ikke sikrer overensstemmelse med kravene i nærværende forordning, bør Kommissionen tillægges beføjelse til at vedtage tekniske forskrifter, der dækker de nødvendige krav. Indtil anvendelsesdatoen for sådanne standarder eller tekniske forskrifter bør operatører, foretagender og mineselskaber følge den nyeste industripraksis og de bedste tilgængelige teknologier.
(79)
Medlemsstaterne bør fastsætte bestemmelser om sanktioner for overtrædelser af denne forordning og træffe alle nødvendige foranstaltninger for at sikre, at de gennemføres. Disse sanktioner bør være effektive, stå i rimeligt forhold til overtrædelsen og have afskrækkende virkning. Disse sanktioner bør kunne omfatte bøder og tvangsbøder. Disse sanktioner bør for at have en betydelig afskrækkende virkning være afpasset efter arten af overtrædelse, den økonomiske gevinst ved overtrædelsen, og miljøskadens art og grovhed samt indvirkningen på menneskers sikkerhed og sundhed. Ved pålæggelse af sanktioner bør de relevante myndigheder tage behørigt hensyn til den pågældende overtrædelses art, grovhed og varighed. Sanktioner bør pålægges på en ikkeforskelsbehandlende måde og i overensstemmelse med EU-retten, folkeretten og national ret. Gældende proceduremæssige garantier og principperne i Den Europæiske Unions charter om grundlæggende rettigheder bør respekteres.
(80)
Af konsekvenshensyn bør der opstilles en liste over de typer af overtrædelser, der bør pålægges sanktioner. Der bør desuden fastsættes fælles ikkeudtømmende og vejledende kriterier for anvendelse af sanktioner for at fremme en konsekvent anvendelse af sanktioner i alle medlemsstaterne. Sanktionernes afskrækkende virkning bør styrkes ved at give mulighed for at offentliggøre oplysningerne om de sanktioner, som medlemsstaterne pålægger, jf. dog Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2016/679 
(
17
)
 og (EU) 2018/1725 
(
18
)
, hvis sanktionerne pålægges fysiske personer.
(81)
Som følge af bestemmelserne om, at der ved fastsættelse af tariffer skal tages hensyn til investeringer foretaget af regulerede enheder, bør Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/942 
(
19
)
 ændres for at lade Den Europæiske Unions Agentur for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (ACER) stille et sæt indikatorer og referenceværdier til rådighed, så der kan foretages sammenligning af investeringsomkostninger pr. enhed i forbindelse med måling, kvantificering, overvågning, rapportering, verifikation og reduktion af metanemissioner for sammenlignelige projekter.
(82)
For at definere de elementer, der indgår i udfasningen af afblæsning og afbrænding i kokskulminer, bør beføjelsen til at vedtage retsakter delegeres til Kommissionen i overensstemmelse med artikel 290 i TEUF med henblik på at supplere denne forordning ved at fastsætte restriktioner for afblæsning af metan fra ventilationsskakter for kokskulminer. For at give mulighed for om nødvendigt at afkræve importører yderligere oplysninger bør også beføjelsen til at vedtage retsakter delegeres til Kommissionen i overensstemmelse med artikel 290 i TEUF med henblik på at supplere denne forordning ved at ændre eller tilføje de oplysninger, som importørerne skal afgive. For at fastlægge metoden til beregning af metanintensiteten i forbindelse med produktionen af råolie, naturgas og kul, der bringes i omsætning på EU-markedet på producentniveau, samt for at fastsætte de relevante maksimale værdier og klasser for metanintensitet bør beføjelsen til at vedtage retsakter endvidere delegeres til Kommissionen i overensstemmelse med artikel 290 i TEUF med henblik på at supplere denne forordning. For at sikre en harmoniseret gennemførelse af denne forordning bør beføjelsen til at vedtage retsakter endelig delegeres til Kommissionen i overensstemmelse med artikel 290 i TEUF med henblik på at supplere denne forordning ved at vedtage harmoniserede standarder og tekniske forskrifter. Det er navnlig vigtigt, at Kommissionen gennemfører relevante høringer under sit forberedende arbejde, herunder på ekspertniveau, og at disse høringer gennemføres i overensstemmelse med principperne i den interinstitutionelle aftale af 13. april 2016 om bedre lovgivning 
(
20
)
. For at sikre lige deltagelse i forberedelsen af delegerede retsakter modtager Europa-Parlamentet og Rådet navnlig alle dokumenter på samme tid som medlemsstaternes eksperter, og deres eksperter har systematisk adgang til møder i Kommissionens ekspertgrupper, der beskæftiger sig med forberedelse af delegerede retsakter.
(83)
For at sikre ensartede betingelser for gennemførelsen af denne forordning bør Kommissionen tillægges gennemførelsesbeføjelser til at vedtage detaljerede regler vedrørende modeller for rapportering af metanemissioner, minimumsdetektionsgrænser og detektionsteknikker for detektionsanordninger og tærskler, der finder anvendelse på det første trin af LDAR-undersøgelser, samt proceduren og kravene og de individuelle afgørelser vedrørende ækvivalensen af overvågnings-, rapporterings- og verifikationsforanstaltninger i tredjelande i overensstemmelse med artikel 291 i TEUF. Disse beføjelser bør udøves i overensstemmelse med Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 182/2011 
(
21
)
.
(84)
Kommissionen bør overvåge og gennemgå anvendelsen af denne forordning og forelægge en rapport for Europa-Parlamentet og Rådet. Rapporten bør navnlig vurdere denne forordnings efficiens og effektivitet, det opnåede niveau for reduktion af metanemissioner, og hvorvidt der er behov for yderligere eller alternative foranstaltninger. Den pågældende rapport bør tage hensyn til den relevante EU-lovgivning på beslægtede områder. Afhængigt af konklusionerne i rapporten og som led i revisionen af denne forordning kan Kommissionen, hvor det er relevant, overveje at fremsætte lovgivningsmæssige forslag.
(85)
Målene for denne forordning, nemlig fastlæggelse af regler for nøjagtig måling, kvantificering, overvågning, rapportering og verifikation samt for reduktion af metanemissioner i Unionens energisektor, kan ikke i tilstrækkelig grad opfyldes af medlemsstaterne, men kan på grund af handlingens omfang og virkninger bedre nås på EU-plan; Unionen kan derfor vedtage foranstaltninger i overensstemmelse med nærhedsprincippet, jf. artikel 5 i traktaten om Den Europæiske Union. I overensstemmelse med proportionalitetsprincippet, jf. nævnte artikel, går denne forordning ikke videre, end hvad der er nødvendigt for at nå disse mål —
VEDTAGET DENNE FORORDNING:
KAPITEL 1
ALMINDELIGE BESTEMMELSER
Artikel 1
Emne og anvendelsesområde
1.   Denne forordning fastlægger regler for nøjagtig måling, kvantificering, overvågning, rapportering og verifikation af metanemissioner i Unionens energisektor og for reduktion af disse emissioner, herunder gennem undersøgelser med henblik på lækagedetektion og -reparation, reparationsforpligtelser og restriktioner for afblæsning og afbrænding. Denne forordning fastlægger også regler om værktøjer, der sikrer gennemsigtighed med hensyn til metanemissioner.
2.   Denne forordning finder anvendelse på:
a)
efterforskning og produktion af olie og naturgas, og udvinding og behandling af naturgas
b)
inaktive brønde, midlertidigt lukkede brønde og permanent lukkede og forladte brønde
c)
transmission og distribution af naturgas, bortset fra målesystemer på endelige forbrugssteder og de dele af servicelinjer mellem forsyningsnettet og målesystemerne, der befinder sig på slutkunders ejendom, samt underjordisk lagring og drift i LNG-faciliteter, og
d)
aktive underjordiske kulminer og kulminer i åbne brud, lukkede underjordiske kulminer og forladte underjordiske kulminer.
3.   Denne forordning finder også anvendelse på metanemissioner, der forekommer uden for Unionen, for så vidt angår råolie, naturgas og kul, der bringes i omsætning på EU-markedet, jf. kapitel 5.
Artikel 2
Definitioner
I denne forordning forstås ved:
1)
»metanemissioner«: alle direkte emissioner fra enhver komponent, enten som følge af afblæsning, ufuldstændig forbrænding fra afbrænding eller fra lækager
2)
»komponent«: enhver del eller ethvert element af udstyr, der anvendes i olie-, naturgas- eller kulinstallationer eller -infrastruktur, som potentielt kan udlede metan
3)
»operatør«: enhver fysisk eller juridisk person, der driver eller kontrollerer et aktiv, eller som, hvis det er fastsat i henhold til national ret, har fået overdraget afgørende økonomiske beføjelser med hensyn til den tekniske drift af et aktiv
4)
»aktiv«: en erhvervs- eller driftsenhed, der kan bestå af flere faciliteter eller anlæg, herunder driftsaktiver og ikkedriftsaktiver
5)
»driftsaktiver«: aktiver, der er under operatørens operationelle kontrol
6)
»ikkedriftsaktiver«: aktiver, der ikke er under operatørens operationelle kontrol
7)
»anlæg«: en samling af komponenter med en eller anden indbyrdes forbindelse som en underopdeling af et aktiv
8)
»transmission«: transmission som defineret i artikel 2, nr. 17), i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2024/1788 
(
22
)
9)
»transmissionssystemoperatør«: en transmissionssystemoperatør som defineret i artikel 2, nr. 18), i direktiv (EU) 2024/1788
10)
»distribution«: distribution som defineret i artikel 2, nr. 19), i direktiv (EU) 2024/1788
11)
»distributionssystemoperatør«: en distributionssystemoperatør som defineret i artikel 2, nr. 20), i direktiv (EU) 2024/1788
12)
»mineselskab«: enhver fysisk eller juridisk person, der driver eller kontrollerer en kulmine, eller som, hvis det er fastsat i henhold til national ret, har fået overdraget afgørende økonomiske beføjelser med hensyn til den tekniske drift af en kulmine
13)
»verifikation«: aktiviteter, der udføres af en verifikator for at vurdere, hvorvidt de rapporter, der fremsendes af operatørerne, foretagenderne og mineselskaberne i henhold til denne forordning, er i overensstemmelse med denne forordning
14)
»verifikator«: en juridisk person, som udfører verifikationsaktiviteter, og som på det tidspunkt, hvor der udstedes en verifikationserklæring, er akkrediteret af et nationalt akkrediteringsorgan i henhold til forordning (EF) nr. 765/2008, eller en fysisk person, der på anden måde er bemyndiget til at udføre verifikationsaktiviteter, jf. dog nævnte forordnings artikel 5, stk. 2
15)
»kilde«: en komponent eller en geologisk struktur, der tilsigtet eller utilsigtet, periodisk eller vedvarende udleder metan i atmosfæren
16)
»emissionsfaktor«: en koefficient, der kvantificerer emissioner af en gas pr. aktivitetsenhed, og som enten er baseret på en stikprøve af måledata eller andre kvantificeringsmetoder, beregnet som gennemsnit med henblik på udarbejdelse af en repræsentativ emissionsrate for et givet aktivitetsniveau under bestemte driftsforhold
17)
»generisk emissionsfaktor«: en standardiseret emissionsfaktor for hver type emissionskilde, som beregnes på grundlag af opgørelser eller databaser, men som under ingen omstændigheder verificeres ved hjælp af direkte målinger
18)
»specifik emissionsfaktor«: en emissionsfaktor for en type emissionskilde, der afledes af direkte målinger
19)
»direkte måling«: måling af metanemissionerne på kildeniveau med en måleanordning, der muliggør en sådan måling
20)
»kvantificering«: aktiviteter til bestemmelse af mængden af metanemissioner ved hjælp af direkte målinger eller, hvis direkte målinger ikke kan foretages, på grundlag af andre metoder såsom simuleringsværtøjer og andre detaljerede tekniske beregninger eller en kombination af sådanne metoder
21)
»metanemissioner på anlægsniveau«: alle metanemissionskilder i et anlæg
22)
»måling på anlægsniveau«: en måling, der giver et fuldstændigt overblik over alle metanemissioner på anlægsniveau, herunder, for et rørledningsnet, emissionerne fra segmenter af et sådant net, og typisk med anvendelse af sensorer, der er monteret på en mobil platform såsom et køretøj, en drone, et luftfartøj, en båd eller en satellit, eller anvendelse af andre midler såsom netværk af fastmonterede sensorer eller kontinuerlige punktsensorer
23)
»foretagende«: en fysisk eller juridisk person, der varetager mindst én af følgende aktiviteter: efterforskning og produktion af olie eller naturgas, udvinding og behandling af naturgas eller transmission, distribution og underjordisk lagring af gas, herunder for så vidt angår LNG
24)
»LNG-facilitet«: en LNG-facilitet som defineret i artikel 2, nr. 33), i direktiv (EU) 2024/1788
25)
»undersøgelse med henblik på lækagedetektion og -reparation« eller »LDAR-undersøgelse«: en undersøgelse med henblik på at identificere og påvise kilder til metanlækager og andre utilsigtede metanemissioner, og med henblik på at reparere eller udskifte de relevante komponenter
26)
»type 1-undersøgelse med henblik på lækagedetektion og -reparation« eller »type 1-LDAR-undersøgelse«: en undersøgelse med henblik på lækagedetektion og -reparation, der gennemføres i overensstemmelse med kravene i medfør af artikel 14, stk. 2, 7 og 8, og bilag I, del I, for type 1-LDAR-undersøgelser
27)
»type 2-undersøgelse med henblik på lækagedetektion og -reparation« eller »type 2-LDAR-undersøgelse«: en undersøgelse med henblik på lækagedetektion og -reparation, der gennemføres i overensstemmelse med kravene i medfør af artikel 14, stk. 2, 7 og 8, og bilag I, del I, for type 2-LDAR-undersøgelser
28)
»produktionssted«: et sted, hvor olie eller naturgas udvindes af jorden, og hvor der ikke finder nogen behandling sted
29)
»behandlingssted«: et sted, hvor processer såsom adskillelse af olie og naturgas fra vand anvendes til at behandle olie og naturgas
30)
»nedlukning«: en situation, hvor et anlæg eller en del af dets komponenter ikke længere fungerer under normale driftsforhold og er lukket ned, og hvor en fuldstændig eller delvis reduktion af trykket er nødvendig inden reparations- eller vedligeholdelsesarbejdet kan påbegyndes
31)
»afblæsning«: direkte udledning af uforbrændt metan til atmosfæren
32)
»afbrænding«: bortskaffelse af metan ved kontrolleret forbrænding i en anordning, der er udformet til dette formål
33)
»rutinemæssig afbrænding«: afbrænding under den normale produktion af olie eller naturgas og, i mangel af tilstrækkelige faciliteter eller en egnet geologi til at reinjicere metan, anvende det på anlægget eller udbyde det til salg på et marked, bortset fra afbrænding forårsaget af en nødsituation eller en funktionsfejl
34)
»flammetårn«: en anordning, der er udstyret med en pilotbrænder til afbrænding
35)
»nødsituation«: en midlertidig, uventet og sjælden situation, hvor metanemissioner er uundgåelige og nødvendige for at forebygge en nært forestående og væsentlig negativ indvirkning på menneskers sikkerhed, sundhed eller miljøet, bortset fra situationer, der forekommer som følge af eller er forbundet med følgende hændelser:
a)
operatøren undlader at installere passende udstyr med tilstrækkelig kapacitet til at håndtere forventet eller faktisk produktionshastighed og -tryk
b)
operatøren undlader at begrænse produktionen, hvis produktionshastigheden overstiger det tilknyttede udstyrs eller udvindingssystems kapacitet, undtagen hvis den overskydende produktion skyldes en nødsituation, funktionsfejl eller ikkeplanlagt reparation i efterfølgende led og varer højst otte timer fra det tidspunkt, hvor der gives meddelelse om kapacitetsproblemet i efterfølgende led
c)
planlagt vedligeholdelse
d)
forsømmelighed fra operatørens side
e)
gentagne svigt, dvs. fire eller flere svigt inden for de foregående 30 dage på samme udstyr
36)
»funktionsfejl«: et pludseligt, uundgåeligt svigt eller sammenbrud af udstyr, der ligger uden for operatørens rimelige kontrol, og som i væsentlig grad afbryder driften, men som ikke udgør et udstyrssvigt eller -sammenbrud, som helt eller delvis skyldes dårlig vedligeholdelse eller uagtsom drift eller en anden årsag, som kunne være forhindret
37)
»destruktions- og fjernelseseffektivitet«: vægtprocent af metan, der destrueres eller fjernes, efter at forbrændingen er ophørt, i forhold til den mængde metan, der kommer ind i flammetårnet
38)
»inaktiv brønd«: en olie- eller gasbrønd eller et olie- eller gasbrøndområde til efterforskning eller produktion, onshore eller offshore, hvor der i mindst ét år ikke har fundet efterforsknings- eller produktionsaktiviteter sted, med undtagelse af midlertidigt lukkede brønde og permanent lukkede og forladte brønde
39)
»midlertidigt lukket brønd«: en olie- eller gasbrønd eller et olie- eller gasbrøndområde til efterforskning eller produktion, onshore eller offshore, hvor der er installeret brøndbarrierer for midlertidigt at isolere produktionsbeholderen, og hvor der stadig er adgang til brønden
40)
»permanent lukket og forladt brønd«: en olie- eller gasbrønd eller et olie- eller gasbrøndområde til efterforskning eller produktion, onshore eller offshore, som er blevet lukket og ikke vil blive taget i brug igen, hvor al driften er blevet indstillet, og hvor alle installationer, der er forbundet med brønden, er blevet fjernet i overensstemmelse med de gældende reguleringsmæssige krav, og hvor der kan fremlægges dokumentation, jf. bilag V, del 1, punkt 3
41)
»retablering«: proces, hvorved forurenet vand og jord renses
42)
»regenerering«: proces, hvorved der for en olie- eller gasbrønd eller et olie- eller gasbrøndområde genskabes jordbunds- og vegetationsforhold, som ligner dem, der eksisterede, før de blev forstyrret
43)
»kulmine«: et anlæg, hvor der er eller har været kulminedrift, herunder landområder, udgravninger, underjordiske passager, skakter, skråninger, tunneler og gange, strukturer, faciliteter, udstyr, maskiner og værktøj, der befinder sig på overfladen eller under jorden, og som anvendes i eller fremkommer ved arbejde med udvinding af brunkul, subbituminøst kul, bituminøst kul eller antracit fra deres naturlige depoter i jorden på en hvilken som helst måde og ved hjælp af en hvilken som helst metode, herunder arbejdet med forberedelse af kullet til udvinding
44)
»aktiv kulmine«: en kulmine, hvor størstedelen af indtægterne stammer fra udvinding af brunkul, subbituminøst kul, bituminøst kul eller antracit, og hvor mindst én af følgende betingelser er opfyldt:
a)
mineudvikling er i gang
b)
der er produceret kul inden for de sidste 90 dage
c)
mineventilatorer er i drift
45)
»underjordisk kulmine«: en kulmine, hvor kul fremstilles ved at grave en tunnel i jorden til kullejet, hvor kullet derefter udvindes med underjordisk kulmineudstyr såsom skæremaskiner og maskiner til kontinuerlig lang- og kortvægsbrydning og transporteres til overfladen
46)
»kulmine i åbent brud«: en kulmine, hvor kul ligger tæt på overfladen og kan udvindes ved at fjerne dæklag af sten og jord
47)
»ventilationsskakt«: en lodret passage, der anvendes til at få frisk luft ned under jorden eller fjerne metan og andre gasser fra en underjordisk kulmine
48)
»drænstation«: en station, der opsamler metan fra et gasdrænsystem i en kulmine
49)
»drænsystem«: et system, der kan omfatte flere metankilder, og som dræner metanholdig gas fra kullag eller omsluttende klippelag og transporterer den til en drænstation
50)
»aktiviteter efter udvinding«: aktiviteter, der udføres, efter at kul er udvundet og transporteret til overfladen, herunder håndtering, forarbejdning, oplagring og transport af kul
51)
»kontinuerlig måling«: en måling, hvor aflæsningen foretages mindst én gang i minuttet
52)
»kuldepot«: et område, der indeholder betydelige kulkoncentrationer og -mængder, som kan gøres til genstand for minedrift, defineret i henhold til medlemsstatens dokumentationsmetode for geologiske mineralforekomster
53)
»lukket kulmine«: en kulmine, hvor kulproduktionen er ophørt, og som er lukket i overensstemmelse med de gældende licenskrav eller andre ordninger, og som en operatør, ejer eller rettighedshaver stadig har en gyldig tilladelse eller licens til eller et andet juridisk dokument, der giver ansvar for kulminen
54)
»forladt kulmine«: en kulmine, hvor kulproduktionen er ophørt, men hvor der ikke kan identificeres en operatør, ejer eller rettighedshaver omfattet af forpligtelserne i henhold til en gyldig tilladelse, licens eller et andet juridisk dokument, der giver ansvar for kulminen, eller som ikke er blevet lukket på en reguleret måde
55)
»alternativ anvendelse af en forladt underjordisk kulmine«: anvendelse af mineinfrastrukturen under overfladen og kulmineudstyr til andre formål end kulproduktion
56)
»kulmineudstyr«: alt udstyr, der vedbliver at være knyttet til de metanbærende lag såsom ventilationshuller og drænledninger
57)
»kokskulmine«: en kulmine, hvor mindst 50 % af den gennemsnitlige produktion i de seneste tre tilgængelige år er kokskul som defineret i bilag B til Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 1099/2008 
(
23
)
58)
»producent«: et foretagende, som i forbindelse med en handelsaktivitet producerer råolie, naturgas eller kul ved at udvinde det af jorden i et koncessionsområde, behandle det eller transportere det gennem tilsluttet infrastruktur inden for det pågældende koncessionsområde
59)
»importør«: en fysisk eller juridisk person, som i forbindelse med en handelsaktivitet bringer råolie, naturgas eller kul fra et tredjeland i omsætning på EU-markedet, herunder enhver fysisk eller juridisk person, der er etableret i Unionen, og som er udpeget til at udføre de handlinger og formaliteter, der kræves i henhold kapitel 5
60)
»eksportør«: importørens medkontrahent i hver kontrakt, der indgås om levering af råolie, naturgas eller kul til Unionen
61)
»metanpræstationsprofil«: de individuelle oplysninger og datablade for medlemsstater, tredjelande og, hvor det er relevant, EU-producenter eller -importører samt producenter eller eksportører fra tredjelande, der leverer råolie, naturgas eller kul til Unionen eller bringer råolie, naturgas eller kul i omsætning på EU-markedet, alt efter hvad der er relevant, som offentliggøres i gennemsigtighedsdatabasen for metan
62)
»superudledende hændelse«: en hændelse, der finder sted i eller uden for Unionen, hvor en kilde eller en række tæt forbundne kilder på et anlæg udleder over 100 kg metan pr. time
63)
»afstemningsproces«: undersøgelse og forklaring af årsagerne til eventuelle statistisk betydelige uoverensstemmelser mellem kvantificering på kildeniveau og måling af metanemissioner på anlægsniveau.
