Agencia Estatal Boletín Oficial del Estado

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El metano solo es superado por el dióxido de carbono (CO2) en su contribución global al cambio climático y es responsable de aproximadamente un tercio del calentamiento climático actual. La cantidad de metano en la atmósfera ha aumentado considerablemente a lo largo de la última década.

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El Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC), creado en el marco de las Naciones Unidas, concluyó en su Sexto Informe de Evaluación que se necesitan reducciones sustanciales de las emisiones antropogénicas de metano de aquí a 2030 para limitar el calentamiento global a 1,5 oC. Dicho informe muestra que, aunque el metano tiene un tiempo medio de permanencia en la atmósfera más corto que el CO2, entre diez y doce años en comparación con cientos de años, su efecto invernadero en un período de veinte años es más de 80 veces superior al del CO2. En particular, según el IPCC, si bien el metano tiene un potencial de calentamiento global 29,8 veces mayor que el CO2 en un plazo de cien años, dicho potencial es 82,5 veces más potente en un plazo de veinte años.

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Del informe de 2020 sobre la calidad del aire en Europa («Air quality in Europe — 2020 report») elaborado por la Agencia Europea de Medio Ambiente resulta que el metano contribuye a la formación de ozono troposférico y a la contaminación atmosférica. La lucha contra las emisiones de metano no solo supondría una medida en materia de medio ambiente y clima, sino que también mejoraría la protección de la salud de las personas.

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Según estimaciones recientes del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA) y de la Coalición Clima y Aire Limpio (CCAL), una reducción de las emisiones de metano del 45 % de aquí a 2030, basada en las medidas específicas disponibles y las medidas adicionales acordes con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas, podría evitar 0,3 oC de calentamiento global de aquí a 2045.

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Según el servicio de datos en línea «World Energy Balances» de la Agencia Internacional de la Energía, la Unión es el mayor importador mundial de energía fósil y, como tal, uno de los principales causantes de las emisiones mundiales de metano.

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El Pacto Verde Europeo combina un amplio conjunto de medidas e iniciativas que se refuerzan mutuamente, destinadas a lograr la neutralidad climática en la Unión a más tardar en 2050. En su Comunicación de 11 de diciembre de 2019 sobre el Pacto Verde Europeo, la Comisión indicó que se facilitaría la descarbonización del sector del gas, para lo cual, entre otras cosas, se abordaría el problema de las emisiones de metano en el sector energético. En octubre de 2020, la Comisión adoptó una Estrategia de la UE para Reducir las Emisiones de Metano (en lo sucesivo, «Estrategia para el metano»), en la que se establecían medidas para reducir las emisiones de metano en la Unión, también en el sector energético, y a escala mundial. El Reglamento (UE) 2021/1119 del Parlamento Europeo y del Consejo (4) fija el objetivo de neutralidad climática en todos los sectores de la economía a más tardar en 2050 y establece un objetivo vinculante de la Unión de reducción interna de las emisiones netas de gases de efecto invernadero (emisiones una vez deducidas las absorciones) de, al menos, un 55 % con respecto a los niveles de 1990, de aquí a 2030. De la evaluación de impacto que acompaña a la propuesta del presente Reglamento se desprende que, con arreglo a las hipótesis de la opción estratégica preferida para la propuesta legislativa sobre el metano, en combinación con las hipótesis del conjunto de medidas legislativas «Objetivo 55», el 77 % del total de las emisiones de metano asociadas al petróleo, al gas y al carbón previstas para 2030 puede reducirse de forma rentable desde una perspectiva social y medioambiental. Esto contribuiría a limitar el calentamiento global a 1,5 oC y permitiría a la Unión asumir efectivamente el liderazgo en la lucha contra las emisiones de metano y reforzar su seguridad energética.

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Las emisiones de metano están incluidas en el ámbito de los objetivos de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero de la Unión para 2030, establecidos en el Reglamento (UE) 2021/1119, y de los objetivos nacionales vinculantes de reducción de emisiones establecidos en virtud del Reglamento (UE) 2018/842 del Parlamento Europeo y del Consejo (5). Sin embargo, no existe actualmente un marco jurídico de la Unión que establezca medidas específicas para reducir las emisiones antropogénicas de metano en el sector energético. Además, la Directiva 2010/75/UE del Parlamento Europeo y del Consejo (6) se aplica a las emisiones de metano procedentes del refino de petróleo y gas, pero no se aplica a las emisiones de metano de otras actividades del sector energético.

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En este contexto, el presente Reglamento debe aplicarse a la reducción de las emisiones de metano en la exploración y producción de petróleo y gas natural, en los pozos inactivos, los pozos taponados temporalmente y los pozos taponados permanentemente y abandonados, en la recolección y el tratamiento de gas natural, en el transporte, la distribución y el almacenamiento subterráneo de gas, así como en las instalaciones de gas natural licuado (GNL). El presente Reglamento también debe aplicarse a las minas de carbón activas, tanto subterráneas como a cielo abierto, y a las minas de carbón subterráneas cerradas o abandonadas.

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Un marco jurídico adecuado de la Unión debe abordar las normas para la medición, el seguimiento, la notificación y la verificación precisos y correctos de las emisiones de metano en los sectores del petróleo, el gas y el carbón, así como para la reducción de dichas emisiones, también mediante campañas de detección y reparación de fugas (LDAR, por sus siglas en inglés) y restricciones del venteo y la combustión en antorcha, al mismo tiempo que garantiza la protección de los trabajadores frente a las emisiones de metano. Las normas establecidas en el presente Reglamento deben aumentar la transparencia con respecto a las importaciones de energía fósil a la Unión y contribuir a que se adopten más soluciones de mitigación de las emisiones de metano en todo el mundo. Deben usarse horizontes temporales de veinte y cien años en relación con el potencial de calentamiento global.

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Es probable que el cumplimiento de las obligaciones derivadas del presente Reglamento necesite inversiones por parte de las entidades reguladas, y los costes asociados a dichas inversiones deben tenerse en cuenta en la fijación de tarifas, respetando los principios de eficiencia. Los costes necesarios no deben generar una carga financiera desproporcionada para los usuarios finales ni para los consumidores.

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Cada Estado miembro debe designar al menos a una autoridad competente para supervisar que los operadores, las empresas, los operadores mineros y los importadores cumplan efectivamente las obligaciones establecidas en el presente Reglamento, y debe notificar a la Comisión dicha designación y cualquier cambio al respecto. Dichas autoridades competentes deben disponer de recursos económicos y humanos suficientes y deben adoptar todas las medidas necesarias para garantizar el cumplimiento del presente Reglamento de conformidad con las funciones que les hayan sido atribuidas específicamente. Las autoridades competentes deben establecer un punto de contacto. Teniendo en cuenta el carácter transfronterizo de las actividades del sector energético y de las emisiones de metano, las autoridades competentes deben cooperar entre sí y con la Comisión. En ese contexto, la Comisión y las autoridades competentes deben formar juntas una red de autoridades públicas que apliquen el presente Reglamento con el objetivo de fomentar una cooperación estrecha, con los mecanismos necesarios para intercambiar información y mejores prácticas, y hacer posible la celebración de consultas.

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A fin de garantizar una aplicación ordenada y eficaz del presente Reglamento, la Comisión debe apoyar a los Estados miembros a través del instrumento de apoyo técnico establecido por el Reglamento (UE) 2021/240 del Parlamento Europeo y del Consejo (7), aportando conocimientos técnicos a medida para diseñar y aplicar reformas, incluidas reformas que promuevan la reducción de las emisiones de metano en el sector energético. Tal apoyo técnico podría consistir, por ejemplo, en reforzar la capacidad administrativa, armonizar los marcos legislativos e intercambiar las mejores prácticas pertinentes.

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A fin de que las autoridades competentes puedan desempeñar sus funciones, los operadores, las empresas, los operadores mineros y los importadores deben prestarles toda la asistencia necesaria. Además, los operadores, las empresas, los operadores mineros y los importadores deben adoptar todas las medidas necesarias indicadas por las autoridades competentes en el plazo fijado o convenido con ellas.

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Uno de los principales mecanismos de que dispongan las autoridades competentes deben ser las inspecciones, lo que incluye el examen de la documentación y los registros, las mediciones de emisiones y los controles in situ. Las inspecciones deben realizarse periódicamente, sobre la base de una evaluación de los riesgos asociados con cada emplazamiento, como los riesgos medioambientales, realizada por las autoridades competentes. Las autoridades competentes deben tener en cuenta los mecanismos de control establecidos y las mejores prácticas a su disposición. Además, deben realizarse inspecciones para investigar denuncias fundamentadas y casos de incumplimiento y para garantizar que las reparaciones o sustituciones de los componentes y las medidas de mitigación se efectúen de conformidad con el presente Reglamento, así como para verificar periódicamente el cumplimiento de este Reglamento por parte de los importadores. Cuando las autoridades competentes detecten una infracción grave del presente Reglamento, deben notificar las medidas correctoras que ha de adoptar el operador, la empresa, el operador minero o el importador. Como alternativa, las autoridades competentes deben poder optar por ordenar al operador, a la empresa, al operador minero o al importador que les presente para su aprobación, una serie de medidas correctoras frente a la infracción. Las autoridades competentes deben llevar registros de las inspecciones, y la información pertinente debe hacerse pública de conformidad con la Directiva 2003/4/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (8).

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Para determinar la gravedad de una infracción del presente Reglamento, las autoridades competentes deben tener en cuenta los daños medioambientales y los efectos en la seguridad y la salud de las personas, así como la probabilidad de que la infracción afecte de manera significativa a la fiabilidad y solidez de los datos en el contexto de las obligaciones de seguimiento y notificación que establece el presente Reglamento.

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Habida cuenta de la proximidad de algunas fuentes de emisiones de metano con zonas urbanas o residenciales y sus efectos en la salud, el medio ambiente y el clima, las personas físicas o jurídicas deben poder presentar ante las autoridades competentes denuncias debidamente fundamentadas de posibles infracciones del presente Reglamento. En ese contexto, debe ser posible utilizar el Portal Europeo de e-Justicia para alojar la información pertinente, tal como la proporcionen los Estados miembros, en particular los datos de contacto de las autoridades competentes, las etapas más importantes del procedimiento de denuncia, así como los derechos y las normas básicas que deben seguirse. Las autoridades competentes deben mantener informados a los denunciantes sobre el procedimiento y las decisiones adoptadas y los denunciantes deben recibir una resolución definitiva en un plazo razonable después de presentar la denuncia.

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Un marco de verificación sólido mejora la credibilidad de los datos notificados. Además, el nivel de detalle y la complejidad técnica de las mediciones de las emisiones de metano hacen necesaria una verificación adecuada de los datos sobre emisiones de metano notificados por los operadores, las empresas, los operadores mineros y los importadores. Aunque la autoverificación es posible, la verificación por terceros garantiza una mayor independencia y transparencia. Además, proporciona un conjunto armonizado de competencias y un nivel de conocimientos especializados que podrían no estar disponibles para todas las entidades públicas. Los verificadores deben estar acreditados por organismos de acreditación de conformidad con el Reglamento (CE) n.o 765/2008 del Parlamento Europeo y del Consejo (9) o autorizados por otros medios de modo comparable al Reglamento (CE) n.o 765/2008. Así pues, los verificadores independientes deben garantizar que los informes de emisiones elaborados por los operadores, las empresas, los operadores mineros y los importadores sean precisos y correctos, y cumplan los requisitos establecidos en el presente Reglamento. Las actividades de verificación deben ajustarse a las normas y metodologías pertinentes europeas u otras internacionales, aplicables a los verificadores y deben tener debidamente en cuenta la naturaleza de las actividades verificadas. Los verificadores deben revisar los datos de los informes de emisiones para evaluar la fiabilidad, credibilidad y precisión de dichos datos. Cuando proceda, a fin de garantizar la precisión de los datos, los verificadores deben realizar controles in situ con y sin previo aviso. Los verificadores deben ser distintos de las autoridades competentes y deben ser independientes de los operadores, las empresas, los operadores mineros y los importadores, quienes deben prestar a los verificadores toda la asistencia necesaria para permitir o facilitar las actividades de verificación, en particular en lo que se refiere al acceso a los emplazamientos y a la presentación de documentación o registros.

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En el desempeño de sus funciones y el ejercicio de sus competencias con arreglo al presente Reglamento, la Comisión, las autoridades competentes y los verificadores deben tener en cuenta la información puesta a disposición a escala internacional, por ejemplo por el Observatorio Internacional de Emisiones de Metano (IMEO, por sus siglas en inglés), en particular en lo que se refiere a las metodologías para la agregación y el análisis de los datos y la verificación de las metodologías y los procesos estadísticos empleados por los operadores, las empresas, los operadores mineros y los importadores para cuantificar los datos en sus informes de emisiones. Los criterios de referencia a este respecto pueden incluir el marco de información, los documentos de orientación técnica y los modelos de informe de la Alianza para la Reducción de las Emisiones de Metano Provenientes de la Producción de Petróleo y Gas (OGMP, por sus siglas en inglés).

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El IMEO fue creado en octubre de 2020 por la Unión en asociación con el PNUMA, la CCAC y la Agencia Internacional de la Energía, y fue presentado en la Cumbre del G20 de octubre de 2021. Se ha encomendado al IMEO la función de recopilar, conciliar, verificar y publicar datos sobre las emisiones antropogénicas de metano a escala mundial. El IMEO podría contribuir a descubrir los superemisores mediante un sistema de detección precoz y de alerta.

