Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor
Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor
Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor
Vorwort/Präambel
(1) Diese Verordnung enthält Vorschriften für die genaue Messung, Quantifizierung, Überwachung, Meldung und Prüfung von Methanemissionen im Energiesektor in der Union sowie für die Reduzierung dieser Emissionen, auch durch Untersuchungen zur Leckerkennung und -reparatur, Reparaturverpflichtungen und Beschränkungen für das Ausblasen und Abfackeln. Diese Verordnung enthält außerdem Vorschriften über Instrumente, die die Transparenz im Zusammenhang mit Methanemissionen sicherstellen.
(2) Diese Verordnung gilt für:
a) die Exploration und Förderung von Öl und fossilem Gas und die Gewinnung und Verarbeitung von fossilem Gas;
b) Inaktive Bohrlöcher, vorübergehend verfüllte Bohrlöcher und dauerhaft verfüllte und aufgegebene Bohrlöcher;
(1) Jeder Mitgliedstaat benennt eine oder mehrere zuständige Behörden, die für die Überwachung und Durchsetzung der Anwendung dieser Verordnung verantwortlich sind.
Die Mitgliedstaaten teilen der Kommission bis zum 5. Februar 2025 die Namen und Kontaktangaben ihrer zuständigen Behörden mit. Die Mitgliedstaaten teilen der Kommission unverzüglich jegliche Änderungen der Namen oder Kontaktangaben der zuständigen Behörden mit.
(2) Die Kommission veröffentlicht eine Liste der zuständigen Behörden und aktualisiert diese Liste regelmäßig, sobald sie von einem Mitgliedstaat eine Mitteilung über eine Änderung erhält.
(3) Die Mitgliedstaaten stellen sicher, dass die zuständigen Behörden eine Kontaktstelle einrichten und über angemessene Befugnisse und Ressourcen zur Wahrnehmung der in dieser Verordnung festgelegten Aufgaben verfügen.
(1) Die zuständigen Behörden ergreifen bei der Wahrnehmung ihrer Aufgaben die erforderlichen Maßnahmen, um die Einhaltung dieser Verordnung sicherzustellen.
(2) Die Betreiber, Unternehmen, Bergwerksbetreiber und Importeure lassen den zuständigen Behörden jede erforderliche Unterstützung zukommen, um den zuständigen Behörden die Durchführung der in dieser Verordnung genannten Aufgaben zu ermöglichen bzw. zu erleichtern, insbesondere was die Vorlage von Unterlagen und Aufzeichnungen, den Zutritt zu Standorten und — falls es sich um einen Offshore-Standort handelt — die Beförderung zum oder vom Standort anbelangt.
(3) Die zuständigen Behörden arbeiten untereinander und mit der Kommission zusammen und können mit Behörden von Drittländern zusammenarbeiten, um die Einhaltung dieser Verordnung sicherzustellen. Die Kommission errichtet ein Netz von zuständigen Behörden, um Zusammenarbeit zu fördern, mit den erforderlichen Vorkehrungen für den Austausch von Informationen, insbesondere bezüglich Überwachung, Regulierung und Einhaltung von Vorschriften sowie bewährten Verfahren, und um Konsultationen zu ermöglichen. Die innerhalb der zuständigen Behörden eingerichteten Kontaktstellen unterstützen diese Tätigkeiten.
Dieses Kapitel gilt für die in Artikel 1 Absatz 2 Buchstaben a, b und c genannten Tätigkeiten.
(1) Die Betreiber legen den zuständigen Behörden bis zum 5. August 2025 einen Bericht vor, in dem die geschätzten Methanemissionen an der Quelle unter Verwendung von zumindest allgemeinen Emissionsfaktoren für alle Quellen quantifiziert sind. Dieser Bericht kann eine Quantifizierung der Methanemissionen an der Quelle gemäß den Anforderungen nach Absatz 2 für einige oder alle Quellen enthalten.
(2) In der Union niedergelassene Betreiber und Unternehmen legen den zuständigen Behörden des Mitgliedstaats, in dem sich die Betriebseinheit befindet, einen Bericht vor, in dem die Methanemissionen an der Quelle quantifiziert sind:
a) für selbst betriebene Betriebseinheiten bis zum 5. Februar 2026 und
b) für nicht selbst betriebene Betriebseinheiten bis zum 5. Februar 2027, wenn diese Betriebseinheiten nicht gemäß Buchstabe a gemeldet wurden.