Artikel 3
Operatørernes omkostninger
1.   Ved fastsættelse eller godkendelse af tariffer eller af de metoder, som transmissionssystemoperatører, distributionssystemoperatører, LNG-facilitetsoperatører eller andre regulerede enheder, herunder, hvis det er relevant, operatører af underjordiske gaslagre, skal anvende, tager tilsynsmyndighederne efter artikel 57 i forordning (EU) 2019/944 og kapitel X i direktiv (EU) 2024/1788 hensyn til de omkostninger og investeringer, der er afholdt for at opfylde forpligtelserne i nærværende forordning, for så vidt som de svarer til en effektiv og strukturelt sammenlignelig reguleret enhed og er gennemsigtige.
De i stk. 2 omhandlede investeringsomkostninger pr. enhed kan af tilsynsmyndighederne anvendes til at benchmarke operatørers omkostninger.
2.   Hvert tredje år opstiller og offentliggør Den Europæiske Unions Agentur for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (ACER) et sæt indikatorer og tilsvarende referenceværdier til sammenligning af investeringsomkostninger pr. enhed i forbindelse med måling, kvantificering, overvågning, rapportering, verifikation og reduktion af metanemissioner, herunder fra lækager, afblæsning og afbrænding, for sammenlignelige projekter.
De relevante regulerende myndigheder omhandlet i stk. 1 og de relevante regulerede enheder forelægger ACER alle de data, der er nødvendige for at foretage den sammenligning, der er omhandlet i dette stykkes første afsnit.
KAPITEL 2
KOMPETENTE MYNDIGHEDER OG UAFHÆNGIG VERIFIKATION
Artikel 4
Kompetente myndigheder
1.   Hver medlemsstat udpeger en eller flere kompetente myndigheder, der er ansvarlige for overvågning og håndhævelse af anvendelsen af denne forordning.
Medlemsstaterne meddeler Kommissionen navne og kontaktoplysninger på deres kompetente myndigheder senest den 5. februar 2025. Medlemsstaterne underretter hurtigst muligt Kommissionen om eventuelle ændringer af navne eller kontaktoplysninger på deres kompetente myndigheder.
2.   Kommissionen offentliggør en liste over kompetente myndigheder og opdaterer den regelmæssigt efter modtagelse af en meddelelse om enhver ændring fra en medlemsstat.
3.   Medlemsstaterne sikrer, at de kompetente myndigheder opretter et kontaktpunkt og har tilstrækkelige beføjelser og ressourcer til at udføre de opgaver, der er fastsat i denne forordning.
Artikel 5
De kompetente myndigheders opgaver
1.   De kompetente myndigheder træffer under udførelsen af deres opgaver de nødvendige foranstaltninger for at sikre, at denne forordning overholdes.
2.   Operatører, foretagender, mineselskaber og importører yder de kompetente myndigheder al den bistand, der er nødvendig, for at de kompetente myndigheder kan udføre deres opgaver i henhold til denne forordning, navnlig med hensyn til fremlæggelse af dokumentation eller optegnelser, adgang til anlægget, og, hvis anlægget er beliggende offshore, transport til eller fra anlægget.
3.   De kompetente myndigheder samarbejder med hinanden, med Kommissionen og kan samarbejde med myndigheder i tredjelande for at sikre overholdelse af denne forordning. Kommissionen opretter et netværk af kompetente myndigheder for at fremme samarbejdet, der omfatter de nødvendige ordninger til udveksling af oplysninger, navnlig om overvågning, regulering og overholdelse, og bedste praksis, og for at afholde høringer. De etablerede kontaktpunkter hos de kompetente myndigheder støtter disse aktiviteter.
4.   Når rapporter skal offentliggøres i overensstemmelse med denne forordning, offentliggør de kompetente myndigheder dem gratis på et nærmere angivet websted og i et frit tilgængeligt og maskinlæsbart format, der kan downloades.
I tilfælde, hvor oplysninger tilbageholdes af en eller flere af de grunde, der er omhandlet i artikel 4 i direktiv 2003/4/EF, eller, hvis det er relevant, i henhold til EU-retten om beskyttelse af personoplysninger, angiver de kompetente myndigheder, hvilken type oplysninger der hemmeligholdes og årsagerne hertil.
Artikel 6
Inspektioner
1.   Inspektioner omfatter rutinemæssige inspektioner for operatører og mineselskaber og ikkerutinemæssige inspektioner for operatører, foretagender, mineselskaber og importører, jf. denne artikel.
2.   Inspektioner omfatter, hvor det er relevant, kontrol af anlæg eller revisioner på stedet, undersøgelse af dokumentation og optegnelser, der påviser overholdelse af kravene i denne forordning, detektion og måling af metanemissioner samt eventuelle opfølgende tiltag, der træffes af eller på vegne af de kompetente myndigheder for at kontrollere og fremme overholdelse af kravene i denne forordning.
Hvis der under en inspektion konstateres en alvorlig overtrædelse af denne forordning, udfærdiger de kompetente myndigheder som led i den rapport, der er omhandlet i stk. 5, en meddelelse om udbedrende tiltag, som operatøren, foretagendet, mineselskabet eller importøren skal træffe, med klare tidsfrister for disse tiltag.
Alternativt kan de kompetente myndigheder beslutte at pålægge operatøren, foretagendet, mineselskabet eller importøren senest én måned fra den dato, hvor inspektionen afsluttes, at forelægge den relevante kompetente myndighed en række udbedrende tiltag til at afhjælpe de alvorlige overtrædelser, de har konstateret, med henblik på godkendelse. Sådanne tiltag medtages i den rapport, der er omhandlet i stk. 5.
3.   Den første rutinemæssige inspektion gennemføres senest den 5. maj 2026. Efter den første rutinemæssige inspektion udarbejder de kompetente myndigheder programmer med henblik på rutinemæssige inspektioner på grundlag af en risikovurdering. De kompetente myndigheder kan træffe afgørelse om omfanget og frekvensen af rutinemæssige inspektioner baseret på en vurdering af de risici, der er forbundet med det enkelte anlæg, såsom miljørisikoen, herunder den samlede indvirkning af alle metanemissioner som en forureningskilde, risici for menneskers sikkerhed og sundhed samt eventuelle konstaterede overtrædelser af denne forordning.
Perioden mellem inspektionerne må ikke overstige 3 år. Hvis der under en inspektion konstateres en alvorlig overtrædelse af denne forordning, finder den efterfølgende inspektion sted inden for ti måneder.
4.   Uden at dette berører denne artikels stk. 3 foretager de kompetente myndigheder ikkerutinemæssige inspektioner for at:
a)
undersøge begrundede klager som omhandlet i artikel 7 og tilfælde af manglende overholdelse hurtigst muligt efter den dato, hvor de kompetente myndigheder får kendskab til sådanne klager eller manglende overholdelse og senest ti måneder efter denne dato
b)
sikre, hvor de kompetente myndigheder skønner det relevant, at der er foretaget lækagereparationer eller udskiftning af komponenter i overensstemmelse med artikel 14, og at der er gennemført mitigerende foranstaltninger i overensstemmelse med artikel 18, 22 og 26
c)
sikre overholdelse, hvis der er indrømmet en dispensation i henhold til artikel 14, stk. 5
d)
verificere, hvor de kompetente myndigheder skønner det relevant, foretagendernes og importørernes overholdelse af denne forordning.
5.   Efter hver inspektion udarbejder de kompetente myndigheder en rapport med en angivelse af retsgrundlaget for inspektionen, de procedurer, der er fulgt, de relevante resultater og anbefalinger om yderligere tiltag fra operatørens, foretagendets, mineselskabets eller importørens side, herunder fristerne for deres gennemførelse.
Hvis det er relevant, kan de kompetente myndigheder udarbejde én rapport, der dækker flere inspektioner af aktiver, anlæg og komponenter tilhørende samme operatør, foretagende, mineselskab eller importør, forudsat at sådanne inspektioner foretages inden næste rutineinspektion.
Rapporten meddeles den pågældende operatør, det pågældende foretagende, det pågældende mineselskab eller den pågældende importør og gøres offentligt tilgængelig senest to måneder efter inspektionsdatoen. Hvis inspektionen blev udløst af en klage, der blev indgivet i overensstemmelse med artikel 7, meddeler de kompetente myndigheder klageren, når rapporten er offentligt tilgængelig.
Rapporten gøres offentligt tilgængelig af de kompetente myndigheder i overensstemmelse med direktiv 2003/4/EF. I tilfælde, hvor oplysninger tilbageholdes af en eller flere af de grunde, der er omhandlet i nævnte direktivs artikel 4, angiver de kompetente myndigheder i rapporten, hvilken type oplysninger der tilbageholdes, og årsagerne hertil.
6.   Hvis det i den rapport, der er omhandlet i stk. 5, konkluderes, at en operatør, et foretagende, et mineselskab eller en importør ikke overholder kravene i denne forordning, træffer vedkommende alle nødvendige foranstaltninger til sikring af, at driften overholder denne forordning. Foranstaltningerne træffes hurtigst muligt inden for den frist, som de kompetente myndigheder har fastsat.
7.   Medlemsstaterne kan indgå formelle aftaler med Unionens relevante institutioner, organer, agenturer eller tjenestegrene eller med andre medlemsstater eller andre relevante mellemstatslige organisationer eller offentlige organer, hvis sådanne findes, om ydelse af specialiseret ekspertise til støtte for deres kompetente myndigheder, når de udøver de opgaver, som de er blevet tillagt ved denne artikel.
For så vidt angår dette stykke anses en mellemstatslig organisation eller et offentligt organ ikke som passende, hvis vedkommendes objektivitet kan blive bragt i fare på grund af en interessekonflikt.
Artikel 7
Klager
1.   Enhver fysisk eller juridisk person kan indgive en skriftlig klage til de kompetente myndigheder over en operatørs, et foretagendes, et mineselskabs eller en importørs potentielle overtrædelse af denne forordning.
2.   Klagen skal være behørigt underbygget og indeholde tilstrækkelig dokumentation for den påståede overtrædelse.
3.   Hvis det viser sig, at klagen ikke indeholder tilstrækkelige beviser til at berettige en undersøgelse, underretter de kompetente myndigheder klageren inden for en rimelig frist, men højst to måneder efter modtagelsen af klagen, om årsagen til deres beslutning om ikke at indlede en undersøgelse.
Dette stykke finder ikke anvendelse, hvis klager, der ikke er tilstrækkeligt underbyggede, indgives gentagne gange, og de kompetente myndigheder derfor anser det som misbrug.
4.   Med forbehold af stk. 3 og den gældende nationale ret, holder de kompetente myndigheder klageren underrettet om de skridt, der er taget i proceduren, og informerer klageren, hvis det er relevant, om passende alternative klagemuligheder såsom adgang til nationale domstole eller enhver anden national eller international klageprocedure.
5.   Med forbehold af den gældende nationale ret, og på grundlag af sammenlignelige procedurer fastsætter og offentliggør de kompetente myndigheder vejledende frister for at træffe afgørelse om klager.
Artikel 8
Verifikationsaktiviteter og verifikationserklæring
1.   Verifikatorer udfører verifikationsaktiviteter for at vurdere, om de emissionsrapporter, som operatører, foretagender, mineselskaber eller importører forelægger dem, er i overensstemmelse med kravene i denne forordning. Disse verifikationsaktiviteter omfatter en gennemgang af alle de datakilder og metoder, der er anvendt for at vurdere pålideligheden, troværdigheden og nøjagtigheden af emissionsrapporterne, herunder navnlig følgende:
a)
valg og anvendelse af emissionsfaktorer
b)
de metoder, beregninger, prøveudtagninger eller statistiske fordelinger, der muliggør fastlæggelsen af metanemissioner
c)
eventuelle risici for uhensigtsmæssig måling eller rapportering
d)
eventuelle kvalitetskontrol- eller kvalitetssikringssystemer, som operatøren, foretagendet, mineselskabet eller importøren benytter.
2.   Ved udførelsen af de verifikationsaktiviteter, der er omhandlet i denne artikels stk. 1, anvender verifikatorerne de standarder og tekniske forskrifter, alt efter hvad der er relevant, for måling og kvantificering af metanemissioner, og mitigering fastsat i henhold til artikel 32.
Indtil anvendelsesdatoen for disse standarder og tekniske forskrifter, alt efter hvad der er relevant, skal operatører, foretagender, mineselskaber og importører, alt efter hvad der er relevant, give verifikatorerne oplysninger om de relevante standarder, herunder europæiske eller andre internationale standarder, eller metoder, som de anvender, med henblik på verifikationsaktiviteter.
Verifikationsaktiviteterne omfatter også, hvor det er relevant, anmeldt og uanmeldt kontrol af anlæg for at vurdere pålideligheden, troværdigheden og nøjagtigheden af de anvendte datakilder og metoder.
3.   De verifikationsaktiviteter, der er omhandlet i denne artikel, skal bringes i overensstemmelse med europæiske eller andre internationale standarder og metoder for verifikatorer med henblik på at begrænse byrden for operatører, foretagender, mineselskaber eller importører og de kompetente myndigheder og skal tage behørigt hensyn til karakteren af de verifikationsaktiviteter og retningslinjer, som Kommissionen har udstedt i denne henseende.
4.   Hvis verifikatoren efter verifikatorens vurdering med rimelig sikkerhed konkluderer, at emissionsrapporten overholder kravene i denne forordning, udsteder verifikatoren en verifikationserklæring, der attesterer emissionsrapportens overensstemmelse og angiver de udførte verifikationsaktiviteter.
Verifikatoren udsteder kun en verifikationserklæring, hvis pålidelige, troværdige og nøjagtige data og oplysninger gør det muligt at bestemme metanemissionerne med rimelig sikkerhed, og forudsat at de rapporterede data er i overensstemmelse med de skønnede data, og at de er fuldstændige og konsekvente.
Hvis verifikatoren efter verifikatoren vurdering konkluderer, at emissionsrapporten ikke overholder kravene i denne forordning, underretter verifikatoren operatøren, foretagendet, mineselskabet eller importøren om denne konklusion og giver begrundet feedback til operatøren, foretagendet, mineselskabet eller importøren ud fra anerkendte standarder. Operatøren, foretagendet, mineselskabet eller importøren forelægger hurtigst muligt og inden for den frist, der er fastsat af verifikatoren, en revideret emissionsrapport for verifikatoren.
5.   Operatøren, foretagendet, mineselskabet og importøren yder verifikatoren al den bistand, der er nødvendig for, at denne kan udføre verifikationsaktiviteterne, navnlig med hensyn til adgang til anlægget og fremlæggelse af dokumentation eller optegnelser.
Artikel 9
Verifikatorers uafhængighed og akkreditering eller bemyndigelse
1.   Verifikatorer er uafhængige af operatørerne, foretagenderne, mineselskaberne og importørerne og udfører verifikationsaktiviteter i henhold til denne forordning i offentlighedens interesse. I denne henseende må hverken verifikatoren eller nogen del af den samme juridiske enhed være en operatør, et foretagende, et mineselskab eller en importør, eller eje en operatør, et foretagende, et mineselskab eller en importør eller være ejet af en operatør, et foretagende, et mineselskab eller en importør.
Verifikatorer må ikke have forbindelser med operatører, foretagender, mineselskaber eller importører, som kan påvirke deres uafhængighed og upartiskhed.
2.   Verifikatorer, som er juridiske personer, akkrediteres af et nationalt akkrediteringsorgan i henhold til forordning (EF) nr. 765/2008.
Såfremt nærværende forordning ikke indeholder særskilte bestemmelser om akkreditering af verifikatorer, finder forordning (EF) nr. 765/2008 anvendelse.
3.   Medlemsstaterne kan beslutte at bemyndige fysiske personer til at være verifikatorer med henblik på denne forordning. Disse verifikatorer godkendes af en anden national myndighed end det nationale akkrediteringsorgan, der er udpeget i henhold til artikel 4, stk. 1, i forordning (EF) nr. 765/2008.
4.   Hvis en medlemsstat beslutter at anvende stk. 3, sikrer den, at den relevante nationale myndighed overholder denne forordning og forsyner Kommissionen og de øvrige medlemsstater med al den dokumentation, der er nødvendig for at verificere kompetencen hos de verifikatorer, som er bemyndiget i henhold til nævnte stykke.
Artikel 10
Anvendelse og udveksling af oplysninger
1.   I forbindelse med opfyldelsen af deres opgaver og udøvelsen af deres beføjelser i henhold til denne forordning tager Kommissionen, de kompetente myndigheder og verifikatorerne hensyn til de oplysninger, der er gjort offentligt tilgængelige af det internationale observationsorgan for metanemissioner (IMEO) eller Oil and Gas Methane Partnership (OGMP), eller andre relevante international tilgængelige oplysninger, navnlig oplysninger om:
a)
aggregering af metanemissionsdata i overensstemmelse med relevante statistiske metoder
b)
verifikation og validering af de metoder og statistiske processer, som industrien anvender til at kvantificere metanemissionsdata
c)
udvikling af dataaggregerings- og analysemetoder i overensstemmelse med god videnskabelig og statistisk praksis for at opnå mere nøjagtige metanemissionsskøn med passende karakterisering af usikkerheden
d)
offentliggørelse af aggregerede rapporterede data efter primær kilde og efter rapporteringsniveau, klassificeret efter driftsaktiver og ikkedriftsaktiver, hvis sådanne findes, i overensstemmelse med konkurrence- og fortrolighedskravene
e)
rapportering af resultater vedrørende væsentlige uoverensstemmelser mellem datakilder, hvilket bidrager til at opbygge mere robuste videnskabelige metoder
f)
rapportering af superudledende hændelser, der identificeres igennem et system for tidlig detektion og varsling.
2.   Kommissionen forelægger IMEO offentligt tilgængelige metanemissionsdata, som den anser for relevante, og som de kompetente myndigheder har stillet til rådighed for Kommissionen i overensstemmelse med denne forordning.
KAPITEL 3
METANEMISSIONER I OLIE- OG GASSEKTOREN
Artikel 11
Anvendelsesområde
Dette kapitel finder anvendelse på de aktiviteter, der er omhandlet i artikel 1, stk. 2, litra a), b) og c).
Artikel 12
Overvågning og rapportering
1.   Senest den 5. august 2025 forelægger operatøren de kompetente myndigheder en rapport med den kvantificering af metanemissioner på kildeniveau, der er skønnet som minimum ved hjælp af generiske emissionsfaktorer for alle kilder. Denne rapport kan indeholde en kvantificering af metanemissioner på kildeniveau i overensstemmelse med kravene i stk. 2 for nogle eller alle kilder.
2.   Operatører og foretagender, der er etableret i Unionen, forelægger de kompetente myndigheder i den medlemsstat, hvor aktivet befinder sig, en rapport med kvantificering af metanemissioner på kildeniveau:
a)
for driftsaktiver senest den 5. februar 2026, og
b)
for ikkedriftsaktiver senest den 5. februar 2027, hvor disse aktiver ikke er rapporteret i henhold til litra a).
Hvis direkte måling ikke er mulig, skal rapporteringen omfatte anvendelse af specifikke emissionsfaktorer baseret på kvantificering eller prøveudtagning på kildeniveau.
3.   Operatører og foretagender, der er etableret i Unionen, forelægger de kompetente myndigheder i den medlemsstat, hvor aktivet befinder sig, en rapport med kvantificering af metanemissioner på kildeniveau, suppleret med målinger af metanemissioner på anlægsniveau, hvilket gør det muligt at vurdere og sammenligne med skønnene på kildeniveau aggregeret for hvert anlæg:
a)
for driftsaktiviteter senest den 5. februar 2027 og senest den 31. maj hvert år herefter, og
b)
for ikkedriftsaktiver senest den 5. august 2028 og senest den 31. maj hvert år herefter, hvor disse aktiver ikke er rapporteret i henhold til litra a).
Før rapporten forelægges de kompetente myndigheder, sikrer operatører og foretagender, at rapporten vurderes af en verifikator og indeholder en verifikationserklæring, der er udstedt i overensstemmelse med artikel 8.
4.   De rapporter, der er omhandlet i denne artikel, dækker det senest tilgængelige kalenderår og indeholder som minimum følgende oplysninger:
a)
type og placering af emissionskilderne
b)
detaljerede data for hver type emissionskilde rapporteret i ton metan og i ton CO
2
-ækvivalenter ved hjælp af globale opvarmningspotentialer som defineret i den sjette vurderingsrapport fra Det Mellemstatslige Panel om Klimaændringer (IPCC)
c)
detaljerede oplysninger om kvantificeringsmetoderne
d)
alle metanemissioner for driftsaktiver
e)
ejerandel og metanemissioner fra ikkedriftsaktiver ganget med ejerandelen
f)
en liste over de enheder, der har operationel kontrol over ikkedriftsaktiverne.
Kommissionen fastlægger ved hjælp af gennemførelsesretsakter en rapporteringsmodel for rapporterne, der er omhandlet i denne artikel, idet den tager hensyn til de allerede eksisterende nationale opgørelsesrapporter og de seneste tekniske vejledningsdokumenter og rapporteringsmodeller fra OGMP. Disse gennemførelsesretsakter vedtages efter rådgivningsproceduren, jf. artikel 35, stk. 2.
Indtil vedtagelsen af de relevante gennemførelsesretsakter anvender operatørerne og foretagenderne de tekniske vejledningsdokumenter og rapporteringsmodeller fra OGMP 2.0 til opstrømsaktiviteter og til midtstrøms- og nedstrømsaktiviteter, alt efter hvad der er relevant.
5.   De målinger og kvantificeringer, der er omhandlet i denne artikel, foretages i overensstemmelse med de standarder og tekniske forskrifter, der er fastsat i henhold til artikel 32, alt efter hvad der er relevant. Indtil anvendelsesdatoen for disse standarder eller tekniske forskrifter følger operatører og foretagender den nyeste industripraksis og anvender de bedste tilgængelige teknologier til måling og kvantificering af metanemissioner. I den forbindelse kan operatører og foretagender, der er etableret i Unionen, anvende de seneste tekniske vejledningsdokumenter fra OGMP 2.0, som er godkendt senest den 4. august 2024, til sådanne formål.