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La Unión, como Parte en la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (10) (CMNUCC) y en el Acuerdo de París aprobado en virtud de dicha Convención (11) (en lo sucesivo, «Acuerdo de París»), debe presentar anualmente un informe del inventario de las emisiones antropogénicas de gases de efecto invernadero que constituye un agregado de los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero de los Estados miembros, elaborado utilizando metodologías de buenas prácticas aceptadas por el IPCC.

(21)

El Reglamento (UE) 2018/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo (12) exige a los Estados miembros que comuniquen a la Comisión los datos del inventario de gases de efecto invernadero y sus proyecciones nacionales. Según lo dispuesto en dicho Reglamento, esta notificación debe realizarse utilizando las directrices de notificación de la CMNUCC, y a menudo se basa en factores de emisión por defecto en lugar de mediciones directas a nivel de fuente, lo que provoca incertidumbres sobre el origen, la frecuencia y la magnitud de las emisiones.

(22)

Los datos del país notificados con arreglo a las disposiciones de notificación de la CMNUCC se presentan a la secretaría de la CMNUCC según distintos niveles de notificación, en consonancia con las directrices del IPCC. En ese contexto, el IPCC sugiere en general que se utilicen métodos de niveles superiores para las fuentes de emisión que influyan significativamente en el inventario total de gases de efecto invernadero de un país en lo que se refiere al nivel, la tendencia o la incertidumbre absolutos.

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Un «nivel» representa un grado de complejidad metodológica. Hay tres niveles disponibles. Los métodos de nivel 1 suelen utilizar factores de emisión por defecto del IPCC y requieren los datos de actividad más básicos y menos desglosados. Los niveles superiores suelen utilizar métodos más elaborados y factores de emisión específicos de la fuente, la tecnología, la región o el país, que a menudo se basan en mediciones y requieren normalmente datos de actividad más desglosados. En concreto, el nivel 2 exige que se utilicen factores de emisión específicos del país, en lugar de factores de emisión por defecto, mientras que el nivel 3 exige datos o mediciones de cada planta e incluye la aplicación de una rigurosa evaluación ascendente por tipo de fuente en cada instalación por separado. En su Perfeccionamiento de 2019 de las Directrices del IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero, el IPCC declaró que pasar del nivel 1 al nivel 3 supone un aumento de la certidumbre de las mediciones de las emisiones relacionadas con el metano.

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Los Estados miembros tienen prácticas diferentes en lo que respecta al nivel en el que notifican a la secretaría de la CMNUCC sus emisiones de metano relacionadas con la energía. Notificar en el nivel 2 las grandes fuentes de emisión está en consonancia con las directrices de notificación del IPCC, ya que el nivel 2 se considera un método de nivel superior. Notificar en el nivel 1, que es el nivel más bajo, sigue siendo muy común en varios Estados miembros para las emisiones de metano procedentes del carbón, el gas y el petróleo. En consecuencia, las metodologías de estimación y la notificación de las emisiones de metano relacionadas con la energía varían de un Estado miembro a otro.

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En la actualidad, las iniciativas voluntarias impulsadas por el sector industrial siguen siendo la principal línea de acción para la cuantificación y mitigación de las emisiones de metano en muchos países. Una iniciativa clave en el sector energético impulsada por el sector industrial es la OGMP, una iniciativa voluntaria sobre medición y notificación de las emisiones de metano, creada en 2014 por el PNUMA y la CCAC, en la que está representada la Comisión. La OGMP se centra en el establecimiento de las mejores prácticas para aumentar la disponibilidad de información mundial sobre la cuantificación y la gestión de las emisiones de metano e impulsar medidas de mitigación para reducir las emisiones de este gas. En la labor de la OGMP de desarrollo de normas y metodologías participan los Gobiernos, la sociedad civil y las empresas. Hasta la fecha, se han adherido a la OGMP 2.0 del PNUMA más de 115 empresas, con activos en más de sesenta países de cinco continentes, que representan más del 35 % de la producción mundial de petróleo y gas, y más del 70 % de los flujos de GNL. El marco de la OGMP 2.0 es la última versión de una norma dinámica de emisiones de metano y puede proporcionar una base adecuada para las normas sobre emisiones de metano, a partir de normas científicas sólidas.

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En este contexto, es necesario mejorar la medición de las emisiones de metano y la calidad de los datos notificados, incluidos los relativos a las principales fuentes de emisiones de metano asociadas a la energía producida y consumida en la Unión. Además, debe garantizarse la disponibilidad de datos a nivel de fuente y una cuantificación sólida de las emisiones de metano, aumentando así la fiabilidad de la notificación y el alcance de las medidas adecuadas de mitigación.

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Para que la cuantificación y la notificación sean eficaces, debe exigirse a los operadores y a las empresas que cuantifiquen y notifiquen las emisiones de metano por fuente, y que pongan a disposición de los Estados miembros datos agregados para que estos puedan mejorar la precisión de sus inventarios e informes. Además, es necesaria una verificación eficaz de los datos notificados. Para reducir todo lo posible la carga administrativa para los operadores y las empresas, estos deben informar anualmente.

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El presente Reglamento, que se basa en las partes pertinentes del marco de la OGMP 2.0, contribuye a la recopilación de datos fiables y sólidos que constituyan una base suficiente para realizar un seguimiento de las emisiones de metano y, en caso necesario, prevé medidas adicionales para seguir reduciéndolas.

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El marco de la OGMP 2.0 tiene cinco niveles de notificación. La notificación a nivel de fuente comienza en el nivel 3, que se considera comparable al nivel 3 de la CMNUCC. Permite utilizar factores de emisión genéricos. La notificación de nivel 4 de la OGMP 2.0 requiere mediciones directas de las emisiones de metano a nivel de fuente y permite el uso de factores de emisión específicos. La notificación de nivel 5 de la OGMP 2.0 requiere mediciones complementarias a nivel de emplazamiento, además de una cuantificación a nivel de fuente de las emisiones de metano. Asimismo, el marco de la OGMP 2.0 exige a las empresas que notifiquen las mediciones directas de emisiones de metano procedentes de activos operados, en un plazo de tres años a partir de la adhesión a la OGMP 2.0, y las de activos no operados, en un plazo de cinco años. Deben fijarse los plazos en los que los operadores y las empresas deben presentar los informes exigidos en virtud del presente Reglamento, sobre la base del enfoque adoptado por la OGMP 2.0 con respecto a la notificación a nivel de fuente y teniendo en cuenta que un gran número de empresas de la Unión ya se han adherido a la OGMP 2.0. Además de la cuantificación a nivel de fuente, la cuantificación a nivel de emplazamiento permite la evaluación, verificación y conciliación de las estimaciones a nivel de fuente agregadas por emplazamiento, lo que mejora la confianza en las emisiones notificadas. Al igual que en el marco de la OGMP 2.0, deben exigirse mediciones a nivel de emplazamiento para conciliar la cuantificación a nivel de fuente.

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Según los datos del inventario de gases de efecto invernadero de la Unión, que se basa en los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero notificados de conformidad con el Reglamento (UE) 2018/1999, más de la mitad de las emisiones directas de metano en el sector energético se debe a la liberación involuntaria de metano a la atmósfera. En el caso del petróleo y el gas, tales emisiones involuntarias representan la mayor parte de las emisiones de metano.

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Pueden producirse fugas involuntarias de metano a la atmósfera durante la perforación y la extracción, así como durante el tratamiento, el almacenamiento, el transporte y la distribución a los consumidores finales. Tales fugas también pueden producirse en pozos inactivos, pozos taponados temporalmente o pozos taponados permanentemente y abandonados. Algunas emisiones de metano pueden ser el resultado de imperfecciones o del desgaste normal de componentes técnicos tales como juntas, bridas y válvulas, o de componentes dañados, por ejemplo, en caso de accidente. La corrosión también puede causar fugas en las paredes de los equipos presurizados.

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A fin de reducir las emisiones de metano, los operadores deben adoptar todas las medidas de mitigación adecuadas para minimizar las emisiones de metano en sus actividades.

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Más concretamente, las emisiones de metano procedentes de fugas suelen reducirse mediante campañas de LDAR, efectuadas, en primer lugar, para detectar fugas y, después, para repararlas o sustituir los componentes con fugas. Por lo tanto, los operadores deben efectuar campañas de LDAR periódicas, también de los componentes que ventean metano, con el fin de detectar equipos que funcionen mal.

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A tal fin, debe establecerse un enfoque armonizado para garantizar la igualdad de condiciones para todos los operadores de la Unión. Ese enfoque debe incluir requisitos mínimos para las campañas de LDAR, dejando al mismo tiempo un grado adecuado de flexibilidad a los Estados miembros y a los operadores. Dicha flexibilidad es esencial para permitir la innovación y el desarrollo de nuevos componentes, nuevas tecnologías de LDAR y nuevos métodos de detección, evitando así un bloqueo tecnológico perjudicial para la protección del medio ambiente. Siguen apareciendo nuevas tecnologías de LDAR y nuevos métodos de detección y los Estados miembros deben fomentar la innovación en este sector, para que puedan adoptarse componentes, tecnologías de LDAR y métodos de detección que produzcan menos emisiones y que también sean precisos y rentables.

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Las obligaciones relativas a las campañas de LDAR deben reflejar buenas prácticas. Las campañas de LDAR deben tener como principal objetivo detectar y eliminar las fugas lo antes posible mediante la reparación o la sustitución del componente con fugas, más que cuantificarlas, y las zonas con mayor riesgo de fugas deben controlarse con mayor frecuencia. La determinación de la frecuencia de las campañas de LDAR y la decisión de reparar o sustituir un componente deben basarse no solo en la necesidad de reparar o sustituir los componentes de los que se escapa metano por encima del umbral de emisiones de metano, sino también en factores operativos, teniendo en cuenta los riesgos para la seguridad. Así pues, cuando se detecte un riesgo mayor para la seguridad o un riesgo mayor de emisiones de metano, las autoridades competentes deben poder recomendar campañas de LDAR más frecuentes para los componentes pertinentes o la sustitución de componentes por una tecnología menos propensa a fugas. Todas las fugas, independientemente de su tamaño, deben ser objeto de examen y control, ya que las pequeñas fugas pueden hacerse más grandes. Las reparaciones de fugas deben ir seguidas de la confirmación de que han sido eficaces. A fin de permitir el uso de componentes o tecnologías de detección de emisiones de metano nuevos o más avanzados, debe especificarse la magnitud de la pérdida de metano a partir de la cual es necesaria una reparación, permitiendo al mismo tiempo a los operadores elegir el dispositivo de detección. Cuando proceda, debe ser posible utilizar tecnologías de detección, como el seguimiento continuo, como parte de las campañas de LDAR, siempre que cumplan los requisitos del presente Reglamento para las tecnologías avanzadas de detección. Los operadores con mejores resultados que produzcan o traten petróleo o gas natural deben poder aplicar diferentes frecuencias de campaña de LDAR, siempre que se cumplan las condiciones del presente Reglamento y cuenten con la aprobación de las autoridades competentes.

(36)

Para detectar fugas, las campañas de LDAR deben efectuarse, mediante tecnologías y técnicas de detección adecuadas y disponibles: en el caso de los componentes de superficie y los situados por encima del nivel del mar, tan cerca como sea posible de cada fuente concreta de emisión potencial; en el caso de los componentes subterráneos, en el punto de contacto entre el terreno y la atmósfera, en una primera fase, y, cuando se detecte una fuga, tan cerca como sea posible de la fuente de emisión, en una segunda fase; y aplicando las mejores técnicas de detección disponibles en el mercado para los componentes marinos situados por debajo del nivel del mar o debajo del fondo marino.

(37)

Por lo que se refiere a los componentes subterráneos, las campañas de LDAR se efectúan generalmente mediante un proceso en dos fases. La primera fase consiste en efectuar una primera detección de fugas y determina si se ha de realizar una excavación o un sondeo («bar-hole drilling») cuando la tubería sea directamente accesible. Los operadores excavan o sondean el suelo si el nivel de la fuga es igual o superior al umbral para la primera detección de fugas. La segunda fase consiste en efectuar una segunda detección de fugas y determina si procede reparar la fuga. Los operadores reparan la fuga si su nivel es igual o superior al umbral para la segunda detección de fugas.

(38)

Los límites de detección mínimos sirven para garantizar que los dispositivos de detección tengan una sensibilidad suficiente para detectar fugas tal como exige el presente Reglamento. La Comisión debe determinar esos límites de detección mínimos y las técnicas de detección que deben utilizarse, teniendo en cuenta los diferentes tipos de componentes y las campañas de LDAR, para todas las categorías de componentes, junto con los umbrales aplicables a la primera fase de las campañas de LDAR para los componentes subterráneos.

(39)

La reparación o sustitución se debe efectuar inmediatamente después de la detección de una fuga de nivel igual o superior al umbral, especificado en el presente Reglamento, o tan pronto como sea posible después de la detección. Aunque podría ser necesario tener en cuenta aspectos administrativos, técnicos y de seguridad excepcionales, deben aportarse pruebas para justificar cualquier retraso en la reparación o sustitución. Las reparaciones o sustituciones deben utilizar las mejores tecnologías disponibles en el mercado que proporcionen protección a largo plazo contra futuras fugas.

(40)

Las pequeñas redes conectadas tal como se definen en la Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo (13) pueden enfrentarse a problemas de seguridad del suministro y estabilidad de la red en caso de paro del sistema. Por consiguiente, a fin de evitar tales riesgos para la seguridad del suministro, se deben realizar labores de reparación o sustitución durante los paros programados del sistema.