Ist eine direkte Messung nicht möglich, so werden für die Berichterstattung spezifische Emissionsfaktoren verwendet, die auf Quantifizierungen oder Stichproben an der Quelle beruhen.
(3) In der Union niedergelassene Betreiber und Unternehmen legen den zuständigen Behörden des Mitgliedstaats, in dem sich die Betriebseinheit befindet, einen Bericht vor, in dem die Methanemissionen an der Quelle quantifiziert sind, ergänzt durch Messungen der Methanemissionen auf Standortebene, wodurch die Bewertung der nach Standorten aggregierten Schätzungen der Methanemissionen an der Quelle und der Vergleich mit diesen ermöglicht wird:
(1) Dieser Abschnitt gilt für aktive untertägige und obertägige Kohlebergwerke.
(2) Zu den Methanemissionen von aktiven untertägigen Kohlebergwerken zählen die folgenden Emissionen:
a) Methanemissionen aus allen vom Bergwerksbetreiber genutzten Wetterschacht;
b) Methanemissionen aus Absaugstationen und aus dem Methanabsaugsystem, unabhängig davon, ob sie durch beabsichtigtes oder unbeabsichtigtes Ausblasen oder unvollständige Verbrennung beim Abfackeln entstehen;
c) Methanemissionen, die während nachbergbaulicher Tätigkeiten und im Bereich des Kohlebergwerks entstehen.
(3) Zu den Methanemissionen von aktiven obertägigen Kohlebergwerken zählen die folgenden Emissionen:
a) Methanemissionen, die im Kohlebergwerk während des Abbauprozesses entstehen;
b) Methanemissionen, die während nachbergbaulicher Tätigkeiten und im Bereich des Kohlebergwerks entstehen.
(1) Importeure legen den zuständigen Behörden des Mitgliedstaats, in dem sie niedergelassen sind, bis zum 5. Mai 2025 und bis zum 31. Mai jedes Folgejahres die in Anhang IX genannten Informationen vor. Wenn Importeure diese Informationen nicht — ganz oder teilweise — zur Verfügung stellen, legen sie den betreffenden zuständigen Behörden eine stichhaltige Begründung für diese Unterlassung vor und führen die Maßnahmen auf, die sie ergriffen haben, um die betreffenden Informationen zu erlangen.
Der Kommission wird die Befugnis übertragen, gemäß Artikel 34 delegierte Rechtsakte zur Änderung dieser Verordnung zu erlassen, um Änderungen in Bezug auf die von Importeuren vorzulegenden erforderlichen Informationen vorzunehmen.
(2) Die Mitgliedstaaten übermitteln der Kommission bis zum 5. August 2025 und bis zum 31. August jedes Folgejahres die ihnen von den Importeuren vorgelegten Informationen.
Die Kommission macht die Informationen gemäß Artikel 30 zugänglich.
(1) Ab dem 1. Januar 2027 weisen die Importeure den zuständigen Behörden des Mitgliedstaats, in dem sie niedergelassen sind, nach und melden ihnen entsprechend Artikel 27 Absatz 1, dass die am oder nach dem 4. August 2024 geschlossenen oder erneuerten Verträge über die Lieferung von Rohöl, Erdgas oder Kohle, die außerhalb der Union erzeugt wurden, nur Rohöl, Erdgas oder Kohle umfassen, das bzw. die Überwachungs-, Berichterstattungs- und Prüfungsmaßnahmen auf Erzeugerebene unterliegen, die den in dieser Verordnung festgelegten gleichwertig sind.
(2) Bei vor dem 4. August 2024 geschlossenen Verträgen über die Lieferung von Rohöl, Erdgas oder Kohle, die außerhalb der Union erzeugt wurden, unternehmen die Importeure alle zumutbaren Anstrengungen, um zu verlangen, dass Rohöl, Erdgas oder Kohle Überwachungs-, Berichterstattungs- und Prüfungsmaßnahmen auf Erzeugerebene unterliegen, die den in dieser Verordnung festgelegten gleichwertig sind. Diese Anstrengungen können auch die Änderung dieser Verträge umfassen.