Operatører og foretagender giver kompetente myndigheder og verifikatorer oplysninger om de anvendte standarder, herunder europæiske eller andre internationale standarder eller metoder.
6.   Operatører og foretagender, der er etableret i Unionen, sammenligner kvantificering af metanemissioner på kildeniveau og måling af metanemissioner på anlægsniveau. Hvis der er statistisk betydelige uoverensstemmelser mellem kvantificering på kildeniveau og måling af metanemissioner på anlægsniveau, skal operatører og foretagender:
a)
straks underrette de kompetente myndigheder inden udgangen af rapporteringsperioden
b)
gennemføre en afstemningsproces hurtigst muligt og underrette den kompetente myndighed om resultaterne af afstemningsprocessen, herunder dokumentation og støttedokumenter om nødvendigt, senest den næste rapporteringsperiode.
Afstemningsprocessen skal behandle mulige årsager til uoverensstemmelserne, herunder som minimum nøjagtigheden og hensigtsmæssigheden af de teknologier og de metoder, der anvendes til kvantificering på kildeniveau og måling på anlægsniveau af metanemissioner, eller eventuel datausikkerhed i resultaterne som følge af de valgte metoder, teknologier eller ekstrapoleringen af resultater.
Med henblik på afstemningsprocessen skal operatørerne og foretagenderne overveje yderligere kvantificering på kildeniveau eller målinger på anlægsniveau for at tilvejebringe den nødvendige dokumentation til at redegøre for årsagerne til uoverensstemmelserne. På grundlag af resultaterne af afstemningsprocessen gennemfører operatører og foretagender efterfølgende justeringer i numeriske værdier af kvantificering på kildeniveau eller målinger på anlægsniveau, hvis det er relevant.
Hvis de kompetente myndigheder mener, at de oplysninger, som operatøren eller foretagendet har forelagt i henhold til første afsnit, litra b), ikke i tilstrækkelig grad redegør for årsagerne til uoverensstemmelserne, kan de kompetente myndigheder anmode operatøren eller foretagendet om at fremlægge yderligere oplysninger eller gennemføre yderligere tiltag.
7.   I tilfælde, hvor oplysninger er fortrolige i overensstemmelse med Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2016/943 
(
24
)
, angiver de berørte operatører eller foretagender i rapporten, hvilken type oplysninger der hemmeligholdes og årsagerne hertil.
8.   De kompetente myndigheder stiller de i denne artikel omhandlede rapporter til rådighed for offentligheden og Kommissionen i overensstemmelse med artikel 5, stk. 4, senest tre måneder efter at de relevante operatører eller foretagender har forelagt dem.
Artikel 13
Generel mitigeringsforpligtelse
Operatørerne træffer alle passende mitigerende foranstaltninger for at forebygge og minimere metanemissioner under driften.
Artikel 14
Lækagedetektion og -reparation
1.   Senest den 5. maj 2025 for eksisterende anlæg og senest seks måneder efter datoen for idriftsættelse af nye anlæg forelægger operatørerne et program for lækagedetektion- og reparation (»LDAR-programmet«) for de kompetente myndigheder.
LDAR-programmet skal indeholde en detaljeret beskrivelse af LDAR-undersøgelserne og -aktiviteterne, herunder specifikke tidsfrister, der skal gennemføres i overensstemmelse med denne artikel, bilag I, del 1 og 2, og de relevante standarder og tekniske forskrifter, alt efter hvad der er relevant, der er fastlagt i henhold til artikel 32. Hvis der foretages ændringer i LDAR-programmet, forelægger operatørerne et ajourført LDAR-program for de kompetente myndigheder så hurtigt som muligt.
Indtil anvendelsesdatoen for standarderne eller de tekniske forskrifter, der er fastlagt i henhold til artikel 32, følger operatører den nyeste industripraksis og de bedste teknologier, der er kommercielt tilgængelig, til LDAR-undersøgelser. Operatører giver kompetente myndigheder og verifikatorer oplysninger om de anvendte standarder, herunder internationale standarder, eller metoder.
De kompetente myndigheder kan kræve, at operatøren ændrer LDAR-programmet under hensyntagen til kravene i denne forordning.
2.   Operatørerne indleder den første type 2-LDAR-undersøgelse af alle komponenter, som de er ansvarlige for, i overensstemmelse med LDAR-programmet så hurtigt som muligt fra den 4. august 2024.
Under alle omstændigheder gennemfører operatørerne den første type 2-LDAR-undersøgelse senest den 5. august 2025 for eksisterende anlæg. Uden at det berører de frekvenser, der er fastsat i bilag I, del 1, kan operatører betragte en type 2-LDAR-undersøgelse, der udføres mellem den 3. august 2022 og den 4. august 2024 som den første type 2-LDAR-undersøgelse.
Senest ni måneder efter datoen for idriftsættelsen af nye anlæg gennemfører operatørerne den første type 2-LDAR-undersøgelse af alle komponenter, som de er ansvarlige for, i overensstemmelse med LDAR-programmet.
Efter at have gennemført den første type 2-LDAR-undersøgelse gennemfører operatørerne type 1- og type 2-LDAR-undersøgelser med følgende frekvenser:
a)
for overjordiske og underjordiske komponenter, bortset fra distributions- og transmissionsnet, i overensstemmelse med de minimumsfrekvenser, der er anført i bilag I, del 1, punkt 1
b)
for komponenter i distributions- og transmissionsnet i overensstemmelse med de minimumsfrekvenser, der er anført i bilag I, del 1, punkt 2
c)
for alle offshorekomponenter i overensstemmelse med de minimumsfrekvenser, der er anført i bilag I, del 1, punkt 3
d)
for alle andre komponenter i overensstemmelse med de minimumsfrekvenser, der er anført i bilag I, del 1, punkt 4.
3.   Uden at det berører forpligtelsen til at gennemføre type 2-LDAR-undersøgelser i overensstemmelse med denne artikel, kan operatører, når det er nødvendigt at gennemføre en type 1-LDAR-undersøgelse, vælge at gennemføre en type 2-LDAR-undersøgelse i stedet for en type 1-LDAR-undersøgelse.
4.   Som led i LDAR-undersøgelser kan operatørerne anvende avancerede detektionsteknologier, forudsat at:
a)
de kompetente myndigheder godkender deres anvendelse heraf i forbindelse med LDAR-programmet
b)
målingen foretages for hver enkelt potentiel emissionskilde, og
c)
de avancerede detektionsteknologier overholder kravene som fastsat i stk. 7 og 8 og er i overensstemmelse med kravene i bilag I, del 2.
5.   Uanset denne artikels stk. 2, fjerde afsnit, kan der, hvis operatører, der producerer eller behandler olie eller naturgas, på grundlag af målinger fra de fem foregående år, der er blevet rapporteret af driftslederne i overensstemmelse med artikel 12 og vurderet af en verifikator, fremlægger dokumentation for, at mindre end 1 % af alle deres komponenter og delkomponenter på hvert anlæg lækker, og at de samlede metanemissioner forbundet med disse lækager udgør mindre end 0,08 % af den samlede mængde af gas eller 0,015 % af den samlede mængde af behandlet eller udvundet olie, anvendes andre LDAR-undersøgelsesfrekvenser for komponenter på anlæg, hvor der ikke er konstateret lækager, med forbehold af de kompetente myndigheders godkendelse, og forudsat at følgende gør sig gældende:
a)
for alle komponenter på behandlingssteder gennemføres der type 1-LDAR-undersøgelser mindst hver 12. måned
b)
for mindst 25 % af alle komponenter på behandlingssteder gennemføres der type 2-LDAR-undersøgelser hver 12. måned, mens alle komponenter kontrolleres mindst hver 48. måned
c)
for alle komponenter på produktionssteder gennemføres der type 1-LDAR-undersøgelser mindst hver 36. måned
d)
for alle komponenter på produktionssteder gennemføres der type 2-LDAR-undersøgelser mindst hver 60. måned.
Hvis 1 % eller mere af alle komponenter og delkomponenter på hvert anlæg efter LDAR-undersøgelserne gennemført i overensstemmelse med dette stykkes første afsnit lækker, eller hvis de aggregerede metanemissioner, der er forbundet med disse lækager, udgør mere end 0,08 % af den samlede mængde af gas eller 0,015 % af den samlede mængde af behandlet eller udvundet råolie, er den pågældende operatør omfattet af forpligtelserne i henhold til stk. 2 på det pågældende anlæg.
Den kompetente myndighed underretter Kommissionen om de dispensationer, der indrømmes i henhold til dette stykke, og foretager ikkerutinemæssige inspektioner, jf. artikel 6, stk. 4.
6.   LDAR-undersøgelser gennemføres med detektionsanordninger, der gør det muligt at identificere følgende lækager for hver komponenttype:
a)
på et niveau, der ligger så tæt som muligt på hver enkelt potentiel emissionskilde for overjordiske komponenter og komponenter over havoverfladen
b)
ved grænsefladen mellem jorden og atmosfæren for underjordiske komponenter som første trin og, hvis der påvises en lækage som fastlagt i den gennemførelsesretsakt, der vedtages i overensstemmelse med stk. 7, så tæt på emissionskilden som muligt som andet trin
c)
anvendelse af de bedste detektionsteknikker, der er kommercielt tilgængelige for offshorekomponenter under havoverfladen eller under havbunden.
7.   Kommissionen skal senest den 5. august 2025 ved hjælp af en gennemførelsesretsakt specificere:
a)
de minimumsdetektionsgrænser og detektionsteknikker, der skal anvendes for de forskellige detektionsanordninger, der bruges for at opfylde kravene til alle komponenter i punkt 8
b)
de tærskler, der finder anvendelse på første trin i LDAR-undersøgelserne, og som skal anvendes for at opfylde kravene til underjordiske komponenter i punkt 8.
Disse minimumsdetektionsgrænser, teknikker og tærskler baseres på de bedste tilgængelige teknologier og de bedste tilgængelige detektionsteknikker under hensyntagen til de forskellige typer komponenter og LDAR-undersøgelser. Denne gennemførelsesretsakt vedtages efter undersøgelsesproceduren, jf. artikel 35, stk. 3.
Indtil vedtagelsen af denne gennemførelsesretsakt anvender operatørerne for at opfylde kravene i stk. 8 de bedste tilgængelige teknologier og de bedste tilgængelige detektionsteknikker i overensstemmelse med fabrikantens specifikationer for drift og vedligeholdelse.
8.   Operatørerne reparerer eller udskifter alle komponenter, der konstateres at udlede metan på eller over følgende niveauer ved standardtemperatur og -tryk og ved hjælp af detektionsanordninger i overensstemmelse med fabrikantens specifikationer for drift og vedligeholdelse:
a)
for type 1-LDAR-undersøgelser: 7 000 ppm metanmængde eller 17 gram metan pr. time
b)
for type 2-LDAR-undersøgelser:
i)
500 ppm metanmængde eller 1 gram metan pr. time for overjordiske komponenter og for offshorekomponenter over havoverfladen
ii)
1 000 ppm metanmængde eller 5 g metan pr. time på det andet trin i LDAR-undersøgelser af underjordiske komponenter
iii)
7 000 ppm metanmængde eller 17 gram pr. time for offshorekomponenter under havoverfladen eller under havbunden.
9.   De komponenter, der er omhandlet i stk. 8, repareres eller udskiftes umiddelbart efter detektion. Hvis reparationen ikke kan udføres umiddelbart efter detektion, forsøges den hurtigst muligt og senest 5 dage efter detektionen, og den skal være afsluttet inden for 30 dage efter detektionen.
Hvis en operatør kan påvise, at reparationen eller udskiftningen ikke lykkes eller ikke er mulig inden for fem dage for et første forsøg, eller hvis operatøren forventer, at en fuldstændig reparation ikke er mulig inden for 30 dage af sikkerhedsmæssige, administrative eller tekniske hensyn, underretter operatøren de kompetente myndigheder og forelægger dokumentation herfor sammen med reparations- og overvågningsplaner, der som minimum omfatter de elementer, der er anført i bilag II, senest 12 dage efter detektionen.
Disse reparations- og overvågningsplaner skal indeholde al den nødvendige dokumentation, der begrunder enhver forsinkelse. De skal garantere, at miljøpåvirkningen minimeres, samtidig med at sikkerhedsmæssige, administrative og tekniske hensyn tages i betragtning. De kompetente myndigheder kan kræve, at operatøren ændrer reparations- og overvågningsplanerne under hensyntagen til kravene i denne forordning. Under alle omstændigheder foretages reparationen eller udskiftningen hurtigst muligt.
Operatørerne prioriterer reparation af større lækager.
Reparationer eller udskiftninger som omhandlet i dette stykke skal anvende de bedste teknologier, der er kommercielt tilgængelig, og som yder langsigtet beskyttelse mod fremtidig lækage.
Sikkerhedsmæssige, administrative og tekniske hensyn som omhandlet i dette stykke begrænses til:
a)
sikkerheden for personale og andre personer i umiddelbar nærhed af den påviste lækage
b)
eventuelle negative miljøvirkninger, hvis operatøren kan påvise, at disse virkninger vil være større end de miljømæssige fordele, f.eks. hvis en reparation kan føre til et højere samlet niveau af metanemissioner, end det ville være tilfældet uden reparationen
c)
tilgængelighed af en komponent, herunder planlagt vedligeholdelse, krav i tilladelsesprocessen eller krævet administrativ tilladelse
d)
manglende tilgængelighed af reservedele, der er nødvendige for at reparere komponenten eller udskifte komponenterne, og
e)
en betydeligt forringet gasforsyningssituation, der sandsynligvis vil føre til et kriseniveau som omhandlet i artikel 11, stk. 1, i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2017/1938 
(
25
)
.
10.   Hvis en eller flere af betingelserne i stk. 9, sjette afsnit, litra a)-e), gælder, og en nedlukning er nødvendig, før reparationen eller udskiftningen kan foretages, minimerer operatørerne lækagen senest 24 timer efter detektionen og reparerer lækagen senest ved afslutningen af den næste planlagte nedlukning eller inden for et år, alt efter hvad der kommer først, medmindre udførelse af en tidligere reparation med rimelighed kan forventes at føre til en situation, hvor mængden af metan, der afblæses under reparationen, højst sandsynligt ville være betydeligt højere end mængden af metan, der ville lække uden reparation, eller medmindre udførelse af en tidligere reparation med rimelighed kan forventes at føre til forsyningssikkerhedsproblemer i små forbundne systemer som defineret i direktiv (EU) 2019/944.
En operatør forelægger straks de kompetente myndigheder al den nødvendige dokumentation, der begrunder beslutningen om at udsætte reparationen.
En beslutning om at udsætte reparationen på grund af sikkerhedsmæssige, administrative og tekniske hensyn skal godkendes af de kompetente myndigheder og skal indgå i reparations- og overvågningsplanerne. De kompetente myndigheder kan kræve, at den pågældende operatør ændrer reparations- og overvågningsplanerne under hensyntagen til kravene i denne forordning.
11.   Operatører udarbejder straks, ajourfører og stiller en fortegnelse over alle beslutninger om at udsætte reparationen i henhold til denne artikel fuldt ud til rådighed for de kompetente myndigheder, herunder al nødvendig dokumentation, der begrunder hver beslutning og de tilhørende reparations- og overvågningsplaner.
12.   Uanset stk. 2 undersøger operatørerne komponenter, der viste sig at udlede:
a)
på metanniveauer, der er lig med eller højere end tærsklerne fastsat i stk. 8 ved standardtemperatur og -tryk under en tidligere LDAR-undersøgelse, umiddelbart efter den reparation, der er foretaget i henhold til stk. 9, og senest 45 dage derefter for at sikre, at reparationen har været vellykket, og
b)
på metanniveauer, der er lavere end tærsklerne fastsat i stk. 8 ved standardtemperatur og -tryk, senest tre måneder efter den dato, hvor emissionerne blev påvist, for mindst én gang at kontrollere, om størrelsen af metantab har ændret sig, og om reparation er påkrævet.
Hvis der viser sig at være en højere sikkerhedsrisiko eller en højere risiko for metanlækage, kan de kompetente myndigheder anbefale, at der foretages mere frekvente LDAR-undersøgelser af de relevante komponenter.
13.   Uden at det berører rapporteringsforpligtelserne i henhold til stk. 14, registrerer operatørerne alle identificerede lækager, uanset deres størrelse, og fører regelmæssigt tilsyn med dem og sikrer, at de repareres i overensstemmelse med stk. 9.
Operatøren opbevarer optegnelsen i mindst ti år og stiller disse oplysninger til rådighed for de kompetente myndigheder, hvis de anmoder herom.
14.   Hvert år forelægger operatørerne alle reparations- og overvågningsplaner og en rapport, der sammenfatter resultaterne af alle LDAR-undersøgelser, der er udført i løbet af det foregående år, for de kompetente myndigheder i den medlemsstat, hvor de relevante aktiver befinder sig.
De kompetente myndigheder kan kræve, at operatørerne ændrer rapporten eller reparations- og overvågningsplanerne under hensyntagen til kravene i denne forordning.
15.   Operatørerne kan uddelegere enhver af de opgaver, der er fastsat i denne artikel. Uddelegering af opgaver berører ikke operatørernes ansvar og må ikke påvirke effektiviteten af de kompetente myndigheders tilsyn.
16.   Medlemsstaterne sikrer, at LDAR-tjenesteydere og operatører har adgang til certificering, akkrediteringsordninger eller tilsvarende kvalifikationsordninger, herunder passende uddannelsesprogrammer, i forbindelse med LDAR-undersøgelserne.
17.   Uden at det berører Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2008/56/EF 
(
26
)
 og 2013/30/EU 
(
27
)
, kan de kompetente myndigheder beslutte at undtage offshoreoliekomponenter og -gaskomponenter, som er placeret på deres område i en vanddybde på mere end 700 meter, fra kravene i henhold til denne artikel, hvis den pågældende operatør kan fremlægge solid dokumentation for, at indvirkningen på klimaet af potentielle metanemissioner fra disse komponenter med stor sandsynlighed vil være ubetydelig.
Artikel 15
Restriktioner for afblæsning og afbrænding
1.   Afblæsning er forbudt undtagen under de omstændigheder, der er fastsat i denne artikel. Rutinemæssig afbrænding er forbudt.
2.   Afblæsning eller afbrænding er kun tilladt i tilfælde af en nødsituation eller en funktionsfejl.
3.   Uanset stk. 2 er afblæsning eller afbrænding tilladt, hvis det er uundgåeligt og strengt nødvendigt og under forudsætning af, at rapporteringsforpligtelserne i artikel 16 overholdes.
Afblæsning og afbrænding anses for at være uundgåelig og strengt nødvendig i følgende særlige situationer, hvor afblæsning eller afbrænding, alt efter hvad der er relevant, ikke helt kan undgås eller er nødvendig af sikkerhedsmæssige årsager:
a)
under normal drift af pneumatiske anordninger, kompressorer, atmosfæriske tryklagertanke, prøveudtagnings- og måleanordninger og tørgastætninger eller andre komponenter, der er udformet til afblæsning, forudsat at et sådant udstyr opfylder de standarder eller tekniske forskrifter, der er fastlagt i henhold til artikel 32, og vedligeholdes korrekt for at minimere metantab
b)
ved fjernelse eller oprensning af væskeansamling i en brønd ved atmosfærisk tryk
c)
under måling eller prøveudtagning af en lagertank eller anden lavtryksbeholder, forudsat at tanken eller beholderen overholder de standarder eller tekniske forskrifter, der er fastlagt i henhold til artikel 32
d)
under overførsel af væsker fra en lagertank eller anden lavtryksbeholder til et transportkøretøj, forudsat at tanken eller beholderen overholder de standarder eller tekniske forskrifter, der er fastlagt i henhold til artikel 32
e)
under reparation, vedligeholdelse, afprøvningsprocedurer og demontering, herunder udblæsning og trykaflastning af udstyr for at foretage reparation og vedligeholdelse
f)
under en »bradenhead test«
g)
under en »packer leakage test«
h)
under en produktionstest, der varer mindre end 24 timer
i)
hvor metan ikke opfylder afgasningsledningsspecifikationerne, forudsat at operatøren analyserer metanprøver to gange om ugen for at fastslå, om specifikationerne er opfyldt, og leder metan ind i en afgasningsledning, så snart rørledningsspecifikationerne er opfyldt
j)
under idriftsættelse af rørledninger, udstyr eller anlæg, dog kun så længe det er nødvendigt for at udrense urenheder, der er tilført fra rørledningen eller udstyret
k)
under pigging, udblæsning med henblik på reparation, demontering eller rensning af en rørledning med henblik på reparation eller vedligeholdelse, og kun hvis gassen ikke kan indesluttes eller omdirigeres til en uberørt del af rørledningen.
4.   Hvis afblæsning er tilladt i henhold til stk. 2 og 3, må operatørerne kun foretage afblæsning, hvis afbrænding ikke er teknisk mulig på grund af manglende brændbarhed eller manglende evne til at opretholde en flamme, skaber risiko for, at driftens eller personalets sikkerhed bringes i fare, eller hvis den vil have en værre miljøpåvirkning med hensyn til metanemissioner. I en sådan situation skal operatørerne som led i rapporteringsforpligtelserne i artikel 16 underrette de kompetente myndigheder og fremlægge dokumentation for, at det er nødvendigt at bruge afblæsning i stedet for afbrænding.
5.   Afblæsningsudstyr skal erstattes med emissionsfrie alternativer, hvis disse er kommercielt tilgængelige, og hvis de opfylder de standarder eller tekniske forskrifter for komponenter, som er udformet til afblæsning, der er fastlagt i henhold til artikel 32.
6.   Ud over betingelserne fastsat i stk. 2 og 3 må afbrænding kun være tilladt, hvis reinjektion, anvendelse på anlægget, lagring til senere brug eller udbud af metan til salg på et marked ikke er mulig af andre årsager end økonomiske hensyn. I en sådan situation skal operatøren som led i rapporteringsforpligtelserne i artikel 16 over for de kompetente myndigheder påvise, at det er nødvendigt at bruge afbrænding i stedet for enten reinjektion, anvendelse på anlægget, lagring til senere brug eller udbud af metan til salg på et marked.