(41)

Debido a su potente efecto de emisión de gases de efecto invernadero, debe prohibirse el venteo, salvo en caso de emergencia o mal funcionamiento, o en determinados casos específicos en los que sea inevitable y estrictamente necesario. Con el fin de asegurarse de que los operadores no emplean equipos diseñados para ventear, deben adoptarse normas tecnológicas que permitan la utilización de alternativas con emisiones más bajas.

(42)

La combustión en antorcha se considera combustión rutinaria en antorcha cuando se realiza durante la producción normal de petróleo, gas y carbón, a falta de instalaciones adecuadas o de una geología que se preste para reinyectar el gas producido, utilizarlo in situ o enviarlo a un mercado. Debe prohibirse la combustión rutinaria en antorcha. La combustión en antorcha debe permitirse cuando sea la única alternativa al venteo y cuando este no esté prohibido. La eliminación de la combustión rutinaria en antorcha también aumentaría la disponibilidad de gas natural para los mercados del gas. El venteo es más perjudicial para el medio ambiente que la combustión en antorcha, ya que el gas liberado suele contener altos niveles de metano, mientras que la combustión en antorcha oxida el metano y lo convierte en CO2, que tiene menor potencial de calentamiento global. Por lo tanto, cuando no se disponga de otra opción, debe preferirse la combustión en antorcha al venteo.

(43)

El uso de la combustión en antorcha como alternativa al venteo requiere que los dispositivos de antorcha sean eficientes en la combustión del metano. Por este motivo, también debe incluirse un requisito de eficiencia de combustión para los casos en que se permite la combustión en antorcha y deben eliminarse progresivamente los dispositivos de combustión en antorcha diseñados con una eficiencia de destrucción y eliminación inferior al 99 %. También debe exigirse el uso de encendedores automáticos o quemadores piloto continuos, que producen una ignición más fiable, ya que no les afecta el viento.

(44)

La reinyección o la utilización in situ del metano o el envío de metano al mercado siempre deben ser preferibles al venteo o la combustión en antorcha. Los operadores que venteen deben demostrar a las autoridades competentes que no eran posibles la reinyección, la utilización in situ, el almacenamiento para uso posterior, el envío del metano a un mercado ni la combustión en antorcha, y los operadores que quemen en antorcha deben demostrar a las autoridades competentes que no eran posibles la reinyección, la utilización in situ, el almacenamiento para uso posterior ni el envío del metano a un mercado.

(45)

Los operadores deben notificar sin demora los incidentes importantes de venteo y combustión en antorcha a las autoridades competentes y presentar a dichas autoridades informes anuales más completos sobre todos los incidentes de venteo y los incidentes de combustión en antorcha. También deben garantizar que los equipos y dispositivos de venteo y combustión en antorcha cumplan las normas establecidas en el Derecho de la Unión.

(46)

Las emisiones de metano procedentes de pozos inactivos, pozos taponados temporalmente y pozos taponados permanentemente y abandonados suponen un riesgo para la salud, la seguridad y el medio ambiente. Por lo tanto, se les deben seguir aplicando las obligaciones de seguimiento —lo que incluye la cuantificación y, cuando haya equipos de seguimiento de la presión, el seguimiento de la presión — y las obligaciones de notificación, y estos pozos y emplazamientos de pozos deben ser taponados permanentemente, rehabilitados y saneados, según proceda. En tales casos, los Estados miembros deben tener un papel predominante, en particular en la elaboración de inventarios y, cuando no se pueda determinar quiénes son los responsables, en la notificación de emisiones de metano y la elaboración de planes de mitigación dentro de plazos claros.

(47)

En el caso de los pozos taponados permanentemente y abandonados, debe proporcionarse documentación adecuada que demuestre que no hay emisiones de metano con respecto a todos los pozos que hayan sido taponados permanentemente y abandonados en los treinta años previos a la fecha de entrada en vigor del presente Reglamento o en esa fecha o posteriormente, y, cuando dicha documentación esté disponible, con respecto a los pozos taponados permanentemente y abandonados más de treinta años antes de la fecha de entrada en vigor del presente Reglamento. Dicha documentación debe incluir, como mínimo, una cuantificación basada en factores de emisión o muestras, o pruebas fiables del aislamiento subsuperficial permanente, de conformidad con la norma ISO 16530-1:2017, la norma internacional aplicable en materia de integridad de los pozos de las industrias del petróleo y del gas natural.

(48)

Cuando se aporten a las autoridades competentes pruebas fiables de cantidades considerables de emisiones de metano en un pozo marino inactivo, en un pozo taponado temporalmente o en un pozo taponado permanentemente y abandonado, según el caso, que hayan sido confirmadas por un tercero independiente, las autoridades competentes deben decidir sobre la aplicación a dicho pozo de las obligaciones para los pozos taponados temporalmente.

(49)

El número de pozos inactivos, pozos taponados temporalmente y pozos taponados permanentemente y abandonados en el territorio de los Estados miembros es muy variable y algunos Estados miembros tienen un número muy elevado de tales pozos en sus territorios. Dichos Estados miembros deben poder aplicar un enfoque más gradual para el cumplimiento de sus obligaciones relativas a la elaboración de un inventario de esos pozos, con el fin de garantizar la proporcionalidad de los costes y las cargas administrativas asociados a ese inventario.

(50)

Dado que la probabilidad de que las fugas de metano procedentes de pozos marinos alcancen la superficie depende de varios factores y tiende a disminuir a medida que aumenta la profundidad del agua, y que la cantidad de recursos necesarios para la campaña y la intervención en los pozos marinos aumenta a medida que aumentan la profundidad del agua y la distancia de la costa, se debe considerar la posibilidad de establecer determinadas exenciones a las obligaciones previstas en el presente Reglamento para los pozos marinos situados en aguas con mayor profundidad, si se pueden aportar pruebas sólidas de que es muy probable que el efecto de las posibles emisiones de metano procedentes de dichos pozos en el clima sea insignificante.

(51)

Los datos del inventario de gases de efecto invernadero de la Unión muestran que las emisiones de metano procedentes de minas de carbón son, por sí solas, la principal fuente de emisiones de metano en el sector energético de la Unión. En 2019, las emisiones directas del sector del carbón representaron el 31 % de todas las emisiones de metano, un porcentaje casi igual al porcentaje de emisiones directas de metano procedentes de los sectores del petróleo y el gas natural combinados, que fue del 33 %.

(52)

En la actualidad, no existen disposiciones legales específicas a escala de la Unión que limiten las emisiones de metano procedentes del sector del carbón, a pesar de la disponibilidad de múltiples tecnologías de mitigación. No existe ninguna norma internacional ni de la Unión en materia de seguimiento, notificación y verificación aplicable específicamente al carbón. En la Unión, las emisiones de metano procedentes de la industria del carbón se notifican dentro del conjunto de las emisiones de gases de efecto invernadero de los Estados miembros. Los datos de las minas de carbón subterráneas también se incluyen en el registro europeo de emisiones y transferencias de contaminantes establecido por el Reglamento (CE) n.o 166/2006 del Parlamento Europeo y del Consejo (14).

(53)

Estudios recientes muestran que las emisiones de metano están vinculadas principalmente a las actividades de la minería subterránea, tanto en minas de carbón activas como cerradas y abandonadas. En las minas de carbón subterráneas activas, la concentración de metano en el aire se controla continuamente, ya que constituye un peligro para la salud y la seguridad. En el caso de las minas de carbón subterráneas, la gran mayoría de las emisiones de metano ocurren a través de los sistemas de ventilación y drenaje o de desgasificación, que representan las dos formas principales de reducir las concentraciones de metano en los conductos de ventilación de una mina de carbón.

(54)

Una vez que ha cesado la producción y se cierra o se abandona una mina de carbón, esta continúa liberando metano, que es lo que se denomina «metano de minas abandonadas» (MMA). Dichas emisiones de metano suelen ocurrir en puntos bien definidos de la fuente, como los pozos de ventilación o las válvulas de seguridad. Debido al incremento de la ambición climática y al desplazamiento de la producción de energía hacia fuentes de energía menos intensivas en carbono, es probable que las emisiones de MMA aumenten en la Unión. Se calcula que, incluso diez años después de que hayan cesado las extracciones, las minas de carbón no inundadas siguen emitiendo metano a unos niveles que alcanzan aproximadamente el 40 % de las emisiones registradas en el momento del cierre. Además, el tratamiento del MMA no se realiza de manera uniforme, debido a la existencia en la Unión de distintos derechos y obligaciones de propiedad y explotación. Por lo tanto, los Estados miembros deben elaborar inventarios de las minas de carbón subterráneas cerradas y de las minas de carbón subterráneas abandonadas en las que hayan cesado las actividades después del 3 de agosto de 1954 y los responsables que hayan sido determinados deben estar obligados a instalar dispositivos de medición de las emisiones de metano.

(55)

Las minas de carbón a cielo abierto activas en la Unión producen lignito y emiten menos metano que las minas de carbón subterráneas. Las minas de carbón de lignito de la Unión son en su mayoría explotaciones de carbón a cielo abierto, con la excepción de una mina de lignito subterránea en un Estado miembro. Según el inventario de gases de efecto invernadero de la Unión, en 2019 las minas de carbón a cielo abierto activas emitieron 166 kilotoneladas de metano, frente a las 828 kilotoneladas de metano procedentes de las minas de carbón subterráneas. La medición de las emisiones de metano de las minas de carbón a cielo abierto es difícil debido a la tendencia del metano a difundirse en una amplia zona. Por lo tanto, y a pesar de la disponibilidad de la tecnología adecuada, rara vez se miden las emisiones de metano de las minas de carbón a cielo abierto. Las emisiones de metano de las minas de carbón a cielo abierto pueden calcularse utilizando factores de emisión específicos del carbón de la cuenca y, con mayor precisión, utilizando factores de emisión específicos de las minas o de los yacimientos, ya que las cuencas carboníferas tienen yacimientos con diferentes capacidades para contener metano. Los factores de emisión pueden calcularse midiendo el contenido de gas de las vetas muestreadas a partir de testigos de perforación de las exploraciones. Por consiguiente, los operadores mineros deben cuantificar las emisiones de metano en las minas de carbón a cielo abierto utilizando esos factores de emisión.

(56)

Las emisiones de metano procedentes de minas de carbón subterráneas totalmente inundadas tienden a disminuir significativamente a lo largo del tiempo, a medida que las condiciones hidrogeológicas se estabilizan tras el cierre de la mina de carbón y completado el proceso de inundación. Por consiguiente, debe ser posible eximir a dichas minas de carbón de las obligaciones en materia de cuantificación, cuando esté debidamente justificado.

(57)

Los operadores mineros deben realizar mediciones y cuantificación continuas de las emisiones de metano procedentes de los pozos de ventilación en las minas de carbón subterráneas y mediciones continuas del metano venteado y quemado en antorcha en las estaciones de drenaje. Deben utilizar factores de emisión específicos por lo que respecta a las minas de carbón a cielo abierto. Deben comunicar esos datos a las autoridades competentes.

(58)

Las emisiones de metano pueden mitigarse con más eficacia en las minas de carbón subterráneas, tanto activas como cerradas, o en las minas de carbón subterráneas abandonadas. De momento, la mitigación efectiva de las emisiones de metano procedentes de las minas a cielo abierto activas y de las minas de carbón a cielo abierto cerradas o abandonadas se ve limitada por la tecnología. No obstante, con el fin de apoyar la investigación y el desarrollo de tecnologías de mitigación de esas emisiones de metano en el futuro, el seguimiento, la notificación y la verificación de la magnitud de dichas emisiones deben ser efectivos y detallados.

(59)

Las minas de carbón subterráneas activas son minas de carbón térmico o de hulla coquizable. El carbón térmico se utiliza principalmente como fuente de energía, y la hulla coquizable se utiliza como combustible y como reactivo en el proceso de fabricación de acero. Tanto las minas de carbón térmico como las de hulla coquizable deben ser objeto de medición, notificación y verificación, así como de medidas de mitigación con respecto a las emisiones de metano. Las medidas de mitigación deben aplicarse mediante la eliminación gradual del venteo y la combustión en antorcha. Las medidas de mitigación no deben suponer el deterioro de la seguridad de los trabajadores.

(60)

En el caso de las minas de carbón subterráneas activas, las medidas de mitigación deben aplicarse a través de la eliminación progresiva de los dispositivos de combustión en antorcha diseñados con una eficiencia de destrucción y eliminación inferior al 99 %. A pesar de que la inundación de las minas de carbón subterráneas cerradas o abandonadas permite evitar que se produzcan emisiones de metano, esta solución no se aplica sistemáticamente y plantea riesgos para el medio ambiente. En esas minas de carbón, también deben eliminarse progresivamente los dispositivos de combustión en antorcha diseñados con una eficiencia de destrucción y eliminación inferior al 99 %. Dado que las limitaciones geológicas y los factores medioambientales impiden adoptar un enfoque único en lo que respecta a las minas de carbón subterráneas abandonadas, los Estados miembros deben establecer su propio plan de mitigación, teniendo en cuenta dichas limitaciones y la viabilidad técnica de la mitigación del MMA.