(1) Die Kommission beauftragt gemäß Artikel 10 Absätze 1 bis 5 der Verordnung (EU) Nr. 1025/2012 eine oder mehrere europäische Normungsorganisationen damit, harmonisierte Standards für Folgendes zu erarbeiten:
a) Messung und Quantifizierung von Methanemissionen gemäß Artikel 12 Absatz 5;
b) LDAR-Untersuchungen gemäß Artikel 14 Absatz 1;
c) Ausrüstung gemäß Artikel 15 Absätze 3 und 5;
d) Quantifizierung von Methanemissionen gemäß Artikel 18 Absatz 3; und
e) Messung und Quantifizierung von Methanemissionen gemäß Artikel 20 Absatz 4 und Artikel 25 Absatz 2.
Nachdem eine europäische Normungsorganisation einen Entwurf einer Norm eingereicht hat, prüft die Kommission die Übereinstimmung mit dem jeweiligen Normungsauftrag, mit dieser Verordnung und mit den anderen geltenden Rechtsvorschriften der Union.
Der Kommission wird die Befugnis übertragen, delegierte Rechtsakte gemäß Artikel 34 zu erlassen, um diese Verordnung durch die Festlegung von in diesem Absatz genannten verbindlichen Standards oder Teilen davon zu ergänzen.
(2) Wurde kein delegierter Rechtsakt gemäß Absatz 1 des vorliegenden Artikels erlassen, so wird der Kommission die Befugnis übertragen, delegierte Rechtsakte gemäß Artikel 34 zu erlassen, um diese Verordnung durch die Festlegung verbindlicher technischer Vorschriften oder von Teilen davon für folgende Zwecke zu ergänzen:
1. Für alle oberirdischen und unterirdischen Komponenten, ausgenommen Verteilungs- und Fernleitungsnetze, werden mindestens in den folgenden Zeitabständen LDAR-Untersuchungen durchgeführt:
| Art der LDAR-Untersuchung | Art der Komponente | Zeitabstand |
| LDAR-Untersuchung Typ 1 | VerdichterstationUntertagespeicherungLNG-AnlageGas-Druckregel- und Messanlage | 4 Monate |
| Armaturenstation | 9 Monate | |
| LDAR-Untersuchung Typ 2 | VerdichterstationUntertagespeicherungLNG-AnlageGas-Druckregel- und Messanlage | 8 Monate |
| Armaturenstation | 18 Monate |
| Art der LDAR-Untersuchung | Art des Materials | Zeitabstand |
| LDAR-Untersuchung Typ 1 | Grauguss mit/ohne Bitumenumhüllung | 3 Monate |
| AsbestDuktilguss mit Kugelgraphit | 6 Monate | |
| Ungeschützter StahlKupfer | 9 Monate | |
| PolyethylenPVCGeschützter Stahl | 15 Monate | |
| LDAR-Untersuchung Typ 2 | Grauguss mit/ohne Bitumenumhüllung | 6 Monate |
| AsbestDuktilguss mit Kugelgraphit | 12 Monate | |
| Ungeschützter StahlPolyethylenPVCKupfer | 18 Monate | |
Der Reparaturzeitplan muss mindestens die folgenden Angaben enthalten:
1. Verzeichnis und Kennung aller überprüften Komponenten;
2. Ergebnisse der Überprüfung, d. h. ggf. festgestellte Methanverluste und deren Umfang;
3. für Komponenten, bei denen bei einer LDAR-Untersuchung Emissionen festgestellt wurden, die mindestens die in Artikel 14 Absatz 8 festgelegten Schwellenwerte erreichen: eine Angabe, ob im Rahmen der LDAR-Untersuchung eine Reparatur oder ein Austausch durchgeführt wurde bzw. aus welchen Gründen dies ggf. nicht geschehen ist, unter Berücksichtigung der Aspekte gemäß Artikel 14 Absatz 9, die den Aufschub der Reparatur oder des Austauschs rechtfertigen können, sowie Reparaturplan mit Angabe des Datums der Reparatur oder des Austauschs;
4. für Komponenten, bei denen bei einer früheren LDAR-Untersuchung Emissionen unterhalb der in Artikel 14 Absatz 8 festgelegten Schwellenwerte festgestellt wurden, im Zuge der anschließenden Überwachung auf Veränderungen des Umfangs der Methanverluste jedoch Emissionen festgestellt wurden, die mindestens diese Schwellenwerte erreichen: Angabe, ob unverzüglich eine Reparatur oder ein Austausch durchgeführt wurde bzw. aus welchen Gründen dies ggf. nicht geschehen ist, unter Berücksichtigung der Aspekte gemäß Artikel 14 Absatz 9, die den Aufschub der Reparatur oder des Austauschs rechtfertigen können, sowie Reparaturplan mit Angabe des Datums der Reparatur oder des Austauschs.