7.   Hvis et anlæg bygges, udskiftes eller moderniseres helt, må operatørerne kun installere og anvende kommercielt tilgængelige kulstofneutrale pneumatiske anordninger, kompressorer, atmosfæriske tryklagertanke, prøveudtagnings- og måleanordninger og tørgastætninger. Hvis en del af et anlæg udskiftes eller moderniseres, må operatørerne i den del kun installere og anvende kommercielt tilgængelige kulstofneutrale pneumatiske anordninger, kompressorer, atmosfæriske tryklagertanke, prøveudtagnings- og måleanordninger og tørgastætninger.
8.   Operatørerne skal overholde denne artikel hurtigst muligt og under alle omstændigheder senest den 5. februar 2026 for eksisterende anlæg og senest 12 måneder efter datoen for idriftsættelse for nye anlæg. Hvis operatørerne ikke er i stand til at overholde denne artikel på grund af en ekstraordinær forsinkelse som følge af nødvendigheden af at indhente en tilladelse eller en anden administrativ godkendelse fra de relevante myndigheder eller manglende tilgængelighed af afblæsnings- eller afbrændingsudstyr, forelægger de en detaljeret gennemførelsesplan for de kompetente myndigheder. Planen skal indeholde tilstrækkelig dokumentation for, at de betingelser, der er fastsat i dette stykke, er opfyldt. De kompetente myndigheder kan kræve, at planen ændres.
Artikel 16
Rapportering af afblæsningshændelser og afbrændingshændelser
1.   Operatørerne underretter de kompetente myndigheder om afblæsningshændelser og afbrændingshændelser, som:
a)
er forårsaget af en nødsituation eller en funktionsfejl, eller
b)
varer i alt otte timer eller mere inden for 24 timer som følge af en enkelt hændelse.
Den underretning, der er omhandlet i første afsnit, foretages straks efter hændelsen og senest 48 timer efter hændelsens start eller det tidspunkt, hvor operatøren blev bekendt hermed, i overensstemmelse med elementerne i bilag III.
Uanset første afsnit rapporteres kontrolleret afbrænding, som finder sted under nedlukninger, i årsrapporten.
2.   Operatørerne forelægger de kompetente myndigheder årsrapporter om alle afblæsningshændelser og afbrændingshændelser som omhandlet i denne artikels stk. 1 og i artikel 15 i overensstemmelse med elementerne i bilag III og som led i den relevante rapport som omhandlet i artikel 12.
Artikel 17
Krav til afbrændingseffektivitet
1.   Hvis et anlæg bygges, udskiftes eller moderniseres helt eller delvis, eller hvis der installeres nye flammetårne eller andre forbrændingsanordninger, må operatørerne kun installere flammetårne eller forbrændingsanordninger med automatisk tænding eller kontinuerlig pilotbrænder og med en destruktions- og fjernelseseffektivitet ved hjælp af design på et niveau på mindst 99 %.
2.   Operatørerne sikrer, at alle flammetårne eller andre forbrændingsanordninger opfylder kravene i stk. 1 senest den 5. februar 2026.
3.   Operatørerne inspicerer flammetårne eller andre forbrændingsanordninger hver 15. dag i overensstemmelse med bilag IV, medmindre de ikke anvendes regelmæssigt. Hvis flammetårne eller andre forbrændingsanordninger ikke anvendes regelmæssigt, inspicerer operatørerne dem før hver anvendelse.
Som et alternativ til regelmæssige inspektioner kan operatørerne med forbehold af de kompetente myndigheders godkendelse anvende fjernovervågningssystemer eller automatiske overvågningssystemer som fastlagt i overensstemmelse med nr. 1) og 2) i bilag IV.
Hvis der konstateres uregelmæssigheder, undersøger operatørerne årsagen til uregelmæssigheden og afhjælper den inden for seks timer eller, i tilfælde af alvorlige vejrforhold eller andre ekstreme forhold, inden for seks timer efter at forholdene er normaliseret.
4.   Hvis der anvendes automatisk tænding eller kontinuerlige pilotbrændere, anvender operatørerne flammeovervågningsudstyr til konstant at overvåge hovedflammen eller pilotflammen for at sikre, at afblæsning ikke finder sted som følge af flammens slukning.
Artikel 18
Inaktive brønde, midlertidigt lukkede brønde og permanent lukkede og forladte brønde
1.   Senest den 5. august 2025 udarbejder og offentliggør medlemsstaterne en fortegnelse over alle inaktive brønde, midlertidigt lukkede brønde og permanent lukkede og forladte brønde på deres område eller under deres jurisdiktion, der er registreret, eller for hvilke der er oplysninger eller dokumentation til rådighed om deres placering, eller det med alle rimelige bestræbelser er muligt at finde frem til deres placering. Fortegnelsen skal som minimum indeholde elementerne i bilag V, del 1.
Medlemsstaterne vedligeholder og ajourfører denne fortegnelse, herunder ved at gøre alle rimelige bestræbelser på at lokalisere og dokumentere alle identificerede inaktive brønde, midlertidigt lukkede brønde og permanent lukkede og forladte brønde, der er placeret på deres område eller under deres jurisdiktion, på grundlag af en solid vurdering, der tager hensyn til de seneste videnskabelige resultater og de bedste tilgængelige teknikker.
2.   Uanset stk. 1 kan medlemsstater, der underretter Kommissionen om dokumentation for, at der på deres område eller under deres jurisdiktion findes i alt 40 000 eller flere registrerede inaktive brønde, midlertidigt lukkede brønde og permanent lukkede og forladte brønde, vedtage en plan for færdiggørelse af den fortegnelse, der er omhandlet i stk. 1, og kvantificering af metanemissioner eller påvisning af, at der ikke er metanemissioner, alt efter hvad der er relevant, i forbindelse med disse brønde, der som minimum indeholder elementerne i bilag V, del 1, og offentliggøre den, forudsat at:
a)
der senest den 5. august 2025 medtages mindst 20 % af disse brønde i fortegnelsen, idet inaktive brønde og midlertidigt lukkede brønde prioriteres
b)
der senest den 5. august 2026 medtages mindst 40 % af disse brønde i fortegnelsen
c)
der hver 12. måned efter den 5. august 2026 medtages mindst yderligere 15 % af disse brønde i fortegnelsen
d)
alle brønde medtages i fortegnelsen senest den 5. august 2030.
Denne plan godkendes af de kompetente myndigheder.
3.   Uden at det berører stk. 4, forelægges rapporter med oplysninger om kvantificering af metanemissioner og, hvis trykovervågningsudstyr forefindes, oplysninger om trykovervågning fra alle inaktive brønde og midlertidigt lukkede brønde for de kompetente myndigheder senest den 5. maj 2026 og senest den 31. maj hvert år derefter.
Disse rapporter omfatter kvantificering af metanemissioner til luft og vand og oplysninger om trykovervågning, hvor det er relevant, ved hjælp af de standarder eller tekniske forskrifter, der er fastlagt i henhold til artikel 32. Indtil anvendelsesdatoen for disse standarder eller tekniske forskrifter følger operatører og medlemsstater, alt efter hvad der er relevant, den nyeste industripraksis og anvender de bedste tilgængelige teknologier til måling og kvantificering af metanemissioner.
Hvis operatører eller medlemsstater rapporterer metanemissioner inden for rammerne af internationale eller regionale aftaler, som Unionen eller den relevante medlemsstat er part i, kan rapporterne omhandlet i dette stykke omfatte oplysninger, der rapporteres inden for rammerne af sådanne aftaler.
Rapporter vedrørende inaktive brønde og midlertidigt lukkede brønde i medlemsstater med i alt 40 000 eller flere inaktive brønde, midlertidigt lukkede brønde og permanent lukkede og forladte brønde forelægges senest 12 måneder efter, at hver af brøndene er medtaget i fortegnelsen, og senest den 31. maj hvert år derefter.
4.   Hvis de kompetente myndigheder modtager kvantificering af metanemissioner og, hvis trykovervågningsudstyr forefindes, trykovervågningsdata, der viser, at der ikke har været nogen metanemissioner fra en midlertidigt lukket onshorebrønd i de sidste fem år, ophører stk. 3 med at finde anvendelse på den pågældende brønd.
Hvis de kompetente myndigheder modtager kvantificering af metanemissioner og, hvis sådant trykovervågningsudstyr forefindes, trykovervågningsdata, der viser, at der ikke har været nogen metanemissioner fra en inaktiv offshorebrønd eller en midlertidigt lukket offshorebrønd i de sidste tre år, ophører stk. 3 med at finde anvendelse på den pågældende brønd.
5.   Hvis de kompetente myndigheder forelægges pålidelig dokumentation for væsentlige mængder af metanemissioner i en inaktiv offshorebrønd eller i en midlertidigt lukket brønd efter den periode, der er omhandlet i stk. 4, eller i en permanent lukket og forladt brønd, og hvis denne dokumentation er blevet bekræftet af en uafhængig tredjepart, træffer de kompetente myndigheder afgørelse om anvendelsen af de forpligtelser, der er fastsat i denne artikel med hensyn til midlertidigt lukkede brønde, på den pågældende brønd.
6.   Hvis metanemissioner påvises i inaktive brønde, midlertidigt lukkede brønde eller permanent lukkede og forladte brønde, træffer medlemsstaterne eller den ansvarlige part i henhold til stk. 8 alle de nødvendige foranstaltninger, de har til rådighed, med henblik på, alt efter hvad der er relevant, at retablere, regenerere og permanent lukke den pågældende brønd, hvis det er teknisk muligt og under hensyntagen til miljøpåvirkningen af det nødvendige arbejde i forhold til den dermed forbundne reduktion af metanemissionerne.
7.   Før rapporterne omhandlet i denne artikels stk. 3 forelægges de kompetente myndigheder, vurderes de af en verifikator, og de skal indeholde en verifikationserklæring, der er udstedt i overensstemmelse med artikel 8.
8.   Medlemsstaterne sikrer, at operatørerne opfylder de forpligtelser, der er fastsat i stk. 3-7 og 9. Hvis en operatør, ejer, rettighedshaver eller en part, der på anden måde er ansvarlig for brønden i henhold til national ret, forelægger den kompetente myndighed tilstrækkelig og pålidelig dokumentation for, at vedkommende ikke har tilstrækkelige finansielle midler til at opfylde disse forpligtelser, eller hvis den ansvarlige part ikke kan identificeres, bærer medlemsstaten ansvaret for disse forpligtelser.
9.   Senest den 5. august 2026 udarbejder medlemsstaterne eller den part, der er ansvarlig i henhold til stk. 8, en mitigeringsplan med henblik på at retablere, regenerere og permanent lukke inaktive brønde og midlertidigt lukkede brønde, der som minimum indeholder de elementer, der er fastsat i bilag V, del 2, og gennemfører den senest 12 måneder fra forelæggelsen af den første rapport omhandlet i stk. 3.
Hvis en medlemsstat eller den ansvarlige part, jf. stk. 8, kan påvise, at gennemførelsen af den pågældende mitigeringsplan ikke er mulig inden for denne frist af sikkerhedsmæssige, administrative eller tekniske hensyn, kan de uanset første afsnit udsætte gennemførelsen heraf. Mitigeringsplanen skal indeholde al den nødvendige dokumentation, der begrunder en sådan beslutning. Gennemførelsen skal i sådanne tilfælde finde sted hurtigst muligt, så det sikres, at slutdatoen for de mitigerende foranstaltninger for hver brønd ikke overstiger tre år fra forelæggelsen af den første rapport omhandlet i stk. 3.
De kompetente myndigheder kan kræve, at den ansvarlige part ændrer mitigeringsplanen under hensyntagen til kravene i denne forordning.
Medlemsstaterne eller den part, der er ansvarlig i henhold til stk. 8, ajourfører regelmæssigt mitigeringsplanen i overensstemmelse med den fortegnelse, der er omhandlet i stk. 1, og de rapporter, der er omhandlet i stk. 3, og eventuelle ændringer eller nye oplysninger som følge heraf og på grundlag af en solid vurdering, der tager hensyn til de seneste videnskabelige resultater og de bedste tilgængelige teknikker.
I mitigeringsplanerne anvendes den fortegnelse, der er omhandlet i stk. 1, og de rapporter, der er omhandlet i stk. 3, til at fastlægge prioriteter for aktiviteterne, herunder:
a)
retablering, regenerering og permanent lukning af brønde
b)
regenerering af tilhørende tilkørselsveje eller den omgivende jordbund under vand, alt efter hvad der er relevant
c)
genoprettelse af landområder, vandområder, havbunden og levesteder, der er påvirket af brønde og tidligere aktiviteter
d)
overvågning for at sikre, at lukkede brønde ikke er en kilde til metanemissioner i overensstemmelse med denne artikel.
10.   De kompetente myndigheder gennemgår rapporterne og mitigeringsplanerne omhandlet i denne artikel og stiller dem til rådighed for offentligheden og Kommissionen i overensstemmelse med artikel 5, stk. 4, senest tre måneder efter at operatøren har forelagt dem, eller en medlemsstat har færdiggjort en mitigeringsplan.
11.   Uden at det berører direktiv 2008/56/EF og 2013/30/EU, kan de kompetente myndigheder beslutte at undtage offshoreoliebrønde og -gasbrønde, som er placeret i en vanddybde på mere end 700 meter, fra kravene i henhold til denne artikels stk. 3 eller 9, hvis der kan fremlægges solid dokumentation for, at indvirkningen på klimaet af potentielle metanemissioner fra disse brønde med stor sandsynlighed vil være ubetydelig.
12.   Uden at det berører direktiv 2008/56/EF og 2013/30/EU og med forbehold af de kompetente myndigheders godkendelse, kan midlertidigt lukkede offshorebrønde og permanent lukkede og forladte brønde, som er placeret i en vanddybde på mellem 200 og 700 meter, undtages fra kravene i henhold til denne artikels stk. 3 eller 9, hvis operatøren kan påvise, at indvirkningen på klimaet af potentielle metanemissioner fra disse brønde med stor sandsynlighed vil være ubetydelig under henvisning til en miljøkonsekvensvurdering, der blev foretaget før boringen eller efter ulykker under driften.
KAPITEL 4
METANEMISSIONER I KULSEKTOREN
Afsnit I
Overvågning og rapportering i aktive kulminer
Artikel 19
Anvendelsesområde
1.   Dette afsnit finder anvendelse på aktive underjordiske miner og kulminer i åbne brud.
2.   Metanemissioner som følge af aktive underjordiske kulminer omfatter følgende emissioner:
a)
metanemissioner fra alle ventilationsskakter, der anvendes af mineselskabet
b)
metanemissioner fra drænstationer og fra drænsystemet for metan, uanset om de forekommer som følge af tilsigtet eller utilsigtet afblæsning eller ufuldstændig forbrænding fra afbrænding
c)
metanemissioner, der forekommer under aktiviteter efter udvinding og inden for kulminens område.
3.   Metanemissioner som følge af aktive kulminer i åbne brud omfatter følgende emissioner:
a)
metanemissioner, der forekommer ved kulminen under minedriften
b)
metanemissioner, der forekommer under aktiviteter efter udvinding og inden for kulminens område.
Artikel 20
Overvågning og rapportering
1.   For underjordiske kulminer skal mineselskaber foretage kontinuerlige direkte målinger og kvantificering på kildeniveau på alle ventilationsskakter til udtømning. Mineselskaber skal rapportere metanemissioner pr. ventilationsskakt pr. år i kiloton metan til de kompetente myndigheder ved hjælp af udstyr og metoder, der resulterer i en målenøjagtighed med en tolerance på 0,5 kiloton metan pr. år eller 5 % af den rapporterede mængde, alt efter hvilken værdi der er lavest.
2.   Drænstationsoperatører skal foretage kontinuerlige direkte målinger og kvantificering på kildeniveau af de samlede udledninger af afblæst og afbrændt metan, uanset årsagerne til en sådan afblæsning og afbrænding.
3.   For kulminer i åbne brud skal mineselskaber anvende depotspecifikke metanemissionsfaktorer for kulminer til at kvantificere metanemissioner fra minedrift. Mineselskaber fastlægger disse emissionsfaktorer kvartalsvis i overensstemmelse med relevante videnskabelige standarder og under hensyntagen til metanemissioner fra omgivende lag.
4.   De målinger og den kvantificering, der er omhandlet i stk. 1, 2 og 3, foretages i overensstemmelse med de gældende standarder eller tekniske forskrifter, der er fastlagt i henhold til artikel 32. Indtil anvendelsesdatoen for disse standarder eller tekniske forskrifter følger mineselskaber den nyeste industripraksis og anvender de bedste tilgængelige teknologier til måling og kvantificering af metanemissioner. Mineselskaber giver kompetente myndigheder og verifikatorer oplysninger om de anvendte standarder, herunder internationale standarder, eller metoder.
For så vidt angår kontinuerlige direkte målinger og kvantificering på kildeniveau som omhandlet i stk. 1 og 2, hvor en del af måleudstyret ikke er i drift i en vis periode, kan aflæsninger fra perioder, hvor udstyret var i drift, anvendes til at skønne data på et pro rata-grundlag for den periode, hvor udstyret ikke var i drift.
Det udstyr, der anvendes til kontinuerlige direkte målinger og kvantificering på kildeniveau som omhandlet i stk. 1 og 2, skal være i drift i mere end 90 % af den periode, hvori det anvendes til overvågning af metanemissioner, bortset fra nedetid i forbindelse med rekalibrering og reparationer.
5.   Mineselskaber giver, hvis det er relevant, et skøn over metanemissioner efter kuludvinding ved hjælp af emissionsfaktorer for aktiviteter efter kuludvinding, der ajourføres årligt, på grundlag af depotspecifikke kulprøver og i overensstemmelse med relevante videnskabelige standarder.
6.   Senest den 5. august 2025 og senest den 31. maj hvert år derefter forelægger mineselskaber og drænstationsoperatører de kompetente myndigheder en rapport med data om årlige metanemissioner på kildeniveau i overensstemmelse med denne artikel.
Rapporten skal omfatte det senest tilgængelige kalenderår og indeholde de elementer, der er anført i bilag VI, del 1, for aktive underjordiske kulminer, bilag VI, del 2, for aktive kulminer i åbne brud og bilag VI, del 3, for drænstationer.
Før rapporterne omhandlet i dette stykke forelægges de kompetente myndigheder, sikrer mineselskaber og drænstationsoperatører, at de vurderes af en verifikator og indeholder en verifikationserklæring, der er udstedt i overensstemmelse med artikel 8.
7.   De kompetente myndigheder stiller rapporterne omhandlet i denne artikel til rådighed for offentligheden og Kommissionen i overensstemmelse med artikel 5, stk. 4, senest tre måneder efter mineselskabernes forelæggelse.
Afsnit II
Mitigering af metanemissioner som følge af aktive underjordiske kulminer
Artikel 21
Anvendelsesområde
Dette afsnit finder anvendelse på metanemissioner fra underjordiske kulminer som omhandlet i artikel 19, stk. 2.
Artikel 22
Mitigerende foranstaltninger
1.   Afbrænding med en destruktions- og fjernelseseffektivitet ved hjælp af design på et niveau under 99 % og afblæsning af metan fra drænsystemer er forbudt fra den 1. januar 2025, medmindre der er tale om en nødsituation eller en funktionsfejl, eller hvis det er uundgåeligt og strengt nødvendigt for vedligeholdelse, eller medmindre der er tale om afblæsning i overensstemmelse med stk. 2. I sådanne tilfælde må drænstationsoperatørerne kun foretage afblæsning, hvis afbrænding ikke er teknisk mulig eller skaber risiko for, at driftens eller personalets sikkerhed bringes i fare. I en sådan situation skal drænstationsoperatørerne som led i rapporteringsforpligtelserne i artikel 23 over for de kompetente myndigheder påvise nødvendigheden af afblæsning i stedet for afbrænding.
2.   Afblæsning af metan gennem ventilationsskakter i kulminer, der udleder mere end 5 ton metan pr. kiloton udvundet kul, bortset fra kokskulminer, er forbudt fra den 1. januar 2027, medmindre der er tale om en nødsituation.
Afblæsning af metan gennem ventilationsskakter i kulminer, der udleder mere end 3 ton metan pr. kiloton udvundet kul, bortset fra kokskulminer, er forbudt fra den 1. januar 2031, medmindre der er tale om en nødsituation.
Disse tærskler finder anvendelse pr. år pr. mine og pr. operatør, hvis en enhed driver flere kulminer.
Foranstaltninger, der træffes i overensstemmelse med dette stykke, må ikke føre til forringelse af arbejdstagernes sikkerhed.
3.   Senest den 5. august 2027 vedtager Kommissionen en delegeret retsakt i overensstemmelse med artikel 34 med henblik på at supplere denne forordning ved at fastsætte restriktioner for afblæsning af metan fra ventilationsskakter til kokskulminer.
4.   Uden at det berører artikel 107 og 108 i traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde (TEUF), kan medlemsstaterne anvende en incitamentsordning med henblik på at reducere metanemissioner baseret på gebyrer, afgifter eller sanktioner som omhandlet i artikel 33 for at sikre, at operatører af eksisterende kulminer opfylder forpligtelserne i nærværende artikels stk. 1 og 2.
Artikel 23
Rapportering af afblæsningshændelser og afbrændingshændelser
1.   Fra den 1. januar 2025 skal drænstationsoperatører underrette de kompetente myndigheder om alle afblæsningshændelser og alle afbrændingshændelser med en destruktions- og fjernelseseffektivitet ved hjælp af design på et niveau under 99 %:
a)
forårsaget af en nødsituation eller en funktionsfejl
b)
der er uundgåelige på grund af vedligeholdelse af drænsystemet.
Underretningen foretages i overensstemmelse med bilag VII straks efter hændelsen og senest 48 timer efter hændelsens start eller det tidspunkt, hvor operatøren blev bekendt hermed.
2.   De kompetente myndigheder stiller de oplysninger, som forelægges dem i henhold til denne artikel, til rådighed for offentligheden og Kommissionen én gang om året i overensstemmelse med artikel 5, stk. 4.
Afsnit III
Metanemissioner fra lukkede underjordiske kulminer og forladte underjordiske kulminer
Artikel 24
Anvendelsesområde
Dette afsnit finder anvendelse på følgende metanemissioner fra lukkede underjordiske kulminer og forladte underjordiske kulminer, hvor kulproduktionen ophørte efter den 3. august 1954:
a)
metanemissioner fra alle ventilationsskakter, som fortsat udleder metan
b)
metanemissioner fra kulmineudstyr, som ikke længere anvendes
c)
metanemissioner fra andre veldefinerede punktemissionskilder som specificeret i bilag VIII, del 1.