(61)

A fin de reducir las emisiones de metano procedentes de las minas de carbón activas, los Estados miembros deben poder introducir sistemas de incentivos para la reducción de las emisiones de metano, supeditados a las normas aplicables sobre ayudas estatales. Dichos sistemas podrían incentivar, en particular, las inversiones en la captura e inyección de metano en la red y la reducción de las emisiones de metano procedentes de los pozos de ventilación y de la combustión en antorcha. Los Estados miembros deben poder introducir sistemas específicos de tasas y gravámenes para facilitar las inversiones en la reducción de las emisiones de metano, entre otras cosas, como parte de los programas de ayudas estatales destinados al desmantelamiento de las capacidades de producción de carbón, supeditados a las normas aplicables sobre ayudas estatales.

(62)

Deben permitirse las mejores prácticas de mitigación existentes para reducir las emisiones de metano en las minas de carbón cerradas o abandonadas, como el desarrollo de proyectos geotérmicos y de almacenamiento de calor en minas de carbón inundadas, las aplicaciones hidroeléctricas en minas de carbón no inundadas, la captura de las emisiones de metano mediante la desgasificación, el uso de dispositivos de desgasificación pertinentes para la seguridad, el uso del gas de una mina para la producción de energía o el embalsado del agua de una mina y otros posibles usos.

(63)

La Unión depende de las importaciones para el 70 % de su consumo de antracita, el 97 % de su consumo de petróleo y el 90 % de su consumo de gas natural. Si bien se calcula que el porcentaje de las emisiones antropogénicas mundiales de metano emitidas en Europa es de solo en torno al 6 %, el consumo de combustibles fósiles y la dependencia de las importaciones de estos combustibles contribuyen significativamente a las emisiones de metano de la Unión.

(64)

Los efectos del calentamiento global causados por las emisiones de metano son transfronterizos. Aunque algunos terceros países productores de energía fósil están empezando a actuar a nivel nacional para reducir las emisiones de metano en su sector energético, muchos productores y exportadores de terceros países no están sujetos a ninguna reglamentación en su respectivo mercado nacional. Necesitan incentivos claros para reducir sus emisiones de metano. Por consiguiente, debe ponerse a disposición de los mercados y del público en general información transparente sobre las emisiones de metano asociadas a la producción de petróleo crudo, gas natural y carbón comercializados en la Unión.

(65)

En la actualidad, existen pocos datos precisos —notificados con el nivel 3 de la CMNUCC o empleando métodos equivalentes— sobre las emisiones internacionales de metano. Muchos terceros países exportadores de energía fósil no han presentado hasta ahora datos completos del inventario a la secretaría de la CMNUCC. Además, existen pruebas del gran aumento de las emisiones de metano procedentes de las actividades de producción de petróleo y gas a escala mundial, a saber, de 65 a 80 millones de toneladas anuales en los últimos veinte años.

(66)

Como se anunció en la Estrategia para el metano, la Unión se ha comprometido a trabajar en cooperación con sus socios energéticos y otros terceros países clave importadores y exportadores de energía fósil para hacer frente a las emisiones de metano a escala mundial. La diplomacia de la energía en materia de emisiones de metano ya ha dado resultados importantes. En septiembre de 2021, la Unión y los Estados Unidos anunciaron el Compromiso Mundial sobre el Metano, que se puso en marcha en la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP 26) en noviembre de 2021. El Compromiso Mundial sobre el Metano representa el compromiso político de colaborar en la reducción colectiva, de aquí a 2030, de las emisiones mundiales de metano en un 30 %, en comparación con los niveles de 2020, y de adoptar medidas nacionales integrales para alcanzar ese objetivo. También incluye el compromiso de progresar en la aplicación de las mejores metodologías de inventario disponibles para cuantificar las emisiones de metano. Más de cien países, que representan casi la mitad de las emisiones antropogénicas mundiales de metano, ya se han adherido al Compromiso.

(67)

El IMEO desempeña un papel importante en el aumento de la transparencia en relación con las emisiones mundiales de metano del sector energético y la Comisión debe seguir cooperando con el IMEO.

(68)

Paralelamente a su labor diplomática para alcanzar compromisos mundiales a fin de reducir significativamente las emisiones de metano, la Unión sigue fomentando todos los esfuerzos relacionados con una reducción significativa de las emisiones de metano a escala mundial, en particular en los terceros países que suministran energía fósil a la Unión.

(69)

Por consiguiente, debe exigirse a los importadores de petróleo crudo, gas natural y carbón a la Unión que proporcionen a las autoridades competentes información sobre las medidas relacionadas con la medición, notificación, verificación y mitigación de las emisiones de metano que han acometido los exportadores a la Unión y los productores de terceros países, en particular sobre la aplicación de medidas reglamentarias o voluntarias para controlar las emisiones de metano de los productores de terceros países que suministran petróleo crudo, gas natural o carbón, como las campañas de LDAR o medidas para controlar y restringir los incidentes de venteo y los incidentes de combustión en antorcha. Los niveles de medición y notificación establecidos en los requisitos de información aplicables a los importadores deben corresponder a los aplicables a los operadores de la Unión. Asimismo, la obligación de los importadores de proporcionar información sobre las medidas adoptadas para el control de las emisiones de metano no debe ser más gravosa que la obligación correspondiente de los operadores de la Unión. Los Estados miembros deben comunicar la información sobre dichas medidas a la Comisión. A partir de esa información, la Unión debe crear y gestionar una base de datos de transparencia sobre el metano que contenga, entre otros datos, información notificada por las empresas de la Unión y por los importadores de petróleo crudo, gas natural y carbón. Esa base de datos serviría de fuente de información para las decisiones de compra de los importadores de petróleo crudo, gas natural y carbón, así como para otras partes interesadas y el público en general. Además de la base de datos de transparencia sobre el metano, la Comisión debe desarrollar perfiles de rendimiento del metano que contengan datos sobre las emisiones de metano relacionadas con el petróleo crudo, el gas natural y el carbón comercializados en la Unión. Esos perfiles también deben incluir una evaluación de los esfuerzos realizados por los productores e importadores de la Unión y los productores y exportadores de terceros países que suministran energía fósil a la Unión para medir, notificar y reducir sus emisiones de metano. Esos perfiles también deben incluir información sobre las medidas reglamentarias relativas a la medición, notificación, verificación y mitigación adoptadas por los terceros países en los que se produce petróleo crudo, gas natural y carbón.

(70)

Además, la Comisión debe establecer un instrumento de seguimiento mundial del metano que proporcione información sobre el acaecimiento, la magnitud y la ubicación de eventos que resulten en elevadas emisiones de metano procedentes de fuentes de energía, así como un mecanismo de reacción rápida a fin de hacer frente a los eventos superemisores que se produzcan dentro o fuera de la Unión. A este respecto, la Comisión debe tener en cuenta cualquier información debidamente justificada sobre eventos superemisores recibida de los Estados miembros o de terceros. Se debe alentar a los Estados miembros a que compartan dicha información con la Comisión. Esos instrumentos deben seguir potenciando la obtención de resultados reales y demostrables fruto de la aplicación de las medidas que regulan las emisiones de metano y de la adopción de medidas eficaces de mitigación por parte de las empresas de la Unión y de quienes proveen de energía fósil a la Unión. Debe ser posible que dichos instrumentos se basen en instrumentos o marcos internacionales existentes. Dichos instrumentos deben centralizar la información procedente de varios proveedores y servicios de datos certificados, incluidos el componente Copernicus del Programa Espacial de la Unión creado por el Reglamento (UE) 2021/696 del Parlamento Europeo y del Consejo (15) y el IMEO. Dichos instrumentos deben proporcionar información a los efectos de los diálogos bilaterales de la Comisión con los terceros países pertinentes en lo que respecta a las políticas y medidas en materia de emisiones de metano.

(71)

Juntos, la base de datos de transparencia sobre el metano, los perfiles de rendimiento del metano, el instrumento de seguimiento mundial del metano y el mecanismo de reacción rápida, deben contribuir a aumentar la transparencia para los compradores en la Unión, permitiéndoles tomar decisiones informadas sobre el abastecimiento, y aumentar la probabilidad de que se adopten más soluciones de mitigación de las emisiones de metano en todo el mundo. Además, dichos instrumentos deben servir de mayor incentivo para que las empresas de terceros países apliquen normas internacionales de medición y notificación de emisiones de metano, como las adoptadas en el marco de la OGMP 2.0, o adopten medidas eficaces de medición, y medidas de notificación y mitigación, y permitan la verificación.

(72)

Los nuevos contratos que los importadores de la Unión celebren para el suministro de petróleo crudo, gas natural o carbón deben reforzar la adopción en terceros países de normas para el seguimiento, la notificación y la verificación de emisiones de metano equivalentes a las establecidas en el presente Reglamento. Deben establecerse normas que permitan a los proveedores de terceros países y a los importadores de la Unión demostrar la equivalencia de dichas medidas con los requisitos del presente Reglamento en lo que respecta al petróleo crudo, el gas natural o el carbón importados a la Unión. Si bien no se pueden imponer cláusulas a tal efecto en el caso de los contratos existentes, es posible incluirlas en los nuevos contratos o en los contratos existentes que están en proceso de renovación, incluso tácitamente. En ese contexto, serían útiles para las empresas unas cláusulas modelo recomendadas por la Comisión.

(73)

Debe ser posible lograr la equivalencia del seguimiento, la notificación y la verificación de las emisiones de metano no solo mediante medidas aplicadas por empresas individuales, sino también en terceros países, a través de los marcos jurídicos vigentes que rigen el seguimiento, la notificación y la verificación. Por consiguiente, la Comisión debe estar facultada para establecer los requisitos relativos a las pruebas que deben aportar los terceros países a este respecto, colaborando activamente con todos los terceros países exportadores y teniendo debidamente en cuenta cualquier circunstancia diferente presente en dichos terceros países, así como las obligaciones de la Unión en virtud del Derecho internacional. La Comisión también debe estar facultada para establecer y revocar la equivalencia de determinados terceros países, cuando proceda.

(74)

Deben preverse instrumentos —incluidos los diálogos sobre los eventos superemisores, las decisiones de equivalencia en materia de seguimiento, notificación y verificación y la adopción de marcos de cooperación— a fin de garantizar la correcta aplicación de las obligaciones impuestas a los importadores, así como a los productores o exportadores establecidos en terceros países que suministren petróleo crudo, gas natural o carbón a la Unión. La Comisión debe poder proponer instrumentos a fin de cooperar con terceros países. La adopción de esos instrumentos debe estar sujeta a las disposiciones pertinentes de los Tratados, cuando proceda.

(75)

La Comisión no debe entablar un diálogo con terceros países sobre eventos superemisores, debe abstenerse de adoptar decisiones en cuanto a la equivalencia y no debe recomendar la apertura de negociaciones para un marco de cooperación cuando esto pueda comportar el riesgo de que se eludan las medidas restrictivas adoptadas en virtud del artículo 29 del Tratado de la Unión Europea (TUE) o del artículo 215 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea (TFUE) sobre la importación de petróleo crudo, gas natural y carbón.

(76)

Una vez que se pongan en marcha la base de datos de transparencia sobre el metano, los perfiles de rendimiento del metano, el instrumento de seguimiento mundial del metano y el mecanismo de reacción rápida, la Comisión debe establecer la metodología para calcular la intensidad de metano de la producción de petróleo crudo, gas natural y carbón. Dicha metodología debe hacerse pública. Sobre esta base, la Comisión debe evaluar las repercusiones que distintos niveles de valores máximos de intensidad de metano pueden tener en la seguridad del abastecimiento energético, así como en la competitividad de la economía de la Unión.

(77)

La Comisión debe estar facultada para establecer clases y valores máximos obligatorios de intensidad de metano asociados a la producción de petróleo crudo, gas natural y carbón comercializados en la Unión, sobre la base de la metodología para calcular la intensidad de metano de la producción de petróleo crudo, gas natural y carbón y la evaluación de las repercusiones que puede tener el establecimiento de valores máximos de intensidad de metano. Esos valores deben fijarse en niveles que promuevan la reducción de las emisiones mundiales de metano, y que al mismo tiempo preserven la seguridad del abastecimiento energético a escala nacional y de la Unión, velen por un trato no discriminatorio y protejan la competitividad de la economía de la Unión.

(78)

A fin de garantizar una aplicación armonizada del presente Reglamento y de crear un marco técnico común para todos los agentes de los sectores del petróleo, el gas y el carbón, la Comisión debe considerar, de conformidad con el Reglamento (UE) n.o 1025/2012 del Parlamento Europeo y del Consejo (16), pedir a las organizaciones europeas de normalización pertinentes que elaboren normas armonizadas para la medición y cuantificación de las emisiones de metano en los sectores del petróleo, el gas y el carbón, para las campañas de LDAR y para los equipos de venteo y combustión en antorcha. Dichas normas deben convertirse en obligatorias a efectos de la aplicación del presente Reglamento, a fin de garantizar un enfoque armonizado entre los operadores, las empresas, los operadores mineros y los implicados en garantizar el cumplimiento del presente Reglamento, en particular la Comisión, las autoridades competentes y los verificadores. Cuando no puedan establecerse normas armonizadas o estas no garanticen el cumplimiento de los requisitos del presente Reglamento, la Comisión debe estar facultada para adoptar prescripciones técnicas que se ocupen de los requisitos necesarios. Hasta la fecha de aplicación de dichas normas o prescripciones técnicas, los operadores, las empresas y los operadores mineros deben seguir las prácticas industriales más avanzadas y utilizar las mejores tecnologías disponibles.