Im Anschluss an diesen Reparaturzeitplan ist ein Zeitplan für die Überwachung nach der Reparatur auszufertigen, in dem angegeben ist, wann die Reparaturen oder Austausche tatsächlich durchgeführt wurden.
Der Überwachungszeitplan muss mindestens die folgenden Angaben enthalten:
Die Betreiber müssen den zuständigen Behörden mindestens die folgenden Angaben zu Ausblas- und Abfackelvorgängen übermitteln:
1. Name des Betreibers;
2. Lage, Bezeichnung und Art der Betriebseinheit;
3. betroffene Ausrüstung;
4. Zeitpunkt(e) (Datum und Uhrzeit), zu dem/denen der Vorgang festgestellt oder begonnen und beendet wurde;
5. Quantifizierung der Menge des abgelassenen oder abgefackelten Methans;
6. konzeptionsbedingter Zerstörungs- und Abscheidegrad und Art der Gasfackel oder sonstigen Verbrennungsvorrichtung;
7. Ursache und Art des Vorgangs;
8. Maßnahmen, die zur Begrenzung der Dauer oder des Umfangs des Vorgangs ergriffen wurden;
9. Korrekturmaßnahmen, die ergriffen wurden, um die Ursache dieser Vorgänge zu beseitigen und eine Wiederholung zu verhindern;
10. Ergebnisse der gemäß Artikel 17 durchgeführten alle zwei Wochen stattfindenden Inspektionen der Gasfackeln oder sonstigen Verbrennungsvorrichtungen bzw. der Fernüberwachungssysteme oder automatisierten Überwachungssysteme, insbesondere wenn eine Unregelmäßigkeit festgestellt wurde;
Die Inspektionen der Gasfackeln oder sonstigen Verbrennungsvorrichtungen beinhalten eine umfassende akustische, visuelle und olfaktorische Überprüfung, einschließlich äußerer visueller Begutachtung der Gasfackeln oder sonstigen Verbrennungsvorrichtungen, Hörkontrolle auf Druck- und Flüssigkeitslecks und Geruchskontrolle auf ungewöhnliche und starke Gerüche.
Die folgenden Feststellungen werden in den Bericht aufgenommen:
1. bei brennenden Gasfackeln oder sonstigen Verbrennungsvorrichtungen: ob die Verbrennung als ordnungsgemäß angesehen wird oder nicht;
2. bei nicht brennenden Gasfackeln oder sonstigen Verbrennungsvorrichtungen: ob aus der nicht brennenden Gasfackel Gas austritt oder nicht; ist die Gasfackel oder sonstige Verbrennungsvorrichtung mit einem Fernüberwachungssystem oder einem automatisierten Überwachungssystem ausgestattet, so werden die Methanemissionen, wenn Gas austritt, anhand der Durchflussmenge und des unverbrannten Methans berechnet.
Für die Zwecke von Nummer 1 gilt eine Verbrennung als nicht ordnungsgemäß, wenn sie im Laufe von zwei aufeinanderfolgenden Stunden für mehr als fünf Minuten sichtbare Emissionen aufweist oder, im Fall einer Gasfackel oder sonstigen Verbrennungsvorrichtung, die mit einem Fernüberwachungssystem oder einem automatisierten Überwachungssystem ausgestattet ist, wenn sie im Laufe von zwei aufeinanderfolgenden Stunden auf der Grundlage einer Echtzeit-Aufzeichnung für mehr als fünf Minuten sichtbare Emissionen aufweist.