Artikel 25
Overvågning og rapportering
1.   Senest den 5. august 2025 opretter og offentliggør medlemsstaterne en fortegnelse over alle lukkede underjordiske kulminer og forladte underjordiske kulminer på deres område eller under deres jurisdiktion, hvor driften ophørte efter den 3. august 1954, i overensstemmelse med den metode og under medtagelse som minimum af de elementer, der er anført i bilag VIII, del 1.
2.   Fra den 5. maj 2026 måles metanemissioner i alle lukkede underjordiske kulminer og forladte underjordiske kulminer, hvor driften ophørte efter den 3. august 1954.
Der installeres måleudstyr på alle de elementer, som er anført i bilag VIII, del 1, punkt 1.5, og som på grundlag af fortegnelsen i denne artikels stk. 1 har vist sig at udlede over 0,5 ton metan pr. år. Måleudstyret skal tage direkte målinger på kildeniveau eller foretage kvantificering på kildeniveau i overensstemmelse med de gældende standarder eller tekniske forskrifter, der er fastlagt i henhold til artikel 32, som minimum på timebasis og af tilstrækkelig kvalitet til at muliggøre et repræsentativt skøn over årlige metanemissioner fra alle de elementer, der er anført i bilag VIII, del 1, punkt 1.5, og som har vist sig at udlede metan. Indtil anvendelsesdatoen for disse standarder eller tekniske forskrifter følger mineselskaber den nyeste industripraksis og anvender de bedste tilgængelige teknologier til måling og kvantificering af metanemissioner. Mineselskaber giver kompetente myndigheder og verifikatorer oplysninger om de anvendte standarder, herunder europæiske eller andreinternationale standarder, tekniske forskrifter eller metoder.
Måleudstyret skal være i drift i mere end 90 % af den tid, hvor det anvendes til overvågning af metanemissioner, bortset fra nedetid i forbindelse med rekalibrering og reparation.
3.   Hvis de observerede årlige metanemissioner fra et element, der er anført i bilag VIII, del 1, punkt 1.5, er under 1 ton metan i seks på hinanden følgende år for oversvømmede underjordiske kulminer eller 12 på hinanden følgende år for ikkeoversvømmede underjordiske kulminer, foretages der ingen yderligere overvågning og rapportering for det pågældende specifikke element.
4.   Efter anmodning fra den ansvarlige part kan de kompetente myndigheder undtage lukkede underjordiske kulminer og forladte underjordiske kulminer fra kravene i denne artikels stk. 2 og 3 og bilag VIII, del 1, punkt 1.5, hvis den ansvarlige part påviser, at disse miner har været fuldt oversvømmede i mindst 10 år forud for datoen for anmodningen.
Anmodningen ledsages af en rapport fra den ansvarlige part. Rapporten skal påvise stabiliseringen af de hydrogeologiske forhold og fraværet af væsentlige mængder af metanemissioner fra den relevante kulmine. De kompetente myndigheder gør rapporten offentligt tilgængelig i overensstemmelse med national ret.
5.   Hvis de kompetente myndigheder modtager pålidelig dokumentation for væsentlige mængder af metanemissioner fra en lukket underjordisk kulmine eller forladt underjordisk kulmine som omhandlet i stk. 4, finder de forpligtelser, der er fastsat i stk. 2 og 3, anvendelse på den pågældende kulmine.
6.   Rapporter med skøn over data for årlige metanemissioner på kildeniveau forelægges de kompetente myndigheder senest den 5. august 2026 og senest den 31. maj hvert år derefter.
Rapporterne skal dække det senest tilgængelige kalenderår og omfatte de elementer, der er anført i bilag VIII, del 2.
Før rapporterne omhandlet i dette stykke forelægges de kompetente myndigheder, vurderes de af en verifikator. De skal indeholde en verifikationserklæring, der er udstedt i overensstemmelse med artikel 8.
7.   Mineselskaberne eller medlemsstaterne er ansvarlige for overholdelsen af de krav, der er omhandlet i denne artikels stk. 2-6, for så vidt angår lukkede underjordiske kulminer. Medlemsstaterne er ansvarlige for overholdelsen af de krav, der er omhandlet i denne artikels stk. 2-6, for så vidt angår forladte underjordiske kulminer. I tilfælde af alternativ anvendelse af forladte underjordiske kulminer er indehaveren af tilladelsen omhandlet i artikel 26, stk. 3, ansvarlig for overholdelsen af de krav, der er omhandlet i nærværende artikels stk. 2, 3 og 6.
8.   De kompetente myndigheder stiller rapporterne omhandlet i denne artikel til rådighed for offentligheden og Kommissionen i overensstemmelse med artikel 5, stk. 4, senest tre måneder efter den ansvarlige parts forelæggelse.
Artikel 26
Mitigerende foranstaltninger
1.   På grundlag af den fortegnelse, der er omhandlet i artikel 25, udarbejder og gennemfører medlemsstaterne en mitigeringsplan for at håndtere metanemissioner fra lukkede underjordiske kulminer og forladte underjordiske kulminer, hvor driften ophørte efter den 3. august 1954.
Mitigeringsplanen forelægges de kompetente myndigheder senest den 5. februar 2027. Den skal omfatte vigtige milepæle for dens gennemførelse og som minimum de elementer, der er anført i bilag VIII, del 3.
2.   Afblæsning og afbrænding fra udstyr som omhandlet i artikel 25, stk. 2, er forbudt fra den 1. januar 2030, medmindre anvendelse af metan eller reduktion af metanemissioner ikke er teknisk mulig eller skaber risiko for, at miljøsikkerheden, menneskers sikkerhed, herunder personalets, eller sundhed bringes i fare. I en sådan situation skal mineselskaberne eller medlemsstaterne som led i rapporteringsforpligtelserne i artikel 25 påvise nødvendigheden af afblæsning eller afbrænding i stedet for anvendelse af metan eller reduktion af metanemissioner.
3.   Alternativ anvendelse af forladte underjordiske kulminer er tilladt efter en tilladelsesprocedure, der er tilpasset den specifikke type alternativ anvendelse af den forladte underjordiske kulmine. Ansøgeren forelægger de kompetente myndigheder en detaljeret plan for foranstaltninger til at undgå metanemissioner. Indehaveren af tilladelsen skal opfylde overvågnings-, rapporterings- og mitigeringsforpligtelserne i henhold til artikel 25 og nærværende artikel.
4.   Uden at det berører gældende sektorspecifik EU-ret, tillades eksisterende bedste mitigeringspraksis for reduktion af metanemissioner for så vist angår lukkede underjordiske kulminer.
KAPITEL 5
METANEMISSIONER FRA RÅOLIE, NATURGAS OG KUL, DER BRINGES I OMSÆTNING PÅ EU-MARKEDET
Artikel 27
Krav til importører
1.   Senest den 5. maj 2025 og senest den 31. maj hvert år derefter forelægger importører de oplysninger, der er anført i bilag IX, for de kompetente myndigheder i den medlemsstat, hvor de er etableret. Undlader importører helt eller delvis at forelægge disse oplysninger, giver de disse kompetente myndigheder en velunderbygget begrundelse for en sådan undladelse og fastlægger de foranstaltninger, de har truffet for at indhente disse oplysninger.
Kommissionen tillægges beføjelser til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 34 for at ændre denne forordning ved at ændre de oplysninger, som importørerne skal forelægge.
2.   Senest den 5. august 2025 og senest den 31. august hvert år derefter forelægger medlemsstaterne Kommissionen de oplysninger, som importørerne har forelagt.
Kommissionen stiller oplysningerne til rådighed i overensstemmelse med artikel 30.
Artikel 28
Ækvivalens af overvågnings-, rapporterings- og verifikationsforanstaltninger
1.   Fra den 1. januar 2027 påviser importører over for og rapporterer i overensstemmelse med artikel 27, stk. 1, til de kompetente myndigheder i den medlemsstat, hvor de er etableret, at de kontrakter, der er indgået eller fornyet den 4. august 2024 eller derefter, om levering af råolie, naturgas eller kul produceret uden for Unionen kun omfatter råolie, naturgas eller kul, som er underlagt overvågnings-, rapporterings- og verifikationsforanstaltninger anvendt på producentniveau, der svarer til dem, som er fastsat i denne forordning.
2.   For kontrakter, der er indgået inden den 4. august 2024, om levering af råolie, naturgas eller kul produceret uden for Unionen gør importørerne sig alle rimelige bestræbelser på at kræve, at råolie, naturgas eller kul er underlagt overvågnings-, rapporterings- og verifikationsforanstaltninger anvendt på producentniveau, der svarer til dem, som er fastsat i denne forordning. Disse bestræbelser kan omfatte ændring af de pågældende kontrakter.
Fra den 1. januar 2027 informerer importørerne årligt de kompetente myndigheder i den medlemsstat, hvor de er etableret, om resultaterne af sådanne bestræbelser som en del af de oplysninger, der skal forelægges i henhold til artikel 27, stk. 1, og giver i tilfælde af manglende opfyldelse en velunderbygget begrundelse til disse kompetente myndigheder for en sådan manglende opfyldelse og fastlægger de foranstaltninger, de har truffet som en del af disse bestræbelser.
3.   Kommissionen udsteder anbefalinger med fakultative standardbestemmelser vedrørende de oplysninger, der skal forelægges med henblik på stk. 1 og 2, som skal anvendes af importører, der bringer råolie, naturgas og kul i omsætning på EU-markedet i forbindelse med ændring eller fornyelse af eksisterende kontrakter eller indgåelse af nye kontrakter om levering af råolie, naturgas og kul.
4.   Medlemsstaternes kompetente myndigheder beskytter fortroligheden af de oplysninger, der modtages fra importører i henhold til denne artikel, i overensstemmelse med EU-retten. De kompetente myndigheder fremsender disse oplysninger til Kommissionen, som beskytter fortroligheden af sådanne oplysninger, i overensstemmelse med EU-retten.
5.   Med henblik på denne artikel anses overvågnings-, rapporterings- og verifikationsforanstaltninger for at svare til dem, der er fastsat i denne forordning, i følgende tilfælde:
a)
råolie, naturgas og kul er underlagt uafhængig tredjepartsverifikation svarende til den, der er fastsat i artikel 8 og 9, og producenten etableret i et tredjeland anvender:
i)
for så vidt angår råolie og naturgas overvågnings- og rapporteringsforanstaltninger, der sikrer kvantificering af metanemissioner, svarende til dem, der er fastsat i artikel 12, eller overvågning og rapportering på OGMP 2.0-niveau 5
ii)
for så vidt angår kul overvågnings- og rapporteringsforanstaltninger svarende til dem, der er fastsat i artikel 20, eller
b)
tredjelandet har indført en lovgivningsmæssig ramme for overvågning, rapportering og verifikation, der mindst svarer til den, der anvendes i Unionen, og anvender den på producenter og eksportører, der er etableret i det pågældende tredjeland og leverer råolie, naturgas eller kul til EU-markedet; tredjelandet har navnlig påvist, at de pågældende overvågnings- og rapporteringskrav som minimum sikrer kvantificering på kilde- og anlægsniveau og regelmæssig rapportering svarende til dem, der er fastsat i artikel 12 for råolie og naturgas og i artikel 20 for kul, og at der er indført effektiv verifikation foretaget af en uafhængig tredjepart svarende til den, der er fastsat i artikel 8 og 9, samt effektivt tilsyn og håndhævelse.
6.   Med henblik på stk. 5, litra b), fastsætter Kommissionen ved hjælp af en gennemførelsesretsakt proceduren og kravene vedrørende dokumentation, som et tredjeland skal fremlægge for at konstatere ækvivalens. Denne gennemførelsesretsakt vedtages efter undersøgelsesproceduren, jf. artikel 35, stk. 3.
Proceduren for konstatering af ækvivalens kan indledes efter anmodning fra et tredjeland eller af Kommissionen.
Kommissionen samarbejder aktivt med alle tredjelande, der eksporterer råolie, naturgas eller kul til EU-markedet, for at opnå deres samtykke til at indlede en sådan procedure under hensyntagen til den mængde, der importeres fra disse tredjelande, og deres potentiale til at reducere deres metanemissioner.
Kommissionen konstaterer kun ækvivalens ved hjælp af gennemførelsesakter for hvert relevant tredjeland, hvis tredjelandet opfylder samtlige betingelser i denne artikels stk. 5, litra b), og al krævet dokumentation er fremlagt. Disse gennemførelsesretsakter vedtages efter undersøgelsesproceduren, jf. denne forordnings artikel 35, stk. 3. Kommissionen undlader at vedtage sådanne gennemførelsesretsakter, hvis vedtagelsen heraf ville omgå restriktive foranstaltninger vedtaget i henhold til artikel 215 i TEUF, som begrænser import af råolie, naturgas eller kul.
Kommissionen kan til enhver tid tilbagekalde ækvivalens ved hjælp af en gennemførelsesretsakt, hvis tredjelandet ikke længere retligt eller i praksis opfylder betingelserne i denne artikels stk. 5, litra b), i en periode på mindst 12 måneder. Denne gennemførelsesretsakt vedtages efter undersøgelsesproceduren, jf. artikel 35, stk. 3. Inden vedtagelsen af gennemførelsesretsakten underretter Kommissionen tredjelandet om sine betænkeligheder og giver det mulighed for at fremføre sine synspunkter.
Når Kommissionen udarbejder de gennemførelsesretsakter, der er omhandlet i dette stykke, underretter den Koordinationsgruppen for Olie og Olieprodukter, der er nedsat ved Rådets direktiv 2009/119/EF 
(
28
)
, Gaskoordinationsgruppen, der er nedsat ved Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2017/1938 
(
29
)
, og Elektricitetskoordinationsgruppen, der er nedsat af Kommissionen, samt andre relevante interessenter. Disse gennemførelsesretsakter træder i kraft tidligst 30 kalenderdage efter vedtagelsen heraf.
7.   Importører er undtaget fra rapporteringsforpligtelserne i stk. 1 og 2, hvis de importerer råolie, naturgas eller kul fra et tredjeland, for hvilket der er konstateret ækvivalens i overensstemmelse med stk. 6.
8.   Fra den 4. august 2024 foreslår Kommissionen, og sigter mod Unionens indgåelse af, hvis det er hensigtsmæssigt og med forbehold af de gældende procedurer, samarbejdsrammer med tredjelande, hvorfra Unionen importerer råolie, naturgas eller kul, for at støtte dem i at etablere et overvågnings-, rapporterings- og verifikationssystem svarende til det, der er fastsat i denne forordning. Kommissionen anbefaler ikke, at sådanne samarbejdsrammer indgås, hvis disse rammer ville omgå restriktive foranstaltninger vedtaget i henhold til artikel 215 i TEUF om import af råolie, naturgas eller kul.
Artikel 29
Metanintensitet af produktionen af råolie, naturgas og kul
1.   Senest den 5. august 2028 og hvert år derefter for leveringskontrakter, der er indgået eller fornyet den 4. august 2024 eller derefter, rapporterer EU-producenter og, i henhold til artikel 27, stk. 1, EU-importører metanintensiteten af produktionen af råolie, naturgas og kul, som de bringer i omsætning på EU-markedet, til de kompetente myndigheder i den medlemsstat, hvor de er etableret, beregnet i overensstemmelse med den metode, der er fastsat i henhold til nærværende artikels stk. 4.
For så vidt angår kontrakter indgået inden den 4. august 2024 gør EU-producenter og, i henhold til artikel 27, stk. 1, EU-importører sig alle rimelige bestræbelser på at rapportere metanintensiteten af produktionen af råolie, naturgas og kul, som de bringer i omsætning på EU-markedet, til de kompetente myndigheder i den medlemsstat, hvor de er etableret, beregnet i overensstemmelse med den metode, der er fastsat i henhold til nærværende artikels stk. 4. Fra den 5. august 2028 rapporterer EU-producenter og importører, der bringer råolie, naturgas eller kul i omsætning på EU-markedet, årligt resultaterne af sådanne bestræbelser til de kompetente myndigheder i den medlemsstat, hvor de er etableret.
2.   Senest den 5. august 2030 og hvert år derefter påviser EU-producenter og -importører, der bringer råolie, naturgas eller kul i omsætning på EU-markedet i henhold til leveringskontrakter, der er indgået eller fornyet efter den 5. august 2030, over for de kompetente myndigheder i den medlemsstat, hvor de er etableret, at metanintensiteten af produktionen af råolie, naturgas og kul, som de bringer i omsætning på EU-markedet, beregnet i overensstemmelse med den metode, der er fastsat i henhold til med stk. 4, er under de maksimale metanintensitetsværdier, der er fastsat i overensstemmelse med stk. 6, for at fremme reduktionen af de globale metanemissioner for disse produkter.
3.   Medlemsstaternes kompetente myndigheder beskytter fortroligheden af de oplysninger, der modtages fra EU-producenter og -importører i henhold til denne artikel, i overensstemmelse med EU-retten. De kompetente myndigheder fremsender disse oplysninger til Kommissionen, som beskytter fortroligheden af sådanne oplysninger, i overensstemmelse med EU-retten.
4.   Senest den 5. august 2027 vedtager Kommissionen en delegeret retsakt i overensstemmelse med artikel 34 med henblik på at supplere denne forordning ved at fastsætte metoden til beregning på producentniveau af metanintensiteten af produktionen af råolie, naturgas og kul, der bringes i omsætning på EU-markedet. Metoden skal tage hensyn til forskellige produktionsprocesser og anlægsforhold samt eksisterende internationale metoder og bedste praksis til beregning af metanintensitet. Metoden skal være ikkeforskelsbehandlende og baseret på gennemsigtige og objektive kriterier. Ved udarbejdelsen af sådanne delegerede retsakter underretter Kommissionen Koordinationsgruppen for Olie og Olieprodukter, Gaskoordinationsgruppen, Elektricitetskoordinationsgruppen og andre relevante interessenter.
5.   Senest den 5. august 2029 vurderer Kommissionen den potentielle indvirkning af forskellige niveauer af maksimale metanintensitetsværdier i forbindelse med olie, naturgas og kul, der bringes i omsætning på EU-markedet på producentniveau, og forelægger en rapport for Europa-Parlamentet og Rådet. Rapporten skal indeholde en vurdering af den potentielle reduktion af globale metanemissioner, af dens indvirkning på energiforsyningssikkerheden på EU-plan og nationalt plan og på EU-økonomiens konkurrenceevne og af de potentielle globale og regionale markedsforvridninger. Rapporten skal også indeholde en markedsvurdering med hensyn til metanintensiteten af nuværende og fremtidige leverancer til Unionen indtil 2049 gennem både langfristede kontrakter og spotkøb. Vurderingen skal analysere situationen pr. medlemsstat under hensyntagen til kontraktmæssige forpligtelser, der er indgået inden den 4. august 2024, energiinfrastrukturkapaciteter og potentielle begrænsninger.
6.   På grundlag af den vurdering, der er omhandlet i stk. 5, og på grundlag af objektive kriterier vedtager Kommissionen delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 34 for at supplere denne forordning ved at fastsætte de maksimale metanintensitetsværdier i forbindelse med råolie, naturgas og kul, der bringes i omsætning på EU-markedet på producentniveau. De delegerede retsakter skal være i overensstemmelse med den metode til beregning af metanintensiteten af produktionen af råolie, naturgas og kul, der bringes i omsætning på EU-markedet, som er fastsat i overensstemmelse med denne artikel. De delegerede retsakter skal også specificere forskellige metanintensitetsklasser for råolie, naturgas og kul. De maksimale metanintensitetsværdier skal fastsættes særskilt for råolie, naturgas og kul og dække den eller de klasser, der præsterer bedst. De maksimale metanintensitetsværdier og metanintensitetsklasser skal tage hensyn til de forskellige kilder, produktionsprocesser og anlægsforhold og fastsættes på niveauer, der fremmer reduktioner af de globale metanemissioner i forbindelse med råolie, naturgas og kul, der bringes i omsætning på EU-markedet, samtidig med at energiforsyningssikkerheden bevares på EU-plan og nationalt plan, der sikres en afbalanceret distribution af mængderne af råolie, naturgas og kul, der bringes i omsætning på EU-markedet, samt ikkeforskelsbehandlende behandling, og EU-økonomiens konkurrenceevne beskyttes.
Artikel 30
Gennemsigtighedsdatabase for metan og metanpræstationsprofiler
1.   Senest den 5. februar 2026 opretter og vedligeholder Kommissionen en gennemsigtighedsdatabase for metan, som indeholder relevante oplysninger om medlemsstater og tredjelande, foretagender, importører og mængder af råolie, naturgas og kul, der bringes i omsætning på EU-markedet, navnlig de oplysninger, den forelægges i henhold til artikel 12, stk. 8, artikel 18, stk. 10, artikel 20, stk. 7, artikel 23, stk. 2, artikel 25, stk. 8, artikel 27, stk. 2, artikel 28, stk. 4, og artikel 29, stk. 3.
2.   Ud over de oplysninger, der er omhandlet i stk. 1, indeholder databasen mindst følgende oplysninger:
a)
en liste over tredjelande, hvor råolie, naturgas eller kul produceres, og hvorfra den eller det eksporteres til Unionen
b)
for hver medlemsstat eller hvert tredjeland, der er omhandlet i litra a), følgende oplysninger:
i)
om landet har indført obligatoriske reguleringsmæssige foranstaltninger vedrørende energisektorens metanemissioner, som omfatter de foranstaltninger, der er fastsat i denne forordning, vedrørende måling, rapportering, verifikation og mitigering af energisektorens metanemissioner, navnlig restriktioner for afblæsning og afbrænding
ii)
om landet har undertegnet Parisaftalen, der er vedtaget inden for rammerne af De Forenede Nationers rammekonvention om klimaændringer (UNFCCC), og om det har tilsluttet sig det globale metantilsagn
iii)
om landet indsender nationale opgørelsesrapporter i overensstemmelse med kravene i UNFCCC, hvis det er relevant
iv)
om de nationale opgørelsesrapporter, der indsendes i henhold til UNFCCC, omfatter niveau 3-rapportering af metanemissioner i energisektoren, hvis det er relevant, og specificerer de kategorier af metanemissioner, der er rapporteret på niveau 3
v)
mængden af metanemissioner i energisektoren angivet i de nationale opgørelsesrapporter, der indsendes i henhold til UNFCCC, hvis det er relevant, og hvorvidt disse data har været genstand for uafhængig verifikation
vi)
eventuelle elektroniske links til nationale datakilder med oplysninger om metanemissioner i energisektoren
c)
for hver medlemsstat en liste over importører, der bringer råolie, naturgas eller kul i omsætning på EU-markedet
d)
for hvert tredjeland som omhandlet i litra a) følgende oplysninger:
i)
en liste over producenter eller eksportører af råolie, naturgas eller kul til Unionen, alt efter hvad der er relevant, og om de har tilsluttet sig globale initiativer til reduktion af metanemissioner såsom OGMP og Zero Routine Flaring-initiativet
ii)
vejledende værdier, der estimerer metanemissioner i forbindelse med transport af råolie, naturgas og kul.