(79)

Los Estados miembros deben establecer el régimen de sanciones aplicables a cualquier infracción del presente Reglamento y adoptar todas las medidas necesarias para garantizar su ejecución. Dichas sanciones deben ser efectivas, proporcionadas y disuasorias, y deben poder incluir multas y multas coercitivas. A fin de que las sanciones tengan un efecto disuasorio significativo, deben ser adecuadas al tipo de infracción, al beneficio económico derivado de la infracción y al tipo y gravedad del daño medioambiental y su repercusión en la seguridad y salud de las personas. Al imponer sanciones, las autoridades pertinentes deben tener debidamente en cuenta la naturaleza, gravedad y duración de la infracción en cuestión. Las sanciones deben imponerse de manera no discriminatoria y en consonancia con el Derecho de la Unión, internacional y nacional. Deben respetarse las garantías procesales aplicables y los principios de la Carta de los Derechos Fundamentales de la Unión Europea.

(80)

Por motivos de coherencia, debe establecerse una lista de los tipos de infracciones que han de ser objeto de sanciones. Además, a fin de facilitar una aplicación coherente de las sanciones en todos los Estados miembros, debe establecerse una lista no exhaustiva de criterios comunes indicativos para la aplicación de sanciones. El efecto disuasorio de las sanciones debe reforzarse previendo la posibilidad de publicar la información relativa a las sanciones impuestas por los Estados miembros, siempre que se cumpla con lo dispuesto en los Reglamentos (UE) 2016/679 (17) y (UE) 2018/1725 (18) del Parlamento Europeo y del Consejo cuando las sanciones se impongan a personas físicas.

(81)

Como consecuencia de las disposiciones que prevén que las inversiones de las entidades reguladas se tengan en cuenta en la fijación de tarifas, debe modificarse el Reglamento (UE) 2019/942 del Parlamento Europeo y del Consejo (19) para encomendar a la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) la tarea de facilitar un conjunto de indicadores y valores de referencia que permita comparar los costes unitarios de inversión vinculados a la medición, cuantificación, seguimiento, notificación, verificación y reducción de las emisiones de metano para proyectos comparables.

(82)

A fin de definir los elementos del proceso de eliminación gradual del venteo y la combustión en antorcha en las minas de hulla coquizable, deben delegarse en la Comisión los poderes para adoptar actos con arreglo al artículo 290 del TFUE con el fin de completar el presente Reglamento mediante el establecimiento de restricciones al venteo de metano procedente de los pozos de ventilación de las minas de hulla coquizable. Además, a fin de que pueda exigirse más información a los importadores, cuando resulte necesario, deben delegarse en la Comisión los poderes para adoptar actos con arreglo al artículo 290 del TFUE con el fin de completar el presente Reglamento modificando la información que deben proporcionar los importadores, o añadiendo información nueva. Asimismo, a fin de establecer la metodología para calcular la intensidad de metano asociada al petróleo crudo, gas natural y carbón comercializados en la Unión a nivel del productor, así como de establecer los valores y clases máximos de intensidad de metano pertinentes, deben delegarse en la Comisión los poderes para adoptar actos con arreglo al artículo 290 del TFUE con el fin de completar el presente Reglamento. Por último, a fin de garantizar una aplicación armonizada del presente Reglamento, deben delegarse en la Comisión los poderes para adoptar actos con arreglo al artículo 290 del TFUE con el fin de completar el presente Reglamento mediante la adopción de normas armonizadas y prescripciones técnicas. Reviste especial importancia que la Comisión lleve a cabo las consultas oportunas durante la fase preparatoria, en particular con expertos, y que esas consultas se realicen de conformidad con los principios establecidos en el Acuerdo interinstitucional de 13 de abril de 2016 sobre la mejora de la legislación (20). En particular, a fin de garantizar una participación equitativa en la preparación de los actos delegados, el Parlamento Europeo y el Consejo reciben toda la documentación al mismo tiempo que los expertos de los Estados miembros, y sus expertos tienen acceso sistemáticamente a las reuniones de los grupos de expertos de la Comisión que se ocupen de la preparación de actos delegados.

(83)

A fin de garantizar condiciones uniformes de ejecución del presente Reglamento, deben conferirse a la Comisión competencias de ejecución para adoptar normas detalladas relativas a los modelos para la notificación de las emisiones de metano, los límites mínimos de detección y las técnicas de detección para los dispositivos de detección, los umbrales aplicables a la primera fase de las campañas de LDAR, así como el procedimiento, los requisitos y las decisiones individuales en relación con la equivalencia de las medidas de seguimiento, notificación y verificación en terceros países, de conformidad con el artículo 291 del TFUE. Dichas competencias deben ejercerse de conformidad con el Reglamento (UE) n.o 182/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo (21).

(84)

La Comisión debe realizar un seguimiento y examinar la aplicación del presente Reglamento y presentar un informe al Parlamento Europeo y al Consejo. Ese informe debe evaluar, en particular, la eficacia y la eficiencia del presente Reglamento, el nivel de reducción de las emisiones de metano alcanzado y si se requieren medidas adicionales o alternativas. Dicho informe debe tener en cuenta la normativa pertinente de la Unión en ámbitos conexos. En función de las conclusiones de dicho informe, y como parte de la revisión del presente Reglamento, la Comisión puede considerar la posibilidad de presentar propuestas legislativas adecuadas, en su caso.

(85)

Dado que los objetivos del presente Reglamento, a saber, establecer normas para la medición, cuantificación, seguimiento, notificación y verificación precisos y correctos, así como la reducción de las emisiones de metano en el sector energético de la Unión, no pueden ser alcanzados de manera suficiente por los Estados miembros, sino que, debido a las dimensiones y efectos de la acción, pueden lograrse mejor a escala de la Unión, esta puede adoptar medidas, de acuerdo con el principio de subsidiariedad establecido en el artículo 5 del TUE. De conformidad con el principio de proporcionalidad establecido en el mismo artículo, el presente Reglamento no excede de lo necesario para alcanzar dichos objetivos.

a)

la exploración y producción de petróleo y gas natural, así como la recolección y el tratamiento de gas natural;

b)

los pozos inactivos, los pozos taponados temporalmente y los pozos taponados permanentemente y abandonados;

c)

el transporte y la distribución de gas natural, salvo los sistemas de medición en los puntos de consumo final y las partes de líneas de acometida entre la red de distribución y el sistema de medición ubicadas en la propiedad del cliente final, así como el almacenamiento subterráneo y las actividades en las instalaciones de GNL, y

d)

las minas de carbón activas, tanto subterráneas como a cielo abierto, las minas de carbón subterráneas cerradas y las minas de carbón subterráneas abandonadas.

1)

«emisiones de metano», todas las emisiones directas procedentes de cualquier componente, ya sea como resultado de un venteo, de una combustión en antorcha incompleta o de fugas;

2)

«componente», cualquier parte o elemento del equipo utilizado en instalaciones o infraestructuras de petróleo, gas natural o carbón, que pueda emitir metano;

3)

«operador», toda persona física o jurídica que explote o controle un activo o, cuando el Derecho nacional lo disponga, en quien se haya delegado un poder económico determinante sobre el funcionamiento técnico de un activo;

4)

«activo», una unidad empresarial o de explotación, que puede estar compuesta por varias instalaciones o emplazamientos, incluidos los activos operados y los activos no operados;

5)

«activos operados», los activos que estén bajo el control de explotación del operador;

6)

«activos no operados», los activos que no estén bajo el control de explotación del operador;

7)

«emplazamiento», un conjunto de componentes con alguna relación entre sí en tanto que subdivisión de un activo;

8)

«transporte», el transporte tal como se define en el artículo 2, punto 17, de la Directiva (UE) 2024/1788 del Parlamento Europeo y del Consejo (22);

9)

«gestor de la red de transporte», el gestor de la red de transporte tal como se define en el artículo 2, punto 18, de la Directiva (UE) 2024/1788;

10)

«distribución», la distribución tal como se define en el artículo 2, punto 19, de la Directiva (UE) 2024/1788;

11)

«gestor de la red de distribución», el gestor de la red de distribución tal como se define en el artículo 2, punto 20, de la Directiva (UE) 2024/1788;

12)

«operador minero», toda persona física o jurídica que explote o controle una mina de carbón o, cuando el Derecho nacional lo disponga, en quien se haya delegado un poder económico determinante sobre el funcionamiento técnico de una mina de carbón;

13)

«verificación», las actividades realizadas por un verificador para evaluar la conformidad con el presente Reglamento de los informes transmitidos por los operadores, las empresas y los operadores mineros con arreglo al presente Reglamento;

14)

«verificador», la persona jurídica que realice actividades de verificación y que, en el momento en el que se expida una declaración de verificación, esté acreditada por un organismo nacional de acreditación con arreglo al Reglamento (CE) n.o 765/2008, o, sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 5, apartado 2, de dicho Reglamento, la persona física autorizada de otro modo a realizar actividades de verificación;

15)

«fuente», un componente o estructura geológica que libere metano a la atmósfera, de forma deliberada o involuntaria, intermitente o continuada;

16)

«factor de emisión», un coeficiente que cuantifique las emisiones de un gas por unidad de actividad, basado bien en una muestra de datos de medición o bien en otros métodos de cuantificación que se promedien para determinar un índice representativo de emisiones para un nivel dado de actividad bajo unas condiciones dadas de funcionamiento;

17)

«factor de emisión genérico», un factor de emisión normalizado para cada tipo de fuente de emisión, obtenido a partir de inventarios o bases de datos pero que, en cualquier caso, no esté verificado mediante mediciones directas;

18)

«factor de emisión específico», un factor de emisión para un tipo de fuente de emisión obtenido a partir de mediciones directas;

19)

«medición directa», la medición de las emisiones de metano a nivel de fuente con un dispositivo de medición que permita tal medición;

20)

«cuantificación», las actividades destinadas a determinar la cantidad de emisiones de metano mediante mediciones directas o, cuando estas no sean viables, sobre la base de otros métodos, como herramientas de simulación y otros cálculos técnicos detallados, o una combinación de dichos métodos;

21)

«emisiones de metano a nivel de emplazamiento», todas las fuentes de emisiones de metano dentro de un emplazamiento;

22)

«medición a nivel de emplazamiento», una medición que recoja una visión general completa de todas las emisiones de metano a nivel de emplazamiento, incluidas, para una red de tuberías, las emisiones de los segmentos de dicha red y que implica generalmente el uso de sensores montados en una plataforma móvil, como un vehículo, dron, aeronave, embarcación o satélite, o el uso de otros medios, como redes de sensores fijos o de sensores puntuales continuos;

23)

«empresa», toda persona física o jurídica que realice al menos una de las actividades siguientes: exploración y producción de petróleo o de gas natural, recolección y tratamiento de gas natural, o transporte, distribución y almacenamiento subterráneo de gas natural, también con respecto al GNL;

24)

«instalación de GNL», una instalación de GNL tal como se define en el artículo 2, punto 33, de la Directiva (UE) 2024/1788;

25)

«campaña de detección y reparación de fugas» o «campaña de LDAR», la campaña destinada a determinar y detectar las fuentes de fugas de metano y otras emisiones de metano involuntarias y de repararlas o sustituir los componentes pertinentes;

26)

«campaña de detección y reparación de fugas de tipo 1» o «campaña de LDAR de tipo 1», la campaña de detección y reparación de fugas efectuada de conformidad con los requisitos establecidos con arreglo al artículo 14, apartados 2, 7 y 8, y al anexo I, parte 1, para las campañas de LDAR de tipo 1;

27)

«campaña de detección y reparación de fugas de tipo 2» o «campaña de LDAR de tipo 2», la campaña de detección y reparación de fugas efectuada de conformidad con los requisitos establecidos con arreglo al artículo 14, apartados 2, 7 y 8, y al anexo I, parte 1, para las campañas de LDAR de tipo 2;

28)

«lugar de producción», un lugar en el que se extraiga petróleo o gas natural del suelo y en el que no se efectúe ningún tratamiento;

29)

«lugar de tratamiento», un lugar en el que se utilicen procesos, como la separación del petróleo y del gas natural del agua, para el tratamiento del petróleo y del gas natural;

30)

«paro», la situación en la que un emplazamiento o parte de sus componentes deje de funcionar en condiciones normales de funcionamiento y esté parado, y en la que se requiera una reducción total o parcial de la presión antes de que puedan iniciarse los trabajos de reparación o mantenimiento;

31)

«venteo», la liberación directa a la atmósfera de metano sin quemar;

32)

«combustión en antorcha», la eliminación de metano por combustión controlada en un dispositivo diseñado para tal fin;

33)

«combustión rutinaria en antorcha», la combustión en antorcha durante la producción normal de petróleo o de gas natural, a falta de instalaciones adecuadas o de una geología susceptible de reinyectar el metano, utilizarlo in situ o enviarlo a un mercado, excepto la combustión en antorcha debida a una emergencia o un mal funcionamiento;

34)

«antorcha», un dispositivo equipado con un quemador piloto utilizado para la combustión en antorcha;

35)

«emergencia», la situación temporal, inesperada e infrecuente en la que las emisiones de metano sean inevitables y necesarias para evitar efectos negativos inminentes y sustanciales en la seguridad de las personas, la salud o el medio ambiente, a excepción de las situaciones derivadas de las siguientes circunstancias o relacionadas con ellas:

36)

«mal funcionamiento», un fallo o avería repentino e inevitable del equipo que escape al control razonable del operador y perturbe sustancialmente las actividades, sin que no constituya un fallo o avería de equipo causado total o parcialmente por un mantenimiento deficiente, por una negligencia o por otra causa evitable;