1. Bestandsverzeichnisse von inaktiven Bohrlöchern, vorübergehend verfüllten Bohrlöchern und dauerhaft verfüllten und aufgegebenen Bohrlöchern müssen mindestens die folgenden Angaben enthalten:
a) Name und Anschrift des Betreibers, Eigentümers bzw. Lizenznehmers;
b) Bezeichnung, Art und Lage des Bohrlochs oder Bohrungsstandorts, wobei anzugeben ist, ob es sich um ein inaktives Bohrloch, ein vorübergehend verfülltes Bohrloch oder ein dauerhaft verfülltes und aufgegebenes Bohrloch handelt;
c) wenn möglich eine Karte, auf der die Grenzen des Bohrlochs oder des Bohrungsstandorts eingezeichnet sind;
d) Ergebnisse der durchgeführten Quantifizierung von Methanemissionen in der Luft und im Wasser.
2. Bestandsverzeichnisse von inaktiven Bohrlöchern, vorübergehend verfüllten Bohrlöchern und dauerhaft verfüllten und aufgegebenen Bohrlöchern können die folgenden Angaben enthalten:
a) Daten des Bohrbeginns und des letzten Betriebs;
b) Ausrichtung (vertikal, horizontal und schräg);
c) Gesamttiefe des Bohrlochs;
d) ob während des Bohrprozesses nennenswerte Ereignisse eingetreten sind, beispielsweise „Kicks“;
e) ob das Bohrloch mit einem Gas in Kontakt gekommen ist, das Schwefelverbindungen in erheblichen Mengen (Sauergas) oder in Spuren (Süßgas) enthält;
Die Berichte über aktive untertägige Kohlebergwerke müssen mindestens die folgenden Angaben enthalten:
1. Name und Anschrift des Bergwerksbetreibers;
2. Standort des Kohlebergwerks;
3. Fördermenge in Tonnen für jede im Kohlebergwerk geförderte Kohlenart;
4. für alle genutzten Wetterschächten des Kohlebergwerks:
5. Emissionsfaktoren nachbergbaulicher Tätigkeiten und Beschreibung der zu ihrer Ermittlung verwendeten Methode;
6. Emissionen nachbergbaulicher Tätigkeiten (in Tonnen).
Die Berichte über aktive übertägige Kohlebergwerke müssen mindestens die folgenden Angaben enthalten:
1. Name und Anschrift des Bergwerksbetreibers;
2. Standort des Kohlebergwerks;
3. Fördermenge in Tonnen für jede im Kohlebergwerk geförderte Kohlenart;
4. eine Karte aller vom Kohlebergwerk genutzten Lagerstätten, auf der die Grenzen dieser Lagerstätten eingezeichnet sind;
Die Betreiber der Absaugstation müssen den zuständigen Behörden mindestens die folgenden Angaben zu Ausblas- und Abfackelvorgängen übermitteln:
1. Name und Anschrift des Betreibers der Absaugestation;
2. Zeitpunkt, zu dem der Vorgang erkannt wurde;
3. Ursache des Vorgangs;
4. gegebenenfalls Begründung für die Wahl des Ausblasens anstelle des Abfackelns;
5. Menge in Tonnen des abgelassenen oder abgefackelten Methans, oder ein Schätzwert, wenn eine genaue Quantifizierung nicht möglich ist.
1. Für jeden Standort muss das Bestandsverzeichnis der stillgelegten untertägigen Kohlebergwerke und aufgegebenen untertägigen Kohlebergwerke gemäß den Artikeln 24 und 25 mindestens die folgenden Angaben enthalten:
1.1. Name und Anschrift des Betreibers, Eigentümers bzw. Lizenznehmers;
1.2. Standort;
1.3. Karte, auf der die Grenzen des Kohlebergwerks eingezeichnet sind;
1.4. Pläne der Gebäude des Kohlebergwerks mit Angabe ihres Zustands;
1.5. Ergebnisse der direkten Methanmessung an der Quelle oder Quantifizierung an den folgenden punktuellen Emissionsquellen:
2. Die unter Nummer 1.5 genannten Messungen müssen nach den folgenden Grundsätzen vorgenommen werden:
2.1. Die Messungen werden nach den geeigneten wissenschaftlichen Standards und bei Atmosphärendruck vorgenommen, damit potenzielle Methanleckagen erkannt werden können.