Gennemsigtighedsdatabasen for metan fungerer som et informationsværktøj, der skal være offentligt tilgængeligt og gratis.
Gennemsigtighedsdatabasen for metan angiver, hvor kvaliteten og pålideligheden af de forelagte oplysninger er blevet verificeret af uafhængige tredjeparter.
3.   Senest den 5. august 2026 offentliggør Kommissionen på grundlag af de oplysninger, der er tilgængelige i gennemsigtighedsdatabasen for metan, metanpræstationsprofilerne for medlemsstater og EU-producenter eller -importører, alt efter hvad der er relevant, som bringer råolie, naturgas eller kul i omsætning på EU-markedet, samt for tredjelande, hvorfra Unionen importerer råolie, naturgas eller kul, og for tredjelandsproducenter eller-eksportører, som leverer dem til Unionen.
4.   De metanpræstationsprofiler, der offentliggøres i overensstemmelse med stk. 3, ajourføres årligt og skal som minimum og, hvor det er relevant, indeholde:
a)
metanemissioner i forbindelse med råolie, naturgas og kul, der bringes i omsætning på EU-markedet, og en datakvalitetsvurdering for rapporterede metanemissioner, herunder niveauet af OGMP 2.0-rapportering, hvis det er relevant
b)
en vurdering af de bestræbelser, der er gjort for at overvåge, rapportere og reducere metanemissioner fra EU-producenter eller -importører samt fra tredjelandsproducenter eller -eksportører, som bringer råolie, naturgas eller kul i omsætning på EU-markedet, herunder pr. region, hvis det er relevant
c)
analyse af superudledende hændelser, der fandt sted i medlemsstater eller i tredjelande, hvorfra Unionen importerer råolie, naturgas eller kul, og hvordan disse hændelser blev håndteret.
5.   De metanpræstationsprofiler, der offentliggøres i overensstemmelse med stk. 3, gøres offentligt tilgængelige online gratis.
6.   Denne artikel finder anvendelse med forbehold af direktiv (EU) 2016/943.
Artikel 31
Globalt metanovervågningsværktøj og hurtig reaktionsmekanisme
1.   Senest den 5. august 2026 opretter Kommissionen et globalt metanovervågningsværktøj baseret på satellitdata og input fra flere certificerede dataleverandører og -tjenester, herunder Copernicuskomponenten i Unionens rumprogram oprettet ved forordning (EU) 2021/696. Med henblik herpå kan Kommissionen anvende eksisterende internationale værktøjer eller rammer, hvis sådanne forefindes.
Det globale metanovervågningsværktøj gøres offentligt tilgængeligt og sikrer regelmæssige ajourføringer som minimum med hensyn til forekomsten, omfanget og placeringen af hændelser med høj metanemission fra energikilder i eller uden for Unionen.
2.   Senest den 5. februar 2026 opretter Kommissionen en hurtig reaktionsmekanisme til håndtering af superudledende hændelser.
Kommissionen underretter straks den medlemsstat eller det tredjeland, under hvis jurisdiktion hændelsen har fundet sted, alt efter tilfældet, om en påvist superudledende hændelse. Hvis det er muligt, underretter Kommissionen også producenten med tilknytning til kilden eller sættet af forbundne kilder, der udleder metan. Underretningen skal indeholde en anmodning om straks at fremlægge yderligere oplysninger om den superudledende hændelse og de afhjælpende foranstaltninger, der er truffet eller planlægges truffet for at modvirke virkningen eller standse hændelsen, herunder den tidsramme, inden for hvilken disse foranstaltninger skal være iværksat. Kommissionen tager alle nødvendige kontakter for at indhente og verificere de oplysninger, der modtages i forbindelse med hændelsen, herunder, hvis det er relevant, i samarbejde med kompetente internationale organisationer. Med henblik herpå kan Kommissionen anvende eksisterende internationale værktøjer eller rammer, hvis sådanne forefindes.
3.   Kommissionen foreslår, at der på Unionens vegne etableres bilaterale dialoger med tredjelande, hvorfra Unionen importerer råolie, naturgas eller kul, med sigte på at fastlægge en ramme for informationsudveksling og et system til tidlig detektion og varsling med henblik på at påvise og advare hinanden om forekomsten af superudledende hændelser og afhjælpende foranstaltninger, der er truffet eller skal træffes for at forebygge eller standse sådanne hændelser. Disse dialoger tager også sigte på at identificere metoder til at fremskynde reduktionen af metanemissioner i energisektoren og kan om nødvendigt tilbyde udveksling af bedste praksis og rådgivning med henblik på at indføre overvågnings-, rapporterings-, verifikations- og reduktionsforanstaltninger svarende til dem, der er fastsat i denne forordning.
Kommissionen foreslår ikke, at der etableres bilaterale dialoger med tredjelande, hvis dette ville omgå restriktive foranstaltninger vedtaget i henhold til artikel 215 i TEUF om import af råolie, naturgas og kul.
4.   På grundlag af den overvågning, der foretages i forbindelse med de dialoger, der er omhandlet i stk. 2 og 3, holder Kommissionen Europa-Parlamentet og Rådet underrettet om underretninger om superudledende hændelser og gennemførelsen af afhjælpende foranstaltninger i Unionen og i tredjelande, hvorfra Unionen importerer råolie, naturgas eller kul, og enhver potentiel indvirkning på energiforsyningssikkerheden på EU-plan og nationalt plan.
5.   Denne artikel finder anvendelse med forbehold af direktiv (EU) 2016/943.
KAPITEL 6
AFSLUTTENDE BESTEMMELSER
Artikel 32
Standarder og tekniske forskrifter
1.   Kommissionen anmoder i overensstemmelse med artikel 10, stk. 1-5, i forordning (EU) nr. 1025/2012 en eller flere europæiske standardiseringsorganisationer om at udarbejde harmoniserede standarder for:
a)
måling og kvantificering af metanemissioner som omhandlet i artikel 12, stk. 5
b)
LDAR-undersøgelser som omhandlet i artikel 14, stk. 1
c)
udstyr som omhandlet i artikel 15, stk. 3 og 5
d)
kvantificering af metanemissioner som omhandlet i artikel 18, stk. 3, og
e)
måling og kvantificering af metanemissioner som omhandlet i artikel 20, stk. 4, og artikel 25, stk. 2.
Når Kommissionen har modtaget et udkast til standard fra en europæisk standardiseringsorganisation, vurderer den dets overensstemmelse med den relevante standardiseringsanmodning, med denne forordning og med anden gældende EU-ret.
Kommissionen tillægges beføjelser til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 34 med henblik på at supplere denne forordning ved at fastlægge obligatoriske standarder eller dele heraf som omhandlet i dette stykke.
2.   Hvis der ikke er vedtaget nogen delegeret retsakt i overensstemmelse med denne artikels stk. 1, tillægges Kommissionen beføjelser til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 34 med henblik på at supplere denne forordning ved at fastlægge obligatoriske tekniske forskrifter eller dele heraf med henblik på:
a)
måling og kvantificering af metanemissioner som omhandlet i artikel 12, stk. 5
b)
LDAR-undersøgelser som omhandlet i artikel 14, stk. 1
c)
udstyr som omhandlet i artikel 15, stk. 3 og 5
d)
kvantificering af metanemissioner som omhandlet i artikel 18, stk. 3, og
e)
måling og kvantificering af metanemissioner som omhandlet i artikel 20, stk. 4, og artikel 25, stk. 2.
Kommissionen kan kun vedtage disse delegerede retsakter, hvis den har afgivet en standardiseringsanmodning til en eller flere europæiske standardiseringsorganisationer, og én af følgende betingelser er opfyldt:
a)
anmodningen er ikke blevet accepteret
b)
de standarder, der er anmodet om, er ikke blevet leveret inden for den fastsatte frist
c)
de standarder, der er udviklet af de europæiske standardiseringsorganisationer, er ikke i overensstemmelse med anmodningen, eller
d)
de standarder, der er udviklet af den europæiske standardiseringsorganisation, anses for at være utilstrækkelige til helt eller delvis at dække kravene i denne forordning.
Artikel 33
Sanktioner
1.   Medlemsstaterne fastsætter regler om sanktioner, der skal anvendes i tilfælde af overtrædelser af denne forordning, og træffer alle nødvendige foranstaltninger for at sikre, at de anvendes.
Sanktionerne skal være effektive, stå i et rimeligt forhold til overtrædelsen og have afskrækkende virkning og skal som minimum omfatte:
a)
bøder, der står i et rimeligt forhold til miljøskaderne og indvirkningen på menneskers sikkerhed og sundhed, fastsat på et niveau, der:
i)
som minimum effektivt berøver de ansvarlige den økonomiske gevinst ved overtrædelsen på en effektiv måde, og
ii)
gradvist forhøjes for gentagne alvorlige overtrædelser
b)
tvangsbøder for at tvinge operatører, foretagender, mineselskaber eller importører til at bringe en overtrædelse til ophør, efterkomme en afgørelse, der pålægger gennemførelse af udbedrende tiltag eller korrigerende foranstaltninger, fremlægge oplysninger eller gennemgå en inspektion, alt efter hvad der er relevant.
Medlemsstaterne giver senest den 5. august 2025 Kommissionen meddelelse om disse regler og foranstaltninger, og underretter den straks om alle senere ændringer, der berører dem.
2.   Medlemsstaterne sikrer i overensstemmelse med national ret, at de kompetente myndigheder har beføjelse til som minimum at pålægge følgende administrative sanktioner og træffe følgende administrative foranstaltninger for overtrædelser af artikel 12, artikel 14, stk. 14, artikel 16, stk. 2, artikel 20, artikel 23, stk. 1, artikel 27, stk. 1, artikel 28, stk. 1 og 2, og artikel 29, stk. 1 og 2, forudsat at de ikke bringer energiforsyningssikkerheden i fare:
a)
vedtagelse af en afgørelse, hvorved personen pålægges at bringe overtrædelsen til ophør
b)
beordring af beslaglæggelse af den opnåede fortjeneste eller det undgåede tab som følge af overtrædelserne, såfremt dette kan beregnes
c)
udstedelse af offentlige advarsler eller meddelelser
d)
vedtagelse af en afgørelse om pålæggelse af tvangsbøder
e)
vedtagelse af en afgørelse om pålæggelse af administrative bøder.
For så vidt angår juridiske personer må de administrative bøder som omhandlet i litra e) ikke overstige 20 % af årsomsætningen i det foregående regnskabsår. For fysiske personer må de pågældende bøder ikke overstige 20 % af årsindkomsten i det foregående kalenderår.
3.   Hvis en medlemsstats retssystem ikke giver mulighed for at pålægge administrative bøder, kan de kompetente nationale domstole pålægge bøder efter anmodning fra de kompetente myndigheder. Bøderne skal være effektive, og deres virkning skal svare til virkningen af de administrative bøder, der pålægges af administrative myndigheder.
4.   Ved udøvelsen af deres beføjelser i henhold til denne artikel samarbejder de kompetente myndigheder tæt for at sikre, at deres beføjelser udøves, og at de administrative sanktioner, de pålægger, og administrative foranstaltninger, de træffer, udformes og anvendes på en effektiv og konsekvent måde i hele Unionen.
5.   Der skal som minimum pålægges sanktioner for følgende overtrædelser:
a)
operatørernes, foretagendernes, mineselskabernes eller importørernes undladelse af at give de kompetente myndigheder eller verifikatorerne den nødvendige bistand til udførelsen af deres opgaver i overensstemmelse med denne forordning
b)
operatørernes eller mineselskabernes manglende gennemførelse af de tiltag, der er fastsat i de inspektionsrapporter, der er omhandlet i artikel 6, stk. 5 og 6
c)
operatørernes eller mineselskabernes manglende forelæggelse af de metanemissionsrapporter, der kræves i henhold til artikel 12, artikel 18, stk. 3, artikel 20 og artikel 25, stk. 6, herunder den verifikationserklæring, der udstedes af en uafhængig verifikator i overensstemmelse med artikel 8, stk. 4
d)
operatørernes manglende forelæggelse af et LDAR-program i overensstemmelse med artikel 14, stk. 1, eller manglende gennemførelse af en LDAR-undersøgelse i overensstemmelse med artikel 14, stk. 2, 5 og 6
e)
operatørernes manglende reparation eller udskiftning af komponenter, manglende løbende overvågning af komponenter og manglende registrering af lækager i overensstemmelse med artikel 14, stk. 8-13
f)
operatørernes manglende forelæggelse af en rapport i overensstemmelse med artikel 14, stk. 14
g)
afblæsning eller afbrænding, herunder rutinemæssig afbrænding, foretaget af operatørerne eller mineselskaberne ud over de situationer, der er omhandlet i artikel 15, stk. 2 og 3, artikel 22, stk. 1 og 2, og artikel 26, stk. 2
h)
operatørernes eller mineselskabernes manglende påvisning af nødvendigheden af at bruge afblæsning i stedet for afbrænding og påvisning af nødvendigheden af at bruge afbrænding i stedet for reinjektion, anvendelse på anlægget, lagring til senere brug eller udbud af metan til salg på et marked, for så vidt angår operatører, eller anvendelse eller mitigering, for så vidt angår mineselskaber, i overensstemmelse med artikel 15, stk. 4 og 6, artikel 22, stk. 1 og 2, og artikel 26, stk. 2
i)
operatørernes manglende udskiftning eller brug af afblæsningsudstyr i overensstemmelse med artikel 15, stk. 5 og 7
j)
operatørernes eller mineselskabernes manglende underretning eller rapportering af afblæsnings- og afbrændingshændelser i overensstemmelse med artikel 16, artikel 23, stk. 1, eller artikel 26, alt efter hvad der er relevant
k)
anvendelse af flammetårne eller forbrændingsanordninger i strid med kravene i artikel 17, 22 og 23
l)
den ansvarlige parts manglende anvendelse af mitigerende foranstaltninger i overensstemmelse med artikel 18, stk. 6 og 9
m)
importørernes manglende fremlæggelse af de oplysninger, der kræves i henhold til artikel 27, stk. 1, og bilag IX
n)
importørernes manglende fremlæggelse af de oplysninger, der kræves i henhold til artikel 28, stk. 1 og 2
o)
EU-producenternes eller -importørernes manglende fremlæggelse af de oplysninger, der kræves i henhold til artikel 29, stk. 1 og 2
p)
EU-producenternes eller -importørernes manglende overholdelse af de maksimale metanintensitetsværdier fastsat i de delegerede retsakter vedtaget i overensstemmelse med artikel 29, stk. 6.
6.   Hvis betingelserne i artikel 15, stk. 8, er opfyldt, skal medlemsstaterne overveje at reducere eller undlade at pålægge operatører sanktioner for den gennemførelsesperiode, som de nationale myndigheder anser for nødvendig.
7.   Medlemsstaterne skal som minimum tage hensyn til følgende vejledende kriterier for pålæggelse af sanktioner, alt efter hvad der er relevant:
a)
overtrædelsens varighed eller tidsmæssige virkninger, art og grovhed
b)
eventuelle tiltag, som operatøren, foretagendet, mineselskabet eller importøren har truffet for at modvirke eller afhjælpe skaden rettidigt
c)
overtrædelsens forsætlige eller uagtsomme karakter
d)
eventuelle tidligere eller gentagne overtrædelser fra operatørens, foretagendets, mineselskabets eller importørens side
e)
operatørens, foretagendets, mineselskabets eller importørens opnåede økonomiske gevinster eller direkte eller indirekte undgåede tab som følge af overtrædelsen, hvis de relevante data er tilgængelige
f)
operatørens, foretagendets, mineselskabets eller importørens størrelse
g)
graden af samarbejde med myndighederne
h)
hvordan myndighederne fik kendskab til overtrædelsen, navnlig hvorvidt og i hvilket omfang operatøren, foretagendet, mineselskabet eller importøren rettidigt gav underretning om overtrædelsen
i)
eventuelle andre skærpende eller formildende faktorer i sagen, herunder tredjeparters handlinger.
8.   Medlemsstaterne offentliggør hvert år oplysninger om typen og omfanget af de sanktioner, der er pålagt i henhold til denne forordning, om overtrædelser og om de operatører, foretagender, mineselskaber eller importører, der har fået pålagt sanktioner.
Hvis det er relevant, indberettes sådanne oplysninger i overensstemmelse med artikel 22 i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2024/1203 
(
30
)
.
Artikel 34
Udøvelse af de delegerede beføjelser
1.   Beføjelsen til at vedtage delegerede retsakter tillægges Kommissionen på de i denne artikel fastlagte betingelser.
2.   Beføjelsen til at vedtage delegerede retsakter, jf. artikel 22, stk. 3, artikel 27, stk. 1, artikel 29, stk. 4 og 6, og artikel 32 tillægges Kommissionen for en periode på fem år fra den 4. august 2024, og forlænges stiltiende for perioder af samme varighed.
3.   Den i artikel 22, stk. 3, artikel 27, stk. 1, artikel 29, stk. 4 og 6, og artikel 32 omhandlede delegation af beføjelser kan til enhver tid tilbagekaldes af Europa-Parlamentet eller Rådet. En afgørelse om tilbagekaldelse bringer delegationen af de beføjelser, der er angivet i den pågældende afgørelse, til ophør. Den får virkning dagen efter offentliggørelsen af afgørelsen i 
Den Europæiske Unions Tidende
 eller på et senere tidspunkt, der angives i afgørelsen. Den berører ikke gyldigheden af delegerede retsakter, der allerede er i kraft.
4.   Inden vedtagelsen af en delegeret retsakt hører Kommissionen eksperter, som er udpeget af hver enkelt medlemsstat, i overensstemmelse med principperne i den interinstitutionelle aftale af 13. april 2016 om bedre lovgivning.
5.   Så snart Kommissionen vedtager en delegeret retsakt, giver den samtidigt Europa-Parlamentet og Rådet meddelelse herom.
6.   En delegeret retsakt vedtaget i henhold til artikel 22, stk. 3, artikel 27, stk. 1, artikel 29, stk. 4 og 6, eller artikel 32 træder kun i kraft, hvis hverken Europa-Parlamentet eller Rådet har gjort indsigelse inden for en frist på to måneder fra meddelelsen af den pågældende retsakt til Europa-Parlamentet og Rådet, eller hvis Europa-Parlamentet og Rådet inden udløbet af denne frist begge har underrettet Kommissionen om, at de ikke agter at gøre indsigelse. Fristen forlænges med to måneder på Europa-Parlamentets eller Rådets initiativ.
Artikel 35
Udvalgsprocedure
1.   Kommissionen bistås af Udvalget om Energiunionen nedsat ved artikel 44 i forordning (EU) 2018/1999. Dette udvalg er et udvalg som omhandlet i forordning (EU) nr. 182/2011.
2.   Når der henvises til dette stykke, finder artikel 4 i forordning (EU) nr. 182/2011 anvendelse.
3.   Når der henvises til dette stykke, finder artikel 5 i forordning (EU) nr. 182/2011 anvendelse.
Artikel 36
Kommissionens overvågning, gennemgang og rapporter
1.   Kommissionen overvåger og gennemgår anvendelsen af denne forordning og forelægger seneste den 1. januar 2028 og hvert femte år derefter en rapport for Europa-Parlamentet og Rådet.
2.   I den første rapport, der er omhandlet i stk. 1, gennemgås navnlig følgende:
a)
denne forordnings efficiens og effektivitet med hensyn til at fastsætte gennemsigtige og nøjagtige regler for måling, rapportering og verifikation og med hensyn til at reducere metanemissioner i forbindelse med produktionen af råolie, naturgas og kul, der bringes i omsætning på EU-markedet
b)
hvis det er muligt, det opnåede niveau for reduktion af metanemissioner i forbindelse med produktionen af råolie, naturgas og kul, der bringes i omsætning på EU-markedet som følge af denne forordning
c)
hvorvidt der er behov for yderligere eller alternative foranstaltninger for at fremme og fremskynde reduktionen af metanemissioner i værdikæden for råolie, naturgas og kul, der bringes i omsætning på EU-markedet, for at støtte Unionens mål om nettonulemission af drivhusgasser senest i 2050 og dens forpligtelser i henhold til Parisaftalen.
Den pågældende gennemgang skal tage hensyn til den relevante EU-lovgivning på beslægtede områder. Hvis det er relevant, forelægger Kommissionen Europa-Parlamentet og Rådet et lovgivningsmæssigt forslag sammen med sin rapport, som tager hensyn til den relevante EU-lovgivning på beslægtede områder.
3.   Med henblik på denne artikel kan Kommissionen anmode medlemsstaterne og de kompetente myndigheder om oplysninger og tager navnlig hensyn til de oplysninger, som medlemsstaterne har fremlagt i deres integrerede nationale energi- og klimaplaner og de tilhørende ajourføringer og i deres nationale energi- og klimastatusrapporter i henhold til forordning (EU) 2018/1999.
Artikel 37
Ændring af forordning (EU) 2019/942
I artikel 15 i forordning (EU) 2019/942 tilføjes følgende stykke:
»8.   Hvert tredje år opstiller og offentliggør ACER efter at have hørt medlemsstaterne et sæt indikatorer og tilsvarende referenceværdier til sammenligning af investeringsomkostninger pr. enhed i forbindelse med måling, kvantificering, overvågning, rapportering, verifikation og reduktion, herunder afblæsning og afbrænding, af metanemissioner for sammenlignelige projekter. ACER udarbejder henstillinger om indikatorer og referenceværdier for investeringsomkostninger pr. enhed med henblik på overholdelse af forpligtelserne i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2024/1787
 (
*1
)
, jf. nævnte forordnings artikel 3.
Artikel 38
Ikrafttræden
Denne forordning træder i kraft på tyvendedagen efter offentliggørelsen i 
Den Europæiske Unions Tidende
.
Denne forordning er bindende i alle enkeltheder og gælder umiddelbart i hver medlemsstat.
Udfærdiget i Bruxelles, den 13. juni 2024.
På Europa-Parlamentets vegne
R. METSOLA
Formand
På Rådets vegne
H. LAHBIB
Formand
(
1
)
  
            
EUT C 323 af 26.8.2022, s. 101
.