37)

«eficiencia de destrucción y eliminación», el porcentaje en masa de metano que se destruya o elimine después de que haya cesado la combustión en relación con la cantidad de metano que entre en la antorcha;

38)

«pozo inactivo», un pozo de exploración o producción de petróleo o gas o emplazamiento de tal pozo, en tierra o en el mar, en el que no se hayan realizado actividades de exploración o producción durante al menos un año, salvo los pozos taponados temporalmente y los pozos taponados permanentemente y abandonados;

39)

«pozo taponado temporalmente», un pozo de exploración o producción de petróleo o gas o emplazamiento de tal pozo, en tierra o en el mar, en el que se hayan instalado barreras para aislar temporalmente el depósito de producción y en el que siga habiendo acceso al pozo;

40)

«pozo taponado permanentemente y abandonado», un pozo de exploración o producción de petróleo o gas o emplazamiento de tal pozo, en tierra o en el mar, que haya sido taponado y al que no se pueda volver a acceder, en el que se haya puesto fin a todas las actividades y del que se hayan retirado todas las instalaciones relacionadas con el pozo de conformidad con los requisitos normativos aplicables, y sobre el que pueda proporcionarse documentación tal como se establece en el anexo V, parte 1, punto 3;

41)

«saneamiento», el proceso de limpieza de las aguas y los suelos contaminados;

42)

«rehabilitación», el proceso de devolver el suelo y la vegetación de un pozo de petróleo o de gas o del emplazamiento de tal pozo a unas condiciones similares a las que existían antes de que se perturbaran;

43)

«mina de carbón», un emplazamiento en el que se extraiga o se haya extraído carbón, incluidos terrenos, excavaciones, galerías subterráneas, pozos, excavaciones subterráneas escalonadas, túneles y accesos, estructuras, instalaciones, equipos, maquinaria y herramientas, situados a cielo abierto o subterráneos, y utilizados en, o resultantes de, las labores de extracción de lignito, carbón subbituminoso, carbón bituminoso o antracita de sus yacimientos naturales en la tierra por cualquier medio o método, e incluye las labores de preparación del carbón para su extracción;

44)

«mina de carbón activa», una mina de carbón cuyos ingresos procedan, en su mayor parte, de la extracción de lignito, carbón subbituminoso, carbón bituminoso o antracita, y en la que se cumpla al menos una de las condiciones siguientes:

45)

«mina de carbón subterránea», una mina de carbón en la que el carbón se extraiga haciendo túneles en la tierra hasta llegar al lecho de carbón, en el cual el carbón se extraiga a continuación con equipos de minería subterránea, como cortadoras y maquinaria para minería continua, por tajo largo y tajo corto, y se transporte a la superficie;

46)

«mina de carbón a cielo abierto», una mina de carbón en la que el carbón se encuentre cerca de la superficie y pueda extraerse eliminando las capas de roca y suelo que lo recubren;

47)

«pozo de ventilación», un pasaje vertical utilizado para llevar aire fresco bajo tierra o para extraer metano y otros gases de una mina de carbón subterránea;

48)

«estación de drenaje», una estación que recolecte el metano procedente de un sistema de drenaje de gas de una mina de carbón;

49)

«sistema de drenaje», un sistema que pueda abarcar varias fuentes de metano y que drene el gas rico en metano procedente de las vetas de carbón o de los estratos rocosos circundantes y lo transporte a una estación de drenaje;

50)

«actividades posteriores a la extracción», las actividades realizadas después de que el carbón haya sido extraído y transportado a la superficie, entre las que se incluyen la manipulación, el tratamiento, el almacenamiento y el transporte del carbón;

51)

«medición continua», la medición cuya lectura se tome al menos cada minuto;

52)

«yacimiento de carbón», un área que contenga grandes cantidades y concentraciones de carbón explotable, definida según la metodología del Estado miembro para documentar los yacimientos minerales geológicos;

53)

«mina de carbón cerrada», una mina de carbón en la que la producción de carbón haya cesado, que se haya cerrado de conformidad con los requisitos aplicables en materia de concesión de licencias u otros acuerdos, y para la que un operador, propietario o licenciatario tenga todavía un permiso, licencia u otro documento jurídico válidos que confieran la responsabilidad de la mina de carbón;

54)

«mina de carbón abandonada», una mina de carbón en la que la producción de carbón haya cesado, pero con respecto a la cual no pueda determinarse el operador, propietario o licenciatario que esté sujeto a las obligaciones derivadas de un permiso, licencia u otro documento jurídico válidos que confieran la responsabilidad de la mina de carbón, o que no se haya cerrado de manera regulada;

55)

«uso alternativo de una mina de carbón subterránea abandonada», el uso de la infraestructura minera subsuperficial y de los equipos de extracción de carbón para fines distintos de la producción de carbón;

56)

«equipo de extracción de carbón», cualquier equipo que quede vinculado a los estratos que contienen metano, como las aberturas de evacuación y las tuberías de drenaje;

57)

«mina de hulla coquizable», una mina de carbón en la que al menos el 50 % de la producción media de los tres últimos años disponibles es hulla coquizable, tal como se define en el anexo B del Reglamento (CE) n.o 1099/2008 del Parlamento Europeo y del Consejo (23);

58)

«productor», una empresa que, en el marco de una actividad comercial, produzca petróleo crudo, gas natural o carbón extrayéndolo del suelo de una zona objeto de la concesión, tratándolo o transportándolo a través de infraestructuras conectadas dentro de dicha zona;

59)

«importador», toda persona física o jurídica que, en el marco de una actividad comercial, comercialice en la Unión petróleo crudo, gas natural o carbón originarios de un tercer país, incluida cualquier persona física o jurídica establecida en la Unión designada para realizar los actos y trámites exigidos en virtud del capítulo 5;

60)

«exportador», la contraparte contractual del importador en cada contrato celebrado para el suministro de petróleo crudo, gas natural o carbón a la Unión;

61)

«perfil de rendimiento del metano», la información y las fichas técnicas individuales de los Estados miembros, los terceros países y, cuando proceda, los productores o importadores de la Unión, así como los productores o exportadores de terceros países que suministren petróleo crudo, gas natural o carbón a la Unión o comercialicen petróleo crudo, gas natural o carbón en la Unión, según proceda, que se publiquen en la base de datos de transparencia sobre el metano;

62)

«evento superemisor», un evento sucedido dentro o fuera de la Unión y en el que una fuente o un conjunto de fuentes estrechamente conectadas entre sí en un emplazamiento emitan más de 100 kg de metano por hora;

63)

«proceso de conciliación», la investigación y explicación de las razones de cualquier discrepancia estadísticamente significativa entre la cuantificación a nivel de fuente y la medición a nivel de emplazamiento de las emisiones de metano.

a)

investigar las denuncias fundamentadas a que se refiere el artículo 7 y los casos de incumplimiento lo antes posible a partir de la fecha en que las autoridades competentes tengan conocimiento de tales denuncias o incumplimientos y a más tardar diez meses a partir de dicha fecha;

b)

asegurarse, cuando las autoridades competentes lo consideren oportuno, de que las reparaciones de fugas o las sustituciones de componentes se hayan realizado de conformidad con el artículo 14 y de que se hayan aplicado medidas de mitigación de conformidad con los artículos 18, 22 y 26;

c)

garantizar el cumplimiento cuando se haya concedido una excepción en virtud del artículo 14, apartado 5;

d)

verificar, cuando las autoridades competentes lo consideren pertinente, el cumplimiento del presente Reglamento por parte de las empresas y los importadores.

a)

la elección y el empleo de factores de emisión;

b)

las metodologías, los cálculos, los muestreos o las distribuciones estadísticas, que posibiliten la determinación de las emisiones de metano;

c)

los riesgos de medición o notificación inadecuadas;

d)

los sistemas de control o de aseguramiento de la calidad aplicados por los operadores, empresas, operadores mineros o importadores.

a)

la agregación de los datos sobre emisiones de metano de acuerdo con los métodos estadísticos apropiados;

b)

la verificación y validación de las metodologías y los procesos estadísticos empleados por el sector industrial para cuantificar los datos sobre emisiones de metano;

c)

el desarrollo de metodologías de agregación y análisis de datos conformes con las buenas prácticas científicas y estadísticas para garantizar un mayor grado de precisión de las estimaciones de emisiones de metano, con una caracterización adecuada de la incertidumbre;

d)

la publicación de los datos notificados agregados por fuente principal y por nivel de notificación, clasificados, cuando los haya, por activos operados y no operados, de conformidad con los requisitos de competencia y confidencialidad;

e)

la comunicación de discrepancias importantes halladas entre las fuentes de datos que contribuyen a la formulación de metodologías científicas más sólidas;

f)

la notificación de los eventos superemisores detectados mediante un sistema de detección precoz y alerta.

a)

de los activos operados, a más tardar el 5 de febrero de 2026, y

b)

de los activos no operados, a más tardar el 5 de febrero de 2027, siempre que no hayan sido notificados en aplicación de la letra a).

a)

de los activos operados, a más tardar el 5 de febrero de 2027 y a más tardar el 31 de mayo cada año a partir de entonces, y

b)

de los activos no operados, a más tardar el 5 de agosto de 2028 y a más tardar el 31 de mayo cada año a partir de entonces, siempre que no hayan sido notificados en aplicación de la letra a).

a)

tipo y ubicación de las fuentes de emisión;

b)

datos detallados para cada tipo de fuente de emisión, notificados en toneladas de metano y en toneladas equivalentes de CO2, utilizando los potenciales de calentamiento atmosférico definidos en el Sexto Informe de Evaluación del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC);

c)

información detallada sobre las metodologías de cuantificación;

d)

todas las emisiones de metano de los activos operados;

e)

el porcentaje de propiedad y las emisiones de metano procedentes de activos no operados multiplicadas por el porcentaje de propiedad;

f)

una lista de las entidades con control operativo de los activos no operados.

a)

lo notificarán sin demora a las autoridades competentes antes de que finalice el período de notificación;

b)

efectuarán lo antes posible un proceso de conciliación e informarán a la autoridad competente de los resultados del proceso de conciliación, incluida cualquier prueba y documento justificativo, según sea necesario, a más tardar en el siguiente período de notificación.

a)

para los componentes de superficie y subterráneos, excluidas las redes de distribución y transporte, de conformidad con las frecuencias mínimas establecidas en el anexo I, parte 1, punto 1;

b)

para los componentes de las redes de distribución y transporte, de conformidad con las frecuencias mínimas establecidas en el anexo I, parte 1, punto 2;

c)

para todos los componentes marinos, de conformidad con las frecuencias mínimas establecidas en el anexo I, parte 1, punto 3;

d)

para todos los demás componentes, de conformidad con las frecuencias mínimas establecidas en el anexo I, parte 1, punto 4.

a)

las autoridades competentes aprueben su uso en el contexto del programa LDAR;

b)

la medición se realice a nivel de cada posible fuente de emisión individual, y

c)

las tecnologías avanzadas de detección cumplan los requisitos establecidos en los apartados 7 y 8 y sean conformes a los requisitos establecidos en el anexo I, parte 2.

a)

para todos los componentes situados en lugares de tratamiento, se realicen campañas de LDAR de tipo 1 al menos cada doce meses;

b)

para al menos el 25 % de los componentes situados en lugares de tratamiento, se realicen cada doce meses campañas de LDAR de tipo 2 en las que se comprueben todos los componentes cada cuarenta y ocho meses;

c)

para todos los componentes situados en lugares de producción, se realicen campañas de LDAR de tipo 1 al menos cada treinta y seis meses;

d)

para todos los componentes situados en lugares de producción, se realicen campañas de LDAR de tipo 2 al menos cada sesenta meses.

a)

en un nivel lo más próximo posible a cada fuente de emisión potencial, para los componentes de superficie y los componentes situados por encima del nivel del mar;

b)

en el punto de contacto entre el terreno y la atmósfera, para los componentes subterráneos en una primera fase y, cuando se detecte una fuga tal como se especifique en el acto de ejecución adoptado de conformidad con el apartado 7, tan cerca como sea posible de la fuente de emisión, en una segunda fase;

c)

aplicando las mejores técnicas de detección disponibles en el mercado para los componentes marinos situados por debajo del nivel del mar o debajo del fondo marino.

a)

los límites mínimos de detección y las técnicas mínimas de detección que han de utilizarse para los distintos dispositivos de detección empleados para cumplir los requisitos relativos a todos los componentes a que se refiere el apartado 8;

b)

los umbrales aplicables a la primera fase de las campañas de LDAR que hayan de utilizarse al objeto de cumplir los requisitos relativos a los componentes subterráneos a que se refiere el apartado 8.

a)

para campañas de LDAR de tipo 1: 7 000 partes por millón en volumen de metano o 17 gramos por hora de metano;

b)

para campañas de LDAR de tipo 2:

a)

la seguridad del personal y las demás personas en las proximidades de la fuga detectada;

b)

cualquier impacto medioambiental adverso si el operador puede demostrar que dicho impacto sería mayor que los beneficios medioambientales, por ejemplo, cuando una reparación pueda generar un nivel global de emisiones de metano superior al que se generaría de no realizarse la reparación;

c)

la accesibilidad de un componente, incluido el mantenimiento programado, los requisitos del proceso de concesión de permisos o la autorización administrativa exigida;

d)

la falta de disponibilidad de piezas de recambio necesarias para la reparación del componente o de componentes de recambio, y

e)

un deterioro importante de la situación del suministro de gas que pueda generar uno de los niveles de crisis que se mencionan en el artículo 11, apartado 1, del Reglamento (UE) 2017/1938 del Parlamento Europeo y del Consejo (25).