2.2. Die Messungen werden mit Vorrichtungen vorgenommen, die eine Genauigkeit von mindestens 0,5 Tonnen pro Jahr bieten.
2.3. Den Messergebnissen werden die folgenden Angaben beigefügt:
2.4. Wetterschächten, die in der Vergangenheit für zwei oder mehr Kohlebergwerke genutzt wurden, werden einem Kohlebergwerk zugeordnet, um eine Doppelzählung zu vermeiden.
Die Importeure müssen die folgenden Informationen bereitstellen:
1. Name und Anschrift des Exporteurs und, falls verschieden vom Exporteur, Name und Anschrift des Erzeugers;
2. exportierende Drittländer und Regionen der NUTS-1-Ebene nach der Systematik der Gebietseinheiten für die Statistik der Union, in denen die Produkte erzeugt wurden, und Länder und Regionen der NUTS-1-Ebene, durch die die Produkte befördert wurden, bevor sie in der Union in Verkehr gebracht wurden;
3. im Falle von Rohöl und Erdgas die Angabe, ob der Erzeuger bzw. der Exporteur Messungen und Quantifizierungen auf Quellen- und Standortebene durchführt, ob diese Daten einer Prüfung durch unabhängige Dritte unterliegen, ob seine Methanemissionen entweder unabhängig oder im Rahmen von Verpflichtungen zur Meldung nationaler Treibhausgasverzeichnisse im Einklang mit den UNFCCC-Anforderungen gemeldet werden, und ob sie den UNFCCC-Berichterstattungsanforderungen oder den Standards der OGMP 2.0 entsprechen; eine Kopie des letzten Berichts über Methanemissionen, einschließlich — sofern verfügbar — der Angaben gemäß Artikel 12 Absatz 4, sofern sie in diesem Bericht enthalten sind; und für jede Art von Methanemission die Quantifizierungsmethode, die in dem Bericht verwendet wird (beispielsweise die Ebene nach dem System der UNFCCC oder der OGMP 2.0);
4. im Falle von Rohöl und Erdgas die Angabe, ob der Erzeuger bzw. der Exporteur regulatorische oder freiwillige Maßnahmen zur Eindämmung seiner Methanemissionen anwendet, darunter Maßnahmen wie LDAR-Untersuchungen oder Maßnahmen zur Kontrolle und Beschränkung von Ausblas- und Abfackelvorgängen, einschließlich einer Beschreibung dieser Maßnahmen, zusammen mit einschlägigen Berichten über LDAR-Untersuchungen und Ausblas- und Abfackelvorgänge für das letzte verfügbare Kalenderjahr, wenn verfügbar;
5. im Falle von Kohle die Angabe, ob der Erzeuger bzw. der Exporteur Messungen und Quantifizierungen von Methanemissionen auf Quellenebene durchführt, ob diese Methanemissionen gemäß Anhang VI berechnet und quantifiziert werden, ob diese Daten einer Prüfung durch unabhängige Dritte unterliegen, ob seine Methanemissionen entweder unabhängig oder im Rahmen von Verpflichtungen zur Meldung nationaler Treibhausgasverzeichnisse im Einklang mit den UNFCCC-Anforderungen gemeldet werden, und ob sie den UNFCCC-Berichterstattungsanforderungen oder einem europäischen oder anderen internationalen Standard für die Überwachung, Meldung und Prüfung von Methanemissionen entsprechen; eine Kopie des letzten Berichts über Methanemissionen, einschließlich — sofern verfügbar — der Angaben gemäß Artikel 20 Absatz 6; und für jede Art von Methanemission die Quantifizierungsmethode, die in dem Bericht verwendet wird (beispielsweise die Ebene nach dem System der UNFCCC);
d) aktive untertägige und übertägige Kohlebergwerke, stillgelegte untertägige Kohlebergwerke und aufgegebene untertägige Kohlebergwerke.