(
2
)
  
            
EUT C 498 af 30.12.2022, s. 83
.
(
3
)
  Europa-Parlamentets holdning af 10.4.2024 (endnu ikke offentliggjort i EUT) og Rådets afgørelse af 27.5.2024.
(
4
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2021/1119 af 30. juni 2021 om fastlæggelse af rammerne for at opnå klimaneutralitet og om ændring af forordning (EF) nr. 401/2009 og (EU) 2018/1999 (»den europæiske klimalov«) (
EUT L 243 af 9.7.2021, s. 1
).
(
5
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/842 af 30. maj 2018 om bindende årlige reduktioner af drivhusgasemissioner for medlemsstaterne fra 2021 til 2030 som bidrag til klimaindsatsen med henblik på opfyldelse af forpligtelserne i Parisaftalen og om ændring af forordning (EU) nr. 525/2013 (
EUT L 156 af 19.6.2018, s. 26
).
(
6
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2010/75/EU af 24. november 2010 om industrielle emissioner (integreret forebyggelse og bekæmpelse af forurening) (
EUT L 334 af 17.12.2010, s. 17
).
(
7
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2021/240 af 10. februar 2021 om oprettelse af et instrument for teknisk støtte (
EUT L 57 af 18.2.2021, s. 1
).
(
8
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/4/EF af 28. januar 2003 om offentlig adgang til miljøoplysninger og om ophævelse af Rådets direktiv 90/313/EØF (
EUT L 41 af 14.2.2003, s. 26
).
(
9
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 765/2008 af 9. juli 2008 om kravene til akkreditering og om ophævelse af forordning (EØF) nr. 339/93 (
EUT L 218 af 13.8.2008, s. 30
).
(
10
)
  
            
EFT L 33 af 7.2.1994, s. 13
.
(
11
)
  
            
EUT L 282 af 19.10.2016, s. 4
.
(
12
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/1999 af 11. december 2018 om forvaltning af energiunionen og klimaindsatsen, om ændring af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 663/2009 og (EF) nr. 715/2009, Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 94/22/EF, 98/70/EF, 2009/31/EF, 2009/73/EF, 2010/31/EU, 2012/27/EU og 2013/30/EU, Rådets direktiv 2009/119/EF og (EU) 2015/652 og om ophævelse af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 525/2013 (
EUT L 328 af 21.12.2018, s. 1
).
(
13
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2019/944 af 5. juni 2019 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ændring af direktiv 2012/27/EU (
EUT L 158 af 14.6.2019, s. 125
).
(
14
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 166/2006 af 18. januar 2006 om oprettelse af et europæisk register over udledning og overførsel af forurenende stoffer og om ændring af Rådets direktiv 91/689/EØF og 96/61/EF (
EUT L 33 af 4.2.2006, s. 1
).
(
15
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2021/696 af 28. april 2021 om oprettelse af Unionens rumprogram og Den Europæiske Unions Agentur for Rumprogrammet og om ophævelse af forordning (EU) nr. 912/2010, (EU) nr. 1285/2013 og (EU) nr. 377/2014 og afgørelse nr. 541/2014/EU (
EUT L 170 af 12.5.2021, s. 69
).
(
16
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 1025/2012 af 25. oktober 2012 om europæisk standardisering, om ændring af Rådets direktiv 89/686/EØF og 93/15/EØF og Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 94/9/EF, 94/25/EF, 95/16/EF, 97/23/EF, 98/34/EF, 2004/22/EF, 2007/23/EF, 2009/23/EF og 2009/105/EF og om ophævelse af Rådets beslutning 87/95/EØF og Europa-Parlamentets og Rådets afgørelse nr. 1673/2006/EF (
EUT L 316 af 14.11.2012, s. 12
).
(
17
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2016/679 af 27. april 2016 om beskyttelse af fysiske personer i forbindelse med behandling af personoplysninger og om fri udveksling af sådanne oplysninger og om ophævelse af direktiv 95/46/EF (generel forordning om databeskyttelse) (
EUT L 119 af 4.5.2016, s. 1
).
(
18
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/1725 af 23. oktober 2018 om beskyttelse af fysiske personer i forbindelse med behandling af personoplysninger i Unionens institutioner, organer, kontorer og agenturer og om fri udveksling af sådanne oplysninger og om ophævelse af forordning (EF) nr. 45/2001 og afgørelse nr. 1247/2002/EF (
EUT L 295 af 21.11.2018, s. 39
).
(
19
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/942 af 5. juni 2019 om oprettelse af Den Europæiske Unions Agentur for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (
EUT L 158 af 14.6.2019, s. 22
).
(
20
)
  
            
EUT L 123 af 12.5.2016, s. 1
.
(
21
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 182/2011 af 16. februar 2011 om de generelle regler og principper for, hvordan medlemsstaterne skal kontrollere Kommissionens udøvelse af gennemførelsesbeføjelser (
EUT L 55 af 28.2.2011, s. 13
).
(
22
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2024/1788 af 13. juni 2024 om fælles regler for de indre markeder for vedvarende gas, naturgas og brint, om ændring af direktiv (EU) 2023/1791 og om ophævelse af direktiv 2009/73/EF (
EUT L, 2024/1788, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2024/1788/oj
).
(
23
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 1099/2008 af 22. oktober 2008 om energistatistik (
EUT L 304 af 14.11.2008, s. 1
).
(
24
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2016/943 af 8. juni 2016 om beskyttelse af fortrolig knowhow og fortrolige forretningsoplysninger (forretningshemmeligheder) mod ulovlig erhvervelse, brug og videregivelse (
EUT L 157 af 15.6.2016, s. 1
).
(
25
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2017/1938 af 25. oktober 2017 om foranstaltninger til opretholdelse af gasforsyningssikkerheden og ophævelse af forordning (EU) nr. 994/2010 (
EUT L 280 af 28.10.2017, s. 1
).
(
26
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2008/56/EF af 17. juni 2008 om fastlæggelse af en ramme for Fællesskabets havmiljøpolitiske foranstaltninger (havstrategirammedirektivet) (
EUT L 164 af 25.6.2008, s. 19
).
(
27
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2013/30/EU af 12. juni 2013 om sikkerheden i forbindelse med offshore olie- og gasaktiviteter og om ændring af direktiv 2004/35/EF (
EUT L 178 af 28.6.2013, s. 66
).
(
28
)
  Rådets direktiv 2009/119/EF af 14. september 2009 om forpligtelse for medlemsstaterne til at holde minimumslagre af råolie og/eller olieprodukter (
EUT L 265 af 9.10.2009, s. 9
).
(
29
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2017/1938 af 25. oktober 2017 om foranstaltninger til opretholdelse af gasforsyningssikkerheden og ophævelse af forordning (EU) nr. 994/2010 (
EUT L 280 af 28.10.2017, s. 1
).
(
30
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2024/1203 af 11. april 2024 om strafferetlig beskyttelse af miljøet og om erstatning af direktiv 2008/99/EF og 2009/123/EF (
EUT L, 2024/1203, 30.4.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2024/1203/oj
).
BILAG I
Undersøgelser med henblik på lækagedetektion og -reparation som omhandlet i artikel 14
Del 1
LDAR-undersøgelsers frekvens
1.
For alle overjordiske og underjordiske komponenter, bortset fra distributions- og transmissionsnet, foretages der LDAR-undersøgelser med følgende minimumsfrekvens:
Type LDAR-undersøgelse
Komponenttype
Frekvens
Type 1-LDAR-undersøgelse
Kompressorstation
Underjordisk lagring
LNG-facilitet
Regulerings- og målestation
4 måneder
Ventilstation
9 måneder
Type 2-LDAR-undersøgelse
Kompressorstation
Underjordisk lagring
LNG-facilitet
Regulerings- og målestation
8 måneder
Ventilstation
18 måneder
Type LDAR-undersøgelse
Materialetype
Frekvens
Type 1-LDAR-undersøgelse
Asfaltfolie
Gråt støbejern
3 måneder
Asbest
Duktilt støbejern
6 måneder
Ubeskyttet stål
Kobber
9 måneder
Polyethylen
PVC
Beskyttet stål
15 måneder
Type 2-LDAR-undersøgelse
Asfaltfolie
Gråt støbejern
6 måneder
Asbest
Duktilt støbejern
12 måneder
Ubeskyttet stål
Polyethylen
PVC
Kobber
18 måneder
Beskyttet stål
30 måneder
Når materialetypen ikke kan bestemmes, anvendes den højeste frekvens for den pågældende type LDAR-undersøgelse.
2.
For alle komponenter i distributions- og transmissionsnet foretages der LDAR-undersøgelser med følgende minimumsfrekvens:
Type LDAR-undersøgelse
Komponenttype
Frekvens
Type 1-LDAR-undersøgelse
(konstruktionstryk > 16 bar)
Kompressorstation
Regulerings- og målestation
4 måneder
Ventilstation
9 måneder
Type 2-LDAR-undersøgelse
(konstruktionstryk > 16 bar)
Kompressorstation
Regulerings- og målestation
8 måneder
Ventilstation
18 måneder
Type 2-LDAR-undersøgelse
(konstruktionstryk ≤ 16 bar)
Regulerings- og målestation
9 måneder
Ventilstation
21 måneder
Type LDAR-undersøgelse
Materialetype
Undersøgelsesfrekvens
Type 1-LDAR-undersøgelse
(konstruktionstryk > 16 bar)
Gråt støbejern
Asfaltfolie
3 måneder
Asbest
Duktilt støbejern
6 måneder
Ubeskyttet stål
Kobber
12 måneder
Polyethylen
PVC
Beskyttet stål
24 måneder
Type 2-LDAR-undersøgelse
(konstruktionstryk > 16 bar)
Gråt støbejern
Asfaltfolie
6 måneder
Asbest
Duktilt støbejern
12 måneder
Ubeskyttet stål
Kobber
24 måneder
Polyethylen
PVC
Beskyttet stål
36 måneder
Type 2-LDAR-undersøgelse
(konstruktionstryk ≤ 16 bar)
Gråt støbejern
Asfaltfolie
6 måneder
Asbest
Duktilt støbejern
12 måneder
Ubeskyttet stål
Kobber
24 måneder
Polyethylen
PVC
Beskyttet stål
36 måneder
Hvis materialetypen ikke kan bestemmes, anvendes den højeste frekvens for den pågældende type LDAR-undersøgelse.
LDAR-undersøgelser kan foretages ved hjælp af en totrinstilgang: først på afstand og, kun hvis der detekteres en lækage, via en anden detektion så tæt på kilden som muligt.
For underjordiske rørledninger og rørledninger under havoverfladen i beskyttet stål med et konstruktionstryk på over 16 bar udøver operatørerne også risikobaseret forebyggende forvaltning af rørledningers integritet for at forhindre enhver form for lækage i overensstemmelse med relevante europæiske standarder eller relevant national lovgivning om forvaltning af rørledningers integritet. Forebyggende forvaltning af rørledningers integritet omfatter konstant overvågning af strømning, væskesammensætning, tryk og temperatur for den gas, der transporteres i systemet, for at sikre, at disse parametre svarer til de gældende specifikationer for rørledningens integritet, samt for at lokalisere kilden til potentielle metanemissioner og give et skøn herover. Under hensyntagen til resultaterne af denne forebyggende forvaltning af rørledningers integritet kan den kompetente myndighed godkende en anden frekvens på op til 36 måneder for en type 1-LDAR-undersøgelse og op til 48 måneder for en type 2-LDAR-undersøgelse.
3.
For alle offshorekomponenter foretages der LDAR-undersøgelser med følgende minimumsfrekvenser:
Type LDAR-undersøgelse
Komponenttype
Frekvens
Type 1-LDAR-undersøgelse
Offshorekomponenter over havoverfladen
12 måneder
Offshorekomponenter under havoverfladen
24 måneder
Offshorekomponenter under havbunden
36 måneder
Type 2-LDAR-undersøgelse
Offshorekomponenter over havoverfladen
24 måneder
4.
For alle andre komponenter foretages der type 1-LDAR-undersøgelser hver 6. måned og type 2-LDAR-undersøgelser hver 12. måned.
Del 2
Oplysningskrav for udstyr, der anvendes til LDAR-undersøgelser
Som led i det LDAR-program, der er omhandlet i artikel 14, stk. 1, skal operatørerne oplyse følgende:
1)
fabrikantens oplysninger om udstyret
2)
oplysninger om lækagedetektionskapacitet og -pålidelighed og udstyrets begrænsninger, herunder, men ikke begrænset til, evnen til at påvise specifikke lækager eller placeringer, detektionsbegrænsninger og eventuelle begrænsninger i anvendelsen, samt understøttende oplysninger
3)
en beskrivelse af, hvor, hvornår og hvordan udstyret vil blive anvendt.
BILAG II
Lækagereparationsplaner og overvågningsplaner som omhandlet i artikel 14
Reparationsplan
Reparationsplanen skal mindst indeholde følgende elementer:
1)
en fortegnelse over og identifikation af alle de komponenter, der er blevet kontrolleret
2)
resultater af inspektionen med hensyn til, om der er påvist et metantab, og i bekræftende fald tabets størrelse
3)
for komponenter, der i en LDAR-undersøgelse har vist sig at udlede emissioner ved eller over de i artikel 14, stk. 8, fastsatte tærskler, en angivelse af, om der blev foretaget reparation eller udskiftning i forbindelse med LDAR-undersøgelsen, og, hvis det ikke er tilfældet, grunden hertil under hensyntagen til de elementer, der kan begrunde en forsinket reparation eller udskiftning, jf. artikel 14, stk. 9, samt en reparationsplan med angivelse af datoen for reparationen eller udskiftningen
4)
for komponenter, der viste sig at udlede emissioner under de i artikel 14, stk. 8, fastsatte tærskler i en tidligere LDAR-undersøgelse, men som har vist sig at udlede emissioner ved eller over disse tærskler under overvågningen efter LDAR med henblik på at kontrollere, om metantabets størrelse har ændret sig, en angivelse af, om der blev foretaget omgående reparation eller udskiftning, og, hvis det ikke er tilfældet, grunden hertil under hensyntagen til de elementer, der kan begrunde en forsinket reparation eller udskiftning, jf. artikel 14, stk. 9, samt reparationsplanen med angivelse af datoen for reparationen eller udskiftningen.
Den pågældende reparationsplan skal efterfølges af en overvågningsplan efter reparation med angivelse af, hvornår reparationerne eller udskiftningerne rent faktisk fandt sted.
Overvågningsplan
Overvågningsplanen skal mindst indeholde følgende elementer:
1)
en fortegnelse over og identifikation af alle de komponenter, der er blevet kontrolleret
2)
resultater af inspektionen med hensyn til, om der er påvist et metantab, og i bekræftende fald tabets størrelse
3)
for komponenter, der viste sig at udlede emissioner ved eller over de i artikel 14, stk. 8, fastsatte tærskler i en tidligere LDAR-undersøgelse, oplysninger om den reparation eller udskiftning, der er foretaget, og resultater af overvågningen efter reparation med henblik på at kontrollere, om reparationen eller udskiftningen var vellykket
4)
for komponenter, der viste sig at udlede emissioner under de i artikel 14, stk. 8, fastsatte tærskler i en tidligere LDAR-undersøgelse, resultater af overvågningen efter LDAR med henblik på at kontrollere, om metantabets størrelse har udviklet sig, og anbefalinger på grundlag af disse resultater.
BILAG III
Rapportering af afblæsningshændelser og afbrændingshændelser, jf. artikel 16
Operatørerne underretter de kompetente myndigheder om mindst følgende oplysninger om afblæsningshændelser og afbrændingshændelser:
1)
operatørens navn
2)
aktivets placering, navn og type
3)
det anvendte udstyr
4)
dato(er) og tidspunkt(er), hvorpå hændelsen blev opdaget eller påbegyndt og afsluttet
5)
kvantificering af mængden af afblæst eller afbrændt metan
6)
destruktions- og fjernelseseffektivitet på designniveau og type flammetårn eller anden forbrændingsanordning, der anvendes
7)
årsag til og art af hændelsen
8)
foranstaltninger, der er truffet for at begrænse varigheden og omfanget af hændelsen
9)
korrigerende tiltag, der er truffet for at fjerne årsagen til og gentagen forekomst af sådanne hændelser
10)
resultater af inspektioner, der skal foretages én gang hver 2. uge, af flammetårne eller andre forbrændingsanordninger og af fjernovervågningssystemerne eller de automatiserede overvågningssystemer, alt efter hvad der er relevant, som foretages i overensstemmelse med artikel 17, navnlig hvis der er konstateret en uregelmæssighed
11)
beslutning om at udskifte afblæsningsudstyr og udskiftningsplan, hvis det er relevant.
BILAG IV
Inspektioner af flammetårne og andre forbrændingsanordninger
Inspektioner af flammetårne eller andre forbrændingsanordninger indebærer en omfattende lyd-, syns- og lugtinspektion, hvor der bl.a. foretages ekstern visuel inspektion af flammetårne eller andre forbrændingsanordninger, lyttes efter tryk- og væskelækager og lugtes efter usædvanlige og kraftige lugte.
Følgende oplysninger medtages i rapporten:
1)
ved tændte flammetårne eller andre forbrændingsanordninger: Om forbrændingen anses for tilstrækkelig eller utilstrækkelig.
2)
ved ikketændte flammetårne eller andre forbrændingsanordninger: Om det ikketændte flammetårn har gasaftræk eller ej; hvis flammetårnet eller en anden forbrændingsanordning er udstyret med et fjernovervågningssystem eller et automatiseret overvågningssystem, beregnes metanemissionerne på grundlag af strømningshastigheden og uforbrændt metan, hvis der er et gasaftræk.
Med henblik på punkt 1 forstås utilstrækkelig forbrænding som forbrænding med synlige emissioner i mere end fem minutter i alt i to på hinanden følgende timer, eller, hvis det drejer sig om et flammetårn eller en anden forbrændingsanordning, der er udstyret med et fjernovervågningssystem eller et automatiseret overvågningssystem, forbrænding med synlige emissioner i mere end fem minutter i alt i to på hinanden følgende timer, som registreres direkte.
BILAG V
Fortegnelser over og mitigeringsplaner for inaktive brønde, midlertidigt lukkede brønde og permanent lukkede og forladte brønde som omhandlet i artikel 18
Del 1
1.
Fortegnelser over inaktive brønde, midlertidigt lukkede brønde og permanent lukkede og forladte brønde skal mindst indeholde følgende elementer:
a)
operatørens, ejerens eller rettighedshaverens navn og adresse, alt efter hvad der er relevant
b)
brøndens eller brøndområdets navn, type og placering med angivelse af, om der er tale om en inaktiv brønd, en midlertidigt lukket brønd eller en permanent lukket og forladt brønd
c)
et kort over brøndens eller brøndområdets afgrænsning, hvis det er muligt
d)
resultaterne af foretaget kvantificering af metanemissioner til luft og vand.
2.
Fortegnelser over inaktive brønde, midlertidigt lukkede brønde og permanent lukkede og forladte brønde kan indeholde følgende elementer:
a)
datoer for første boring og sidste driftsaktivitet
b)
retning (vertikal, horisontal og devierende)
c)
brøndens totale dybde
d)
om der er indtruffet bemærkelsesværdige hændelser under boreprocessen, f.eks. »kicks«
e)
om brønden har været i forbindelse med gas med betydelige mængder af svovlforbindelser (sur gas) eller spor af svovlforbindelser (sød gas)
f)
seismiske data for brønden i de øverste 1 000 m af boringsforløbet i en radius af 1 000 m
g)
den seneste rapport om vurdering af brøndens integritet
h)
om brønden er en efterforsknings- eller produktionsbrønd
i)
om brønden har været i forbindelse med overfladenære gaslommer, overfladenære gaszoner eller zoner med tab af borevæske
j)
om brønden er onshore (angiv, om der er tale om byområde, landdistrikt eller andet) eller offshore (angiv vanddybde)
k)
i tilfælde af offshorebrønde oplysninger om eventuelle forhold på havbunden, som kan bidrage til metanmigration gennem vandsøjlen
l)
oplysninger om status for brøndens livscyklus (aktiv, inaktiv, forseglet borehul, afviklet på overfladen osv.)
m)
om afviklede brøndes brønddæksler har afblæsning.
3.
Fortegnelser over permanent lukkede og forladte brønde skal også indeholde:
a)
de seneste kendte målinger eller den seneste kendte kvantificering af metanemissioner til luft og vand, hvis sådanne foreligger
b)
oplysninger, som angiver, at den relevante kompetente myndighed har certificeret, at den pågældende brønd eller det pågældende brøndområde opfylder kriterierne i artikel 2, nr. 40)
c)
dokumentation, der er tilstrækkelig til at påvise, at der ikke er metanemissioner fra brønden eller brøndområdet, herunder emissionsfaktorbaseret eller stikprøvebaseret kvantificering eller pålidelig dokumentation for permanent isolering under overfladen i overensstemmelse med standarden ISO 16530-1:2017:
i)
for alle brønde, der er permanent lukkede og forladte den 3. august 1994 eller derefter
ii)
for alle brønde, der er permanent lukkede og forladte inden den 3. august 1994, hvis en sådan dokumentation foreligger.
Del 2
Mitigeringsplaner for inaktive brønde og midlertidigt lukkede brønde skal mindst indeholde følgende elementer:
1)
en plan for håndtering af hver enkelt inaktiv brønd og midlertidigt lukket brønd, herunder de tiltag, der skal foretages
2)
navn og adresse på operatøren, ejeren af eller rettighedshaveren for den inaktive brønd eller den midlertidigt lukkede brønd, alt efter hvad der er relevant
3)
planlagt slutdato for retablering, regenerering eller lukning af inaktive brønde og midlertidigt lukkede brønde.