a)

de niveles de metano iguales o superiores a los umbrales establecidos en el apartado 8 a temperatura y presión estándar durante una campaña de LDAR anterior, inmediatamente después de la reparación realizada con arreglo al apartado 9 y en un plazo máximo de cuarenta y cinco días a partir de esa fecha, a fin de asegurarse de que la reparación ha tenido éxito, y

b)

de niveles de metano inferiores a los umbrales establecidos en el apartado 8 a temperatura y presión estándar, en un plazo máximo de tres meses a partir de la fecha de detección de las emisiones, para comprobar, al menos una vez, si la magnitud de las pérdidas de metano ha sufrido variaciones y si es necesaria una reparación.

a)

durante las operaciones normales de los dispositivos neumáticos, los compresores, los tanques de almacenamiento a presión atmosférica, los dispositivos de muestreo y medición y las juntas de gas seco, u otros componentes diseñados para el venteo, siempre y cuando dicho equipo cumpla las normas o prescripciones técnicas establecidas en virtud del artículo 32 y sea objeto de un mantenimiento adecuado para reducir todo lo posible las fugas de metano;

b)

para eliminar o limpiar las acumulaciones de líquidos en un pozo a la presión atmosférica;

c)

durante el calibrado o el muestreo de un tanque de almacenamiento u otro recipiente de baja presión, siempre que el tanque o recipiente cumpla las normas o prescripciones técnicas establecidas en virtud del artículo 32;

d)

durante el trasvase de líquidos desde un tanque de almacenamiento u otro recipiente de baja presión a un vehículo de transporte, siempre que el depósito o recipiente cumpla las normas o las prescripciones técnicas establecidas en virtud del artículo 32;

e)

durante la reparación, el mantenimiento, los procedimientos de prueba y el desmantelamiento, incluidas la evacuación de presión y la despresurización de equipos para realizar la reparación y el mantenimiento;

f)

durante una prueba del cabezal de entubación («bradenhead test»);

g)

durante una prueba de fugas del obturador («packer leakage test»);

h)

durante una prueba de producción («production test») de una duración inferior a veinticuatro horas;

i)

cuando el metano no cumpla con las especificaciones de la tubería colectora, siempre y cuando el operador analice muestras de metano dos veces por semana para determinar si se han alcanzado las especificaciones y conduzca el metano a una tubería colectora tan pronto como se alcancen las especificaciones de la tubería;

j)

durante la puesta en marcha de tuberías, equipos o instalaciones, solo durante el tiempo necesario para purgar las impurezas de la tubería o el equipo;

k)

durante la limpieza por raspado, la evacuación de presión para realizar reparaciones, el desmantelamiento o la purga de una tubería con fines de reparación o mantenimiento, y solo cuando el gas no pueda ser contenido o redirigido a una parte no afectada de la tubería.

a)

causados por una emergencia o un mal funcionamiento, o

b)

que duren un total de ocho horas o más en un período de veinticuatro horas a partir de un único incidente.

a)

a más tardar el 5 de agosto de 2025, se haya incluido en el inventario al menos el 20 % de esos pozos, dando prioridad a la inclusión de los pozos inactivos y los pozos taponados temporalmente;

b)

a más tardar el 5 de agosto de 2026, se haya incluido en el inventario al menos el 40 % de esos pozos;

c)

cada doce meses después del 5 de agosto de 2026 se incluya en el inventario al menos un 15 % más de esos pozos;

d)

todos los pozos estén incluidos en el inventario a más tardar el 5 de agosto de 2030.

a)

sanear, rehabilitar y taponar permanentemente los pozos;

b)

rehabilitar las vías de acceso correspondientes o el suelo circundante bajo el agua, según proceda;

c)

restaurar el suelo, el agua, el fondo marino y el hábitat afectados por los pozos y las operaciones previas;

d)

realizar el seguimiento para garantizar que los pozos taponados no sean una fuente de emisiones de metano de conformidad con el presente artículo.

a)

emisiones de metano procedentes de todos los pozos de ventilación utilizados por el operador minero;

b)

emisiones de metano procedentes de las estaciones de drenaje y del sistema de drenaje de metano, ya sea como resultado de un venteo deliberado o involuntario, o de una combustión en antorcha incompleta;

c)

emisiones de metano que ocurran durante las actividades posteriores a la extracción y dentro de la zona de la mina de carbón.

a)

emisiones de metano que ocurran en la mina de carbón durante el proceso de extracción;

b)

emisiones de metano que ocurran durante las actividades posteriores a la extracción y dentro de la zona de la mina de carbón.

a)

causados por una emergencia o un mal funcionamiento;

b)

que sucedan de manera inevitable, debido a operaciones de mantenimiento del sistema de drenaje.

a)

emisiones de metano procedentes de todos los pozos de ventilación que sigan emitiendo metano;

b)

emisiones de metano procedentes de equipos de extracción de carbón que hayan dejado de utilizarse;

c)

emisiones de metano procedentes de otras fuentes de emisión puntuales bien definidas que se especifican en el anexo VIII, parte 1.

a)

cuando el petróleo crudo, el gas natural y el carbón estén sujetos a una verificación por terceros independientes equivalente a la prevista en los artículos 8 y 9 y el productor establecido en un tercer país aplique:

b)

cuando el tercer país haya implantado y aplique a los productores y exportadores establecidos en ese tercer país y que suministran petróleo crudo, gas natural o carbón al mercado de la Unión un marco regulador en materia de seguimiento, notificación y verificación que sea al menos equivalente al aplicado en la Unión; en particular, cuando el tercer país haya demostrado que dichos requisitos de seguimiento y notificación garantizan al menos una cuantificación a nivel de fuente y de emplazamiento y una notificación periódica equivalentes a las establecidas en el artículo 12, en el caso del petróleo crudo y el gas natural, y en el artículo 20, en el caso del carbón, y que existe una verificación efectiva por parte de un tercero independiente equivalente a la establecida en los artículos 8 y 9, así como una supervisión y un control del cumplimiento efectivos.

a)

una lista de terceros países en los que se produce petróleo crudo, gas natural o carbón y desde los que se exporta a la Unión;

b)

para cada Estado miembro o tercer país a que se refiere la letra a), la información siguiente:

c)

para cada Estado miembro, una lista de los importadores que comercializan petróleo crudo, gas natural o carbón en la Unión;

d)

para cada tercer país a que se refiere la letra a), la información siguiente:

a)

las emisiones de metano relacionadas con el petróleo crudo, el gas natural y el carbón comercializados en la Unión y una evaluación de la calidad de los datos de las emisiones de metano notificadas, que incluya el nivel de notificación de la OGMP 2.0, cuando proceda;

b)

una evaluación de la labor de seguimiento, notificación y reducción de las emisiones de metano realizada por los productores o importadores de la Unión y por productores o exportadores de terceros países que comercialicen petróleo crudo, gas natural o carbón en la Unión, también por regiones, cuando proceda;

c)

un análisis de los eventos superemisores que hayan sucedido en los Estados miembros o en terceros países de los que la Unión importe petróleo crudo, gas natural o carbón, y del modo en que se hayan tratado.

a)

la medición y cuantificación de las emisiones de metano a que se refiere el artículo 12, apartado 5;

b)

las campañas de LDAR a que se refiere el artículo 14, apartado 1;

c)

el equipo a que se refiere el artículo 15, apartados 3 y 5;

d)

la cuantificación de las emisiones de metano a que se refiere el artículo 18, apartado 3, y

e)

la medición y cuantificación de las emisiones de metano a que se refieren el artículo 20, apartado 4, y el artículo 25, apartado 2.

a)

la medición y cuantificación de las emisiones de metano a que se refiere el artículo 12, apartado 5;

b)

las campañas de LDAR a que se refiere el artículo 14, apartado 1;

c)

el equipo a que se refiere el artículo 15, apartados 3 y 5;

d)

la cuantificación de las emisiones de metano a que se refiere el artículo 18, apartado 3, y

e)

la medición y cuantificación de las emisiones de metano a que se refieren el artículo 20, apartado 4, y el artículo 25, apartado 2.

a)

que la solicitud no haya sido aceptada;

b)

que las normas solicitadas no se hayan entregado en el plazo establecido;

c)

que las normas elaboradas por las organizaciones europeas de normalización no se atengan a la solicitud, o

d)

que las normas elaboradas por la organización europea de normalización se consideren insuficientes para cubrir total o parcialmente los requisitos del presente Reglamento.

a)

multas proporcionales al daño medioambiental y a los efectos en la seguridad y salud de las personas, que se fijen en un nivel que:

b)

multas coercitivas para obligar a los operadores, empresas, operadores mineros o importadores a poner fin a una infracción, cumplir una decisión que imponga medidas de reparación o medidas correctoras, proporcionar información o someterse a una inspección, según proceda.

a)

adoptar una decisión por la que se exija a la persona que ponga fin a la infracción;

b)

disponer el decomiso de los beneficios obtenidos o las pérdidas evitadas gracias a las infracciones, en la medida en que puedan determinarse;

c)

emitir advertencias o avisos públicos;

d)

adoptar una decisión por la que se impongan multas coercitivas;

e)

adoptar una decisión por la que se impongan multas administrativas.

a)

el incumplimiento por parte de los operadores, empresas, operadores mineros o importadores de la obligación de proporcionar a las autoridades competentes o a los verificadores la asistencia necesaria para el desempeño de sus funciones de conformidad con el presente Reglamento;

b)

el incumplimiento por parte de los operadores u operadores mineros de las medidas establecidas en los informes de inspección a que se refiere el artículo 6, apartados 5 y 6;

c)

el incumplimiento por parte de los operadores u operadores mineros de la obligación de presentar los informes sobre emisiones de metano exigidos por el artículo 12, el artículo 18, apartado 3, el artículo 20 y el artículo 25, apartado 6, incluida la declaración de verificación expedida por un verificador independiente de conformidad con el artículo 8, apartado 4;

d)

el incumplimiento por parte de los operadores de la obligación de presentar un programa LDAR de conformidad con el artículo 14, apartado 1, o de efectuar una campaña de LDAR de conformidad con el artículo 14, apartados 2, 5 y 6;

e)

el incumplimiento por parte de los operadores de la obligación de reparar o sustituir los componentes, de controlar continuamente los componentes y de registrar las fugas de conformidad con el artículo 14, apartados 8 a 13;

f)

el incumplimiento por parte de los operadores de la obligación de presentar un informe de conformidad con el artículo 14, apartado 14;

g)

el venteo o la combustión en antorcha, incluida la combustión rutinaria en antorcha, por parte de operadores u operadores mineros, excepto en las situaciones previstas en el artículo 15, apartados 2 y 3, el artículo 22, apartados 1 y 2, y el artículo 26, apartado 2;

h)

el incumplimiento por parte de los operadores u operadores mineros de la obligación de demostrar la necesidad de utilizar el venteo en lugar de la combustión en antorcha y la necesidad de utilizar la combustión en antorcha en lugar de la reinyección, la utilización in situ, el almacenamiento para uso posterior o el envío de metano al mercado, en el caso de los operadores, o de la utilización o la mitigación, en el caso de los operadores mineros, de conformidad con el artículo 15, apartados 4 y 6, el artículo 22, apartados 1 y 2 y el artículo 26, apartado 2;

i)

el incumplimiento por parte de los operadores de la obligación de sustituir o utilizar el equipo de venteo de conformidad con el artículo 15, apartados 5 y 7;

j)

el incumplimiento por parte de los operadores u operadores mineros de la obligación de notificar los incidentes de venteo y de combustión en antorcha, o de presentar informes al respecto, de conformidad con el artículo 16, el artículo 23, apartado 1, o el artículo 26, según proceda;

k)

el uso de antorchas o dispositivos de combustión que incumplan los requisitos establecidos en los artículos 17, 22 y 23;

l)

el incumplimiento por parte de los responsables de la obligación de aplicar medidas de mitigación de conformidad con el artículo 18, apartados 6 y 9;

m)

el incumplimiento por parte de los importadores de la obligación de proporcionar la información exigida de conformidad con el artículo 27, apartado 1, y el anexo IX;

n)

el incumplimiento por parte de los importadores de la obligación de proporcionar la información exigida de conformidad con el artículo 28, apartados 1 y 2;

o)

el incumplimiento por parte de los productores o importadores de la Unión de la obligación de proporcionar la información exigida de conformidad con el artículo 29, apartados 1 y 2;

p)

el incumplimiento por parte de los productores o importadores de la Unión de la obligación de respetar los valores máximos de intensidad de metano establecidos en los actos delegados adoptados de conformidad con el artículo 29, apartado 6.

a)

la duración o los efectos temporales, la naturaleza y la gravedad de la infracción;

b)

toda medida adoptada por el operador, la empresa, el operador minero o el importador para mitigar o reparar los daños rápidamente;

c)

la existencia de intencionalidad o imprudencia en la infracción;

d)

cualquier infracción anterior o reiterada por parte del operador, la empresa, el operador minero o el importador;

e)

el beneficio económico obtenido o la pérdida económica evitada, directa o indirectamente, por el operador, la empresa, el operador minero o el importador gracias a la infracción, si se dispone de los datos pertinentes;

f)

el tamaño del operador, la empresa, el operador minero o el importador;

g)

el grado de cooperación con las autoridades;

h)

la manera en que las autoridades hayan tenido conocimiento de la infracción, en particular si el operador, la empresa, el operador minero o el importador hubiese notificado la infracción en tiempo oportuno y, en tal caso, en qué medida;

i)

cualquier otro factor agravante o atenuante aplicable a las circunstancias del caso, incluidas las acciones de terceros.

a)

la eficacia y eficiencia del presente Reglamento para establecer normas de medición, notificación y verificación transparentes y precisas, y para reducir las emisiones de metano asociadas a la producción de petróleo crudo, gas natural y carbón comercializados en la Unión;

b)

si es posible, el nivel de reducción de las emisiones de metano asociadas a la producción de petróleo crudo, gas natural y carbón comercializados en la Unión alcanzado como resultado del presente Reglamento;

c)

si se requieren medidas adicionales o alternativas para fomentar y acelerar la reducción de las emisiones de metano en las cadenas de valor del petróleo crudo, el gas natural y el carbón comercializados en la Unión a fin de respaldar el objetivo de la Unión de cero emisiones netas de gases de efecto invernadero de aquí a 2050 y sus compromisos en virtud del Acuerdo de París.