(3) Diese Verordnung gilt auch für die in Kapitel 5 genannten außerhalb der Union entstehenden Methanemissionen im Zusammenhang mit in der Union in den Verkehr gebrachtem bzw. gebrachter Rohöl, Erdgas und Kohle.
Für die Zwecke dieser Verordnung gelten folgende Begriffsbestimmungen:
1. „Methanemissionen“ bezeichnet alle direkten Emissionen aus jedweder Komponente, unabhängig davon, ob sie auf Ausblasen, unvollständige Verbrennung beim Abfackeln oder auf Lecks zurückzuführen sind;
2. „Komponente“ bezeichnet jedes in Öl-, Erdgas- oder Kohleanlagen oder -infrastrukturen verwendete Teil oder Element von Ausrüstung, aus dem möglicherweise Methan austritt;
3. „Betreiber“ bezeichnet jede natürliche oder juristische Person, die eine Betriebseinheit betreibt oder kontrolliert oder der — sofern dies im innerstaatlichen Recht vorgesehen ist — die ausschlaggebende wirtschaftliche Verfügungsgewalt über den technischen Betrieb einer Betriebseinheit übertragen wurde;
4. „Betriebseinheit“ bezeichnet eine Geschäfts- oder Betriebseinheit, die aus verschiedenen Anlagen oder Standorten bestehen kann, einschließlich selbst betriebener oder nicht selbst betriebener Betriebseinheiten;
5. „selbst betriebene Betriebseinheiten“ bezeichnet Betriebseinheiten, die der operativen Kontrolle des Betreibers unterliegen;
6. „nicht selbst betriebene Betriebseinheiten“ bezeichnet Betriebseinheiten, die nicht der operativen Kontrolle des Betreibers unterliegen;
7. „Standort“ bezeichnet eine Ansammlung von Komponenten, die als Untereinheit einer Betriebseinheit in einer gewissen Beziehung zueinander stehen;
8. „Fernleitung“ bezeichnet Fernleitung im Sinne von Artikel 2 Nummer 17 der Richtlinie (EU) 2024/1788 des Europäischen Parlaments und des Rates;
9. „Fernleitungsnetzbetreiber“ bezeichnet Fernleitungsnetzbetreiber im Sinne von Artikel 2 Nummer 18 der Richtlinie (EU) 2024/1788;
10. „Verteilung“ bezeichnet Verteilung im Sinne von Artikel 2 Nummer 19 der Richtlinie (EU) 2024/1788;
11. „Verteilernetzbetreiber“ bezeichnet Verteilernetzbetreiber im Sinne von Artikel 2 Nummer 20 der Richtlinie (EU) 2024/1788;
12. „Bergwerksbetreiber“ bezeichnet jede natürliche oder juristische Person, die ein Kohlebergwerk betreibt oder kontrolliert oder der — sofern dies im innerstaatlichen Recht vorgesehen ist — die ausschlaggebende wirtschaftliche Verfügungsgewalt über den technischen Betrieb eines Kohlebergwerks übertragen wurde;
13. „Prüfung“ bezeichnet die von einer Prüfstelle durchgeführten Tätigkeiten, um die Konformität der von den Betreibern, Unternehmen und Bergwerksbetreibern gemäß dieser Verordnung übermittelten Berichte mit dieser Verordnung zu bewerten;
14. „Prüfstelle“ bezeichnet eine juristische Person, die Prüfungstätigkeiten durchführt und zum Zeitpunkt der Ausstellung eines Prüfungsvermerks von einer nationalen Akkreditierungsstelle gemäß der Verordnung (EG) Nr. 765/2008 akkreditiert ist, oder, unbeschadet Artikel 5 Absatz 2 der genannten Verordnung, eine natürliche Person, die anderweitig zur Durchführung von Prüfungstätigkeiten ermächtigt ist;
15. „Quelle“ bezeichnet eine Komponente oder eine geologische Struktur, aus der beabsichtigt oder unbeabsichtigt, intermittierend oder permanent Methan in die Atmosphäre freigesetzt wird;