BILAG VI
Rapporter for aktive kulminer, jf. artikel 20
Del 1
Rapporterne for aktive underjordiske kulminer skal mindst indeholde følgende elementer:
1)
mineselskabets navn og adresse
2)
kulminens adresse
3)
antal ton af hver kultype, som kulminen producerer
4)
for alle ventilationsskakter, som anvendes i kulminen:
a)
navn (hvis relevant)
b)
anvendelsesperiode, hvis forskellig fra rapporteringsperioden
c)
koordinater
d)
formål (indsugning, udtømning)
e)
tekniske specifikationer for det måleudstyr, der anvendes til måling og kvantificering af metanemissioner og optimale driftsforhold som angivet af fabrikanten
f)
del af tiden, hvor udstyret til kontinuerlig måling har været i drift
g)
henvisning til de gældende standarder eller tekniske forskrifter for:
—
prøveudtagningssted for udstyret til måling af metan
—
måling af strømningshastigheder
—
måling af metankoncentrationer
h)
metanemissioner, som udstyret til kontinuerlig måling registrerer (i ton)
i)
metanemissioner registreret ved månedlig prøveudtagning (i ton/time), herunder oplysninger om:
—
prøveudtagningsdato
—
prøveudtagningsteknik
—
aflæsninger af atmosfæriske forhold (tryk, temperatur, fugtighed) i en passende afstand for at afspejle de forhold, som udstyret til kontinuerlig måling anvendes under
j)
hvis kulminen er forbundet med en anden kulmine på en hvilken som helst måde, så der kan strømme luft mellem kulminerne, navnet på den pågældende kulmine
5)
emissionsfaktorer efter udvinding og beskrivelse af den metode, der anvendes ved beregningen
6)
emissioner efter udvinding (i ton).
Del 2
Rapporterne for aktive kulminer i åbne brud skal mindst indeholde følgende elementer:
1)
mineselskabets navn og adresse
2)
kulminens adresse
3)
antal ton af hver kultype, som kulminen producerer
4)
kort over alle depoter, der anvendes i kulminen, med en oversigt over grænserne for disse depoter
5)
for hvert kuldepot:
a)
navn (hvis relevant)
b)
anvendelsesperiode, hvis forskellig fra rapporteringsperioden
c)
oversigt over den forsøgsmetode, der anvendes til at bestemme metanemissioner som følge af minedrift, herunder valg af metode til at gøre rede for metanemissioner fra omgivende lag
6)
emissionsfaktorer efter udvinding og beskrivelse af den metode, der anvendes ved beregningen
7)
emissioner efter udvinding.
Del 3
Rapporterne for drænstationer skal mindst indeholde følgende elementer:
1)
mineselskabets navn og adresse
2)
antal ton metan transporteret gennem en eller flere miners drænsystem, pr. mine
3)
antal ton afblæst metan
4)
antal ton afbrændt metan
5)
flammetårnets eller anden forbrændingsanordnings destruktions- og fjernelseseffektivitet på designniveau
6)
anvendelse af opsamlet metan.
BILAG VII
Rapportering af afblæsningshændelser og afbrændingshændelser i drænstationer, jf. artikel 23
Drænstationsoperatører skal som minimum rapportere følgende elementer om afblæsningshændelser og afbrændingshændelser til de kompetente myndigheder:
1)
drænstationsoperatørens navn og adresse
2)
tidspunkt, hvor hændelsen blev opdaget
3)
årsagen til hændelsen
4)
begrundelse for anvendelse af afblæsning i stedet for afbrænding, hvis det er relevant
5)
antal ton afblæst eller afbrændt metan (eller et skøn, hvis kvantificering ikke er mulig).
BILAG VIII
Fortegnelser, rapporter og mitigeringsplaner for lukkede underjordiske kulminer og forladte underjordiske kulminer som omhandlet i artikel 24, 25 og 26
Del 1
1.
For hvert anlæg skal den fortegnelse over lukkede underjordiske kulminer og forladte underjordiske kulminer, der er omhandlet i artikel 24 og 25, mindst indeholde følgende elementer:
1.1.
operatørens, ejerens eller rettighedshaverens navn og adresse, alt efter hvad der er relevant
1.2.
anlæggets adresse
1.3.
kort, der viser kulminens afgrænsning
1.4.
oversigter over kulminegangene og deres status
1.5.
resultater af direkte måling eller kvantificering af metan på kildeniveau fra følgende punktemissionskilder:
a)
alle skakter, som anvendes i kulminen, når den er aktiv, ledsaget af:
i)
skaktkoordinater
ii)
skaktens navn (hvis relevant)
iii)
forseglingsstatus og forseglingsmetode, hvis kendt
b)
ubenyttede afblæsningsrør
c)
ubenyttede drænbrønde til gas
d)
andre registrerede potentielle punktemissionskilder.
2.
De målinger, der er omhandlet i punkt 1.5, tages efter følgende principper:
2.1.
Målingerne tages ved atmosfærisk tryk, således at potentielle metanlækager kan påvises, og i overensstemmelse med relevante videnskabelige standarder.
2.2.
Målingerne tages med udstyr med en nøjagtighed på mindst 0,5 ton pr. år.
2.3.
Målingerne ledsages af oplysninger om:
a)
dato for måling
b)
atmosfærisk tryk
c)
tekniske oplysninger om måleudstyret.
2.4.
Ventilationsskakter, der førhen har været anvendt af to eller flere kulminer, tildeles kun én kulmine for at undgå dobbelttælling.
Del 2
Den rapport, der er omhandlet i artikel 25, stk. 6, skal indeholde følgende elementer:
1.
operatørens, ejerens eller rettighedshaverens navn og adresse, alt efter hvad der er relevant
2.
anlæggets adresse
3.
metanemissioner fra alle de punktemissionskilder, der er beskrevet i del 1, herunder:
a)
type punktemissionskilde
b)
tekniske oplysninger om det måleudstyr og den målemetode, der anvendes til at skønne metanemissioner, herunder følsomhed
c)
del af tiden, hvor måleudstyret har været i drift
d)
metankoncentration registreret af måleudstyret
e)
skøn over metanemissioner fra punktemissionskilden.
Del 3
1.
Den mitigeringsplan, der er omhandlet i artikel 26, stk. 1, skal mindst indeholde følgende elementer:
1.1.
en liste over alle de punktemissionskilder, der er omhandlet i del 1
1.2.
teknisk gennemførlighed af mitigering af metanemissioner på anlægsniveau på grundlag af punktemissionskilder
1.3.
tidsplan for mitigering af metanemissioner fra hvert anlæg
1.4.
vurdering af effektiviteten af projekter til opsamling af metan fra en forladt kulmine, hvor sådanne er gennemført.
2.
Mitigeringsplanen kan omfatte en oversigt over mitigeringspraksis, der anvendes til reduktion af metanemissioner, som f.eks. udvikling af geotermiske projekter og varmelagringsprojekter i oversvømmede kulminer, hydroelektricitetsanvendelser i ikkeoversvømmede kulminer, opsamling af metan ved afgasning, anvendelse af sikkerhedsrelevante afgasningsanordninger, anvendelse af minegas som en energiressource eller opmagasinering af minevand og andre mulige anvendelser.
BILAG IX
Oplysninger, som importørerne skal fremlægge i overensstemmelse med artikel 27, stk. 1, artikel 28, stk. 1, 2 og 3, og artikel 29, stk. 1
Importørerne skal fremlægge følgende oplysninger:
1)
eksportørens navn og adresse samt producentens navn og adresse, hvis denne er forskellig fra eksportøren
2)
eksporterende tredjelande og regioner som klassificeret på niveau 1 i Unionens nomenklatur for statistiske regionale enheder (NUTS), hvor produkterne blev produceret, og lande og regioner som klassificeret på NUTS 1-niveau, hvorigennem produkterne blev transporteret, før de blev bragt i omsætning på EU-markedet
3)
hvad angår råolie og naturgas, oplysninger om, hvorvidt producenten eller eksportøren, alt efter hvad der er relevant, foretager måling og kvantificering på kilde- og anlægsniveau, hvorvidt disse data er underlagt uafhængig tredjepartsverifikation, hvorvidt dennes metanemissioner rapporteres, enten selvstændigt eller som led i forpligtelsen til at rapportere nationale drivhusgasopgørelser i overensstemmelse med UNFCCC's krav, og hvorvidt de overholder UNFCCC's rapporteringskrav eller OGMP 2.0-standarderne; en kopi af den seneste rapport om metanemissioner, herunder, hvis de foreligger, de oplysninger, der er omhandlet i artikel 12, stk. 4, såfremt de er omfattet af en sådan rapport, og den kvantificeringsmetode (f.eks. UNFCCC-niveauer eller OGMP 2.0-niveauer), der anvendes i rapporten for hver type metanemission
4)
hvad angår råolie og naturgas, oplysninger om, hvorvidt producenten eller eksportøren, alt efter hvad der er relevant, anvender reguleringsmæssige eller frivillige foranstaltninger til at kontrollere sine metanemissioner, herunder foranstaltninger såsom LDAR-undersøgelser eller foranstaltninger til at kontrollere og begrænse afblæsningshændelser og afbrændingshændelser, herunder en beskrivelse af disse foranstaltninger, sammen med, hvis sådanne foreligger, relevante rapporter fra LDAR-undersøgelser og fra afblæsningshændelser og afbrændingshændelser vedrørende det senest tilgængelige kalenderår
5)
hvad angår kul, oplysninger om, hvorvidt producenten eller eksportøren, alt efter hvad der er relevant, foretager måling og kvantificering på kildeniveau, hvorvidt disse metanemissioner er beregnet og kvantificeret i overensstemmelse med bilag VI, hvorvidt disse data er underlagt uafhængig tredjepartsverifikation, hvorvidt dennes metanemissioner rapporteres, enten selvstændigt eller som led i forpligtelsen til at rapportere nationale drivhusgasopgørelser i overensstemmelse med UNFCCC's krav, og hvorvidt de overholder UNFCCC's rapporteringskrav eller en europæisk eller anden international standard for overvågning, rapportering og verifikation af metanemissioner; en kopi af den seneste rapport om metanemissioner, herunder, hvis de foreligger, de oplysninger, der er omhandlet i artikel 20, stk. 6, og den kvantificeringsmetode (f.eks. UNFCCC-niveauer), der anvendes i rapporten for hver type metanemission
6)
hvad angår kul, hvorvidt producenten eller eksportøren anvender reguleringsmæssige eller frivillige foranstaltninger til at kontrollere sine metanemissioner, herunder foranstaltninger til at kontrollere og begrænse afblæsningshændelser og afbrændingshændelser, og, hvis sådanne foreligger, mængderne af afblæst eller afbrændt metan beregnet for hver kulmine i mindst det seneste kalenderår og de eksisterende mitigeringsplaner for hver kulmine sammen med en beskrivelse af disse foranstaltninger, herunder, hvis sådanne foreligger, rapporter fra afblæsningshændelser og afbrændingshændelser vedrørende det senest tilgængelige kalenderår
7)
navnet på den enhed, der har foretaget den uafhængige tredjepartsverifikation af de rapporter, der er omhandlet i punkt 3 og 5, hvis det er relevant
8)
oplysninger i henhold til artikel 28, stk. 1 eller 2, alt efter hvad der er relevant, som viser, at råolien, naturgassen eller kullet er underlagt overvågnings-, rapporterings- og verifikationsforanstaltninger på producentniveau svarende til dem, der er fastsat i denne forordning for kontrakter, der er indgået eller fornyet den 4. august 2024 eller derefter, og oplysninger om de bestræbelser, der er gjort for at sikre, at råolie, naturgas eller kul, der leveres i henhold til kontrakter, der er indgået inden den 4. august 2024, er omfattet af overvågnings-, rapporterings- og verifikationsforanstaltninger på producentniveau svarende til dem, der er fastsat i denne forordning
9)
oplysninger om, hvorvidt de standardbestemmelser, der er omhandlet i artikel 28, stk. 3, anvendes i leveringskontrakterne, med angivelse af, hvilke standardbestemmelser der er tale om
10)
oplysninger i henhold til artikel 29, stk. 1, om metanintensiteten af produktionen af råolie, naturgas og kul, der bringes i omsætning på EU-markedet i henhold til de relevante leveringskontrakter.
ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj
ISSN 1977-0634 (electronic edition)

Summary:
Reduktion af metanemissioner i energisektoren
RESUMÉ AF:
Forordning (EU) 2024/1787 om reduktion af metanemissioner i energisektoren
HVAD ER FORMÅLET MED FORORDNINGEN?
Forordning (EU) 2024/1787 fastsætter regler for præcis 
måling, overvågning, rapportering og reduktion af metanemissioner
 i 
Den Europæiske Union
s (EU) energisektor. Dette omfatter indførsel af forpligtelser vedrørende:
kvantificering af metanemissioner
lækagedetektion og -reparation (LDAR)
afblæsning (direkte udledning af metan til atmosfæren)
afbrænding (kontrolleret forbrænding af metan)
oplysninger fra lande og virksomheder, der eksporterer til EU
bedre gennemsigtighed.
Forordningen
 finder også anvendelse på metanemissioner uden for EU med hensyn til råolie, naturgas og kul, der markedsføres i EU.
HOVEDPUNKTER
Metanemissioner omfatter direkte emissioner fra enhver komponent, enten som følge af afblæsning, ufuldstændig forbrænding fra afbrænding eller fra lækager.
Forordningen gælder for:
efterforskning og produktion af olie eller naturgas og udvinding og behandling af naturgas
transmission og distribution af naturgas (undtagen det endelige forbrugssted)
aktive, lukkede og forladte kulminer
inaktive, midlertidigt lukkede, permanent lukkede og forladte brønde
metanemissioner i forbindelse med råolie, naturgas og kul, der markedsføres i EU, herunder de, der forekommer uden for EU.
Måling og rapportering
Operatører (enheder, der kontrollerer energiaktiver) skal:
kvantificere deres metanemissioner
 på både kilde- og anlægsniveau, lade dem kontrollere af uafhængige tredjepartsverifikatorer og årligt forelægge rapport om dem
indsende årsrapporter
 om LDAR-aktiviteter og afblæsningshændelser og afbrændingshændelser.
Detektion og reparation af lækager
Olie- og gasoperatører skal:
gennemføre mitigerende foranstaltninger
 for at forebygge og minimere metanemissioner
udarbejde og indsende LDAR-programmer
, der beskriver, hvor de vil detektere og reparere lækager
gennemføre LDAR-undersøgelser
 med faste intervaller for at detektere lækager og reparere komponenter, der udsender metan over de fastsatte tærskler
anvende avanceret detektionsteknologi
, hvis den er godkendt af de kompetente myndigheder
reparere lækager med det samme
 eller komme med en begrundelse, hvis det tager mere end fem dage.
Afblæsning og afbrænding
Afblæsning er generelt forbudt
, undtagen i nødsituationer eller når det er strengt nødvendigt, og er kun tilladt, hvis afbrænding ikke er teknisk mulig eller indebærer sikkerhedsrisici.
Rutinemæssig afbrænding er forbudt
. Afbrænding er kun tilladt, hvis alternativer, såsom reinjektion, ikke er mulige.
Nye anlæg skal anvende kulstofneutralt udstyr
, når det er muligt.
Operatørerne må kun anvende flammetårne med en destruktions- og fjernelseseffektivitet på mindst 
99 %
.
Inaktive brønde og forladte kulminer
EU’s 
medlemsstater
 eller de ansvarlige parter skal:
overvåge og rapportere metanemissioner fra inaktive brønde og miner
udarbejde mitigeringsplaner med henblik på at retablere og permanent lukke brønde, hvis det er nødvendigt
udarbejde en fortegnelse over inaktive, midlertidigt lukkede, permanent lukkede og forladte brønde og 
kvantificere
 og rapportere metanemissioner for sådanne aktiver
udarbejde og offentliggøre en fortegnelse over lukkede eller forladte underjordiske kulminer, hvor kulproduktionen er ophørt efter 1954, og installere måleudstyr i miner over en bestemt tærskel for at måle og rapportere metanemissioner fra kilden
udarbejde og gennemføre mitigeringsplaner for inaktive og lukkede brønde og forladte kulminer.
Import og overvågning af emissioner
Importører af råolie, naturgas og kul skal:
fra 2025 rapportere visse metanemissionsrelaterede data og oplysninger fra lande og virksomheder, der eksporterer til EU
fra 2027 påvise, at de importeres fra producenter, der er underlagt måling, overvågning, rapportering og verifikation af metanemissioner svarende til dem, der er fastsat i forordningen
fra 2028 rapportere produktionens metanintensitet
fra 2030 påvise, at produktionens metanintensitet ligger under visse maksimale intensitetsværdier.
Gennemsigtighed, globalt metanovervågningsværktøj og hurtig reaktion
EU skal oprette en database med henblik på at sikre gennemsigtighed med hensyn til metanemissioner i forbindelse med importerede fossile brændstoffer.
EU skal oprette et 
globalt metanovervågningsværktøj
 til detektion af hændelser med høje emissioner ved hjælp af satellitdata.
En 
hurtig reaktionsmekanisme
 underretter medlemsstaterne og ikke-EU-lande ved superudledende hændelser og anmoder om afhjælpende foranstaltninger.
EU har som mål at 
deltage i dialoger med ikke-EU-lande
 for at fremskynde metanreduktionen og oprette systemer til tidlig detektion.
Omkostninger
Tilsynsmyndighederne skal tage hensyn til de omkostninger, som regulerede enheder har haft i forbindelse med at opfylde forordningen, når de godkender tariffer.
Den Europæiske Unions Agentur for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder
 leverer benchmarkingdata til vurdering af omkostninger i forbindelse med reduktion af metanemissioner.
Standarder
I overensstemmelse med forordningen anmodes de europæiske 
standardiseringsorganisationer
 om at udarbejde udkast til standarder, der omfatter:
måling og kvantificering af metanemissioner
LDAR-undersøgelser
afblæsningsudstyr.
Hvis de anmodede standarder ikke leveres, eller hvis de ikke er tilstrækkelige, kan 
Europa-Kommissionen
 fastsætte obligatoriske tekniske krav gennem 
delegerede retsakter
.
Overholdelse og sanktioner
Medlemsstaterne skal:
udpege og sikre tilstrækkelige ressourcer til de kompetente myndigheder
 til overvågning og håndhævelse af forordningen, og de kompetente myndigheder opretter kontaktpunkter
udføre rutinemæssige og ikke-rutinemæssige inspektioner
 for at sikre overholdelse og offentliggøre inspektionsrapporter
Fastsætte 
regler for sanktioner
 ved manglende overholdelse.
Sanktionerne skal 
være effektive, stå i et rimeligt forhold til overtrædelsen og have afskrækkende virkning
 og omfatte bøder, som fjerner eventuelle økonomiske fordele, der er opstået ved overtrædelse af reglerne.
Bøderne kan være på 
op til 
20 %
 af den årlige omsætning
 med begrænsninger eller undtagelser i særlige tilfælde. Myndighederne skal offentliggøre årlige oplysninger om de pålagte sanktioner.
Kommissionen 
overvåger og rapporterer hvert femte år om forordningens effektivitet
.
HVORNÅR GÆLDER FORORDNINGEN FRA?
Forordningen trådte i kraft den 
4. august 2024
.
BAGGRUND
For yderligere oplysninger henvises til:
Det globale metantilsagn
Metanemissioner
 (Europa-Kommissionen)
Den Europæiske Unions handlingsplan for metan
 (Europa-Kommissionen)
Klimamål for 2030
 (Europa-Kommissionen)
EU’s metanregler
 (Det Internationale Energiagentur).
HOVEDDOKUMENT
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2024/1787
 af 
13. juni 2024
 om reduktion af metanemissioner i energisektoren og om ændring af forordning (EU) 2019/942 (EUT L, 2024/1787, 
15.7.2024
).
TILHØRENDE DOKUMENTER
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 
2024/1788
 af 
13. juni 2024
 om fælles regler for de indre markeder for vedvarende gas, naturgas og brint, om ændring af direktiv (EU) 2023/1791 og om ophævelse af direktiv 2009/73/EF (omarbejdning) (EUT L, 2024/1788, 
15.7.2024
).
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2024/1789
 af 
13. juni 2024
 om de indre markeder for vedvarende gas, naturgas og brint, om ændring af forordning (EU) nr. 1227/2011, (EU) 2017/1938, (EU) 2019/942 og (EU) 2022/869 og afgørelse (EU) 2017/684 og om ophævelse af forordning (EF) nr. 715/2009 (omarbejdning) (EUT L, 2024/1789, 
15.7.2024
).
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2021/1119
 af 
30. juni
 2021
 om fastlæggelse af rammerne for at opnå klimaneutralitet og om ændring af forordning (EF) nr. 401/2009 og (EU) 2018/1999 (den europæiske klimalov) (EUT L 243 af 
9.7.2021
, s. 1).
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2019/942
 af 
5. juni 2019
 om oprettelse af Den Europæiske Unions Agentur for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (omarbejdning) (EUT L 158 af 
14.6.2019
, 
s. 22
).
Efterfølgende ændringer til forordning (EU) 2019/942 er blevet indarbejdet i grundteksten. Denne 
konsoliderede udgave
 har ingen retsvirkning.
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2018/841
 af 
30. maj 2018
 om medtagelse af drivhusgasemissioner og -optag fra arealanvendelse, ændret arealanvendelse og skovbrug i klima- og energirammen for 2030 og om ændring af forordning (EU) nr. 525/2013 og afgørelse nr. 529/2013/EU (EUT L 156 af 
19.6.2018
, 
s. 1
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2018/842
 af 
30. maj 2018
 om bindende årlige reduktioner af drivhusgasemissioner for medlemsstaterne fra 2021 til 2030 som bidrag til klimaindsatsen med henblik på opfyldelse af forpligtelserne i Parisaftalen og om ændring af forordning (EU) nr. 525/2013 (EUT L 156 af 
19.6.2018
, 
s. 26
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2018/1999
 af 
11. december 2018
 om forvaltning af energiunionen og klimaindsatsen, om ændring af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 663/2009 og (EF) nr. 715/2009, Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 94/22/EF, 98/70/EF, 2009/31/EF, 2009/73/EF, 2010/31/EU, 2012/27/EU og 2013/30/EU, Rådets direktiv 2009/119/EF og (EU) 2015/652 og om ophævelse af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 525/2013 (EUT L 328 af 
21.12.2018
, 
s. 1
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentet og Rådets direktiv (EU) 
2018/2001
 af 
11. december 2018
 om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder (omarbejdning) (EUT L 328 af 
21.12.2018
, 
s. 82
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 
2010/75/EU
 af 
24. november 2010
 om industrielle emissioner (integreret forebyggelse og bekæmpelse af forurening) (omarbejdning) (EUT L 334 af 
17.12.2010
, 
s. 17
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 
166/2006
 af 
18. januar 2006
 om oprettelse af et europæisk register over udledning og overførsel af forurenende stoffer og om ændring af Rådets direktiv 91/689/EØF og 96/61/EF (EUT L 33 af 
4.2.2006
, 
s. 1
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Rådets direktiv 
1999/31/EF
 af 
26. april 1999
 om deponering af affald (EFT L 182 af 
16.7.1999
, 
s. 1
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
seneste ajourføring 
29.1.2025