1.

Cuando no pueda determinarse el tipo de material, se utilizará la frecuencia más alta para el tipo de campaña de LDAR correspondiente.

2.

Cuando no pueda determinarse el tipo de material, se utilizará la frecuencia más alta para el tipo de campaña de LDAR correspondiente.

Las campañas de LDAR se efectuarán en dos fases: la primera a distancia y, únicamente cuando se detecte una fuga, mediante una segunda detección tan cerca de la fuente como sea posible.

En el caso de las tuberías de acero protegido subterráneas y situadas por debajo del nivel del mar con una presión de diseño superior a 16 bar, los operadores también realizarán una gestión preventiva de la integridad de las tuberías basada en el riesgo para evitar cualquier fuga, de conformidad con las normas europeas o la normativa nacional pertinentes en materia de gestión de la integridad de las tuberías. La gestión preventiva de la integridad de las tuberías incluirá la supervisión constante del flujo, la composición de los fluidos, la presión y la temperatura del gas transportado en el sistema, a fin de asegurarse de que estos parámetros correspondan a las especificaciones sobre integridad de las tuberías que sean aplicables, así como para localizar la fuente de emisiones potenciales de metano y proceder a su estimación. Teniendo en cuenta los resultados de esa gestión preventiva de la integridad de las tuberías, la autoridad competente podrá aprobar una frecuencia diferente, de hasta treinta y seis meses para la campaña de LDAR de tipo 1 y de hasta cuarenta y ocho meses para la campaña de LDAR de tipo 2.

3.

4.

1)

información sobre el dispositivo comunicada por el fabricante;

2)

información sobre las capacidades de detección de fugas, la fiabilidad y las limitaciones de los dispositivos, incluidas, entre otras, la capacidad para identificar fugas o ubicaciones específicas, los límites de detección y cualquier restricción de uso, así como los datos de apoyo;

3)

una descripción del lugar, el momento y el modo en que se utilizará el dispositivo.

1)

el inventario y la identificación de todos los componentes que hayan sido revisados;

2)

los resultados de las inspecciones respecto a si se han detectado pérdidas de metano y, en caso afirmativo, la magnitud de la pérdida;

3)

en el caso de los componentes cuyas emisiones hayan resultado ser iguales o superiores a los umbrales establecidos en el artículo 14, apartado 8, en una campaña de LDAR, una indicación de si se ha realizado una reparación o una sustitución durante la campaña de LDAR y, en caso negativo, el motivo por el que no se ha hecho, teniendo en cuenta los elementos que puedan justificar un aplazamiento de la reparación o de la sustitución, de conformidad con el artículo 14, apartado 9, y el programa de reparación, con indicación de la fecha de reparación o sustitución;

4)

en el caso de los componentes cuyas emisiones hayan resultado ser inferiores a los umbrales establecidos en el artículo 14, apartado 8, en una campaña de LDAR anterior, pero iguales o superiores a dichos umbrales durante el seguimiento realizado tras dicha campaña para comprobar la variación de la magnitud de la pérdida de metano, una indicación de si la reparación o la sustitución se realizó inmediatamente y, en caso negativo, el motivo, teniendo en cuenta los elementos que puedan justificar un aplazamiento de la reparación o de la sustitución, de conformidad con el artículo 14, apartado 9, así como el programa de reparación, con indicación de la fecha de reparación o sustitución.

1)

el inventario y la identificación de todos los componentes que hayan sido revisados;

2)

los resultados de las inspecciones respecto a si se han detectado pérdidas de metano y, en caso afirmativo, la magnitud de la pérdida;

3)

en el caso de los componentes cuyas emisiones de metano hayan resultado ser iguales o superiores a los umbrales establecidos en el artículo 14, apartado 8, en una campaña de LDAR anterior, información sobre la reparación o la sustitución realizadas y los resultados del seguimiento tras la reparación para comprobar si la reparación o la sustitución han tenido éxito;

4)

en el caso de los componentes cuyas emisiones de metano hayan resultado ser inferiores a los umbrales establecidos en el artículo 14, apartado 8, en una campaña de LDAR anterior, los resultados del seguimiento realizado tras dicha campaña para comprobar la evolución de la magnitud de la pérdida de metano, y recomendaciones basadas en esos resultados.

1)

nombre del operador;

2)

ubicación, nombre y tipo de activo;

3)

equipo implicado;

4)

fecha(s) y hora(s) de detección o inicio del incidente y de terminación de este;

5)

cuantificación del volumen de metano venteado o quemado en antorcha;

6)

eficiencia de destrucción y eliminación según el nivel de diseño y el tipo de antorcha u otro dispositivo de combustión utilizado;

7)

causa y naturaleza del incidente;

8)

medidas adoptadas para limitar la duración y magnitud del incidente;

9)

medidas correctivas adoptadas para eliminar la causa de tales incidentes y evitar que estos se repitan;

10)

resultados de las inspecciones que se llevarán a cabo una vez cada dos semanas de las antorchas u otros dispositivos de combustión y de los sistemas de seguimiento remoto o automatizado, según proceda, realizadas de conformidad con el artículo 17, en particular cuando se haya detectado una irregularidad;

11)

decisión de sustituir el equipo de venteo y el calendario de sustitución, en su caso.

1)

en el caso de antorchas u otros dispositivos de combustión encendidos: si la combustión se considera adecuada o inadecuada;

2)

en el caso de antorchas u otros dispositivos de combustión apagados: si la antorcha apagada tiene venteo de gas o no; cuando la antorcha u otro dispositivo de combustión esté equipado con un sistema de seguimiento remoto o automatizado, las emisiones de metano se calcularán sobre la base de la tasa de flujo y del metano sin quemar en caso de que haya un venteo de gas.

1.

2.

3.

1)

el programa que se vaya a aplicar a cada pozo inactivo y cada pozo taponado temporalmente, incluidas las acciones que deban emprenderse;

2)

el nombre y la dirección del operador, propietario o licenciatario del pozo inactivo o del pozo taponado temporalmente, según proceda;

3)

la fecha de finalización prevista del saneamiento, rehabilitación o taponamiento de pozos inactivos y pozos taponados temporalmente.

1)

el nombre y la dirección del operador minero;

2)

la dirección de la mina de carbón;

3)

el tonelaje de cada tipo de carbón producido en la mina de carbón;

4)

para todos los pozos de ventilación utilizados por la mina de carbón:

5)

los factores de emisión posteriores a la extracción y una descripción del método utilizado para calcularlos;

6)

las emisiones posteriores a la extracción (en toneladas).

1)

el nombre y la dirección del operador minero;

2)

la dirección de la mina de carbón;

3)

el tonelaje de cada tipo de carbón producido en la mina de carbón;

4)

un mapa de todos los yacimientos explotados por la mina de carbón que muestre los límites de esos yacimientos;

5)

para cada yacimiento de carbón:

6)

los factores de emisión posteriores a la extracción y una descripción del método utilizado para calcularlos;

7)

las emisiones posteriores a la extracción.

1)

el nombre y la dirección del operador minero;

2)

el tonelaje de metano transportado por un sistema de drenaje minero, por mina;

3)

el tonelaje del metano venteado;

4)

el tonelaje del metano quemado en antorcha;

5)

la eficiencia de destrucción y de eliminación por nivel de diseño de la antorcha o de otros dispositivos de combustión;

6)

el uso del metano capturado.

1)

el nombre y la dirección del operador de la estación de drenaje;

2)

el momento en el que se detectó el incidente;

3)

la causa del incidente;

4)

justificación del uso del venteo en lugar de la combustión en antorcha, si procede;

5)

el tonelaje del metano venteado o quemado en antorcha, o una estimación si no es posible la cuantificación.

1.

2.

1.

el nombre y la dirección del operador, propietario o licenciatario, según proceda;

2.

la dirección del emplazamiento;

3.

las emisiones de metano procedentes de todas las fuentes de emisiones puntuales descritas en la parte 1, junto con:

1.

2.

1)

el nombre y la dirección del exportador y, si es diferente del exportador, el nombre y la dirección del productor;

2)

los terceros países y regiones exportadores, correspondientes al nivel 1 de la clasificación de la nomenclatura común de unidades territoriales estadísticas (NUTS) de la Unión en los que se hayan producido los productos, y países y regiones correspondientes al nivel 1 de la nomenclatura NUTS por los que se hayan transportado los productos antes de comercializarlos en la Unión;

3)

en lo que se refiere al petróleo crudo y al gas natural, información relativa a si el productor o el exportador, según proceda, están realizando una medición y cuantificación a nivel de fuente y de emplazamiento, si esos datos están sujetos a una verificación independiente por terceros, si sus emisiones de metano se notifican, ya sea de forma independiente o como parte de los compromisos de notificar los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero de conformidad con los requisitos de la CMNUCC, y si cumplen los requisitos de notificación de la CMNUCC o las normas de la OGMP 2.0; una copia del último informe sobre las emisiones de metano, incluida la información a que se refiere el artículo 12, apartado 4, cuando esta esté disponible, si se proporciona en tal informe; y el método de cuantificación (como los niveles de la CMNUCC o los niveles de la OGMP 2.0) utilizado en el informe para cada tipo de emisión de metano;

4)

en lo que se refiere al petróleo crudo y al gas natural, información relativa a si el productor o el exportador, según proceda, aplican medidas reglamentarias o voluntarias para controlar sus emisiones de metano, incluidas medidas como las campañas de LDAR u otras medidas para controlar y restringir los incidentes de venteo y los incidentes de combustión en antorcha, incluida una descripción de dichas medidas, así como, en su caso, los informes pertinentes de las campañas de LDAR y de los incidentes de venteo y los incidentes de combustión en antorcha con respecto al último año civil disponible;

5)

en lo que se refiere al carbón, la información relativa a si el productor o el exportador, según proceda, realiza la medición y cuantificación de las emisiones de metano a nivel de fuente, si dichas emisiones de metano se calculan y cuantifican de conformidad con el anexo VI, si dichos datos están sujetos a una verificación independiente por terceros, si sus emisiones de metano se notifican, ya sea de forma independiente o como parte de los compromisos de notificación de los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero en consonancia con los requisitos de la CMNUCC, y si cumplen los requisitos de notificación de la CMNUCC o una norma europea u otra norma internacional de seguimiento, notificación y verificación de las emisiones de metano; una copia del último informe sobre las emisiones de metano, incluida, si estuviese disponible, la información a que se refiere el artículo 20, apartado 6; y el método de cuantificación (como los niveles de la CMNUCC) utilizado en el informe para cada tipo de emisión de metano;

6)

en lo que se refiere al carbón, si el productor o el exportador aplican medidas reglamentarias o voluntarias para controlar sus emisiones de metano, entre ellas, también, medidas para controlar y restringir incidentes de venteo e incidentes de combustión en antorcha; y, cuando se disponga de ellos, los volúmenes de metano venteado y quemado en antorcha calculados con respecto a cada mina de carbón al menos durante el último año civil y los planes de mitigación existentes para cada mina de carbón, junto con una descripción de dichas medidas, incluidos, cuando se disponga de ellos, los informes sobre incidentes de venteo e incidentes de combustión en antorcha respecto del último año civil disponible;

7)

nombre de la entidad que haya realizado la verificación independiente por terceros de los informes a que se refieren los puntos 3 y 5, si ha lugar;

8)

información con arreglo al artículo 28, apartados 1 o 2, según proceda, que muestre que el petróleo crudo, el gas natural o el carbón están sujetos a medidas de seguimiento, notificación y verificación, a nivel de productor, equivalentes a las establecidas en el presente Reglamento para los contratos celebrados o renovados el 4 de agosto de 2024 o con posterioridad, junto con información relativa a los esfuerzos realizados para garantizar que el petróleo crudo, el gas natural o el carbón suministrados en virtud de contratos celebrados antes del 4 de agosto de 2024 estén sujetos a medidas de seguimiento, notificación y verificación, a nivel de productor, equivalentes a las establecidas en el presente Reglamento;

9)

información relativa a si en los contratos de suministro se utilizan las cláusulas tipo a que se refiere el artículo 28, apartado 3, y, en su caso, cuáles;

10)

información con arreglo al artículo 29, apartado 1, sobre la intensidad de metano de la producción de petróleo crudo, gas natural y carbón comercializados en la Unión en virtud de los contratos de suministro pertinentes.