16. „Emissionsfaktor“ bezeichnet einen Koeffizienten zur Quantifizierung der Emissionen pro Aktivitätseinheit eines Gases, der entweder auf einer Stichprobe von Messwerten oder auf anderen Quantifizierungsmethoden basiert und gemittelt wird, um für einen gegebenen Aktivitätsgrad unter gegebenen Betriebsbedingungen eine repräsentative Emissionsrate zu erhalten;
17. „generischer Emissionsfaktor“ bezeichnet einen standardisierten Emissionsfaktor je Emissionsquelle, der auf Verzeichnisse oder Datenbanken zurückgeht, jedoch nicht anhand direkter Messungen überprüft wird;
18. „spezifischer Emissionsfaktor“ bezeichnet einen Emissionsfaktor für eine Emissionsquelle, der auf direkte Messungen zurückgeht;
19. „direkte Messung“ bezeichnet die Messung der Methanemission an der Quelle mittels einer Messvorrichtung, die eine solche Messung ermöglicht;
20. „Quantifizierung“ bezeichnet Tätigkeiten zur Bestimmung der Menge der Methanemissionen anhand direkter Messungen sowie, wenn keine direkten Messungen durchführbar sind, auf Grundlage anderer Methoden, wie Simulationsinstrumenten und anderen detaillierten technischen Berechnungen, oder aufgrund einer Kombination dieser Methoden;
21. „Methanemissionen auf Standortebene“ bezeichnet alle Quellen von Methanemissionen innerhalb eines Standorts;
22. „Messung auf Standortebene“ bezeichnet eine Messung, die die vollständige Erfassung aller Methanemissionen auf Standortebene ermöglicht, einschließlich — im Falle eines Rohrleitungsnetzes — der Emissionen von Segmenten dieses Netzes und für die typischerweise Sensoren, die auf mobile Plattformen wie ein Fahrzeug, eine Drohne, ein Flugzeug, ein Boot, ein Satellit montiert sind, oder andere Mittel wie fest installierte Sensoren oder kontinuierliche Punktsensornetzwerke eingesetzt werden;
23. „Unternehmen“ bezeichnet eine natürliche oder juristische Person, die mindestens eine der folgenden Tätigkeiten ausübt: Exploration und Förderung von Öl und fossilem Gas, Sammlung und Verarbeitung von fossilem Gas sowie Fernleitung, Verteilung und Untertagespeicherung von Gas, auch in Bezug auf LNG;
24. „LNG-Anlage“ eine LNG-Anlage im Sinne von Artikel 2 Nummer 33 der Richtlinie (EU) 2024/1788;
25. „Untersuchung zur Leckerkennung und -reparatur“ bzw. „LDAR-Untersuchung“ (Leak Detection and Repair survey) bezeichnet eine Untersuchung, die dazu dient, die Quellen von Methanlecks und anderen unbeabsichtigten Methanemissionen zu suchen und zu erkennen und die betreffenden Komponenten zu reparieren oder zu ersetzen;
26. „Untersuchung zur Leckerkennung und -reparatur von Typ 1“ bzw. „LDAR-Untersuchung von Typ 1“ bezeichnet eine Untersuchung zur Leckerkennung bzw. -reparatur, die im Einklang mit den im Rahmen von Artikel 14 Absätze 2, 7 und 8 sowie Anhang I Teil 1 für LDAR-Untersuchungen von Typ 1 festgelegten Anforderungen durchgeführt wird;
27. „Untersuchung zur Leckerkennung und -reparatur von Typ 2“ bzw. „LDAR-Untersuchung von Typ 2“ bezeichnet eine Untersuchung zur Leckerkennung und -reparatur, die gemäß im Rahmen von Artikel 14 Absätze 2, 7 und 8 sowie Anhang I Teil 1 für LDAR-Untersuchungen von Typ 2 festgelegten Anforderungen durchgeführt wird;
28. „Förderstelle“ bezeichnet einen Ort, an dem Öl oder Erdgas aus dem Boden gewonnen wird und an dem keine Verarbeitung stattfindet;
29. „Verarbeitungsstelle“ bezeichnet einen Ort, an dem Verfahren zur Behandlung von Öl und Erdgas, wie die Trennung von Öl und Erdgas vom Wasser, angewandt werden;
30. „Abschaltung“ bezeichnet eine Situation, in der ein Standort oder ein Teil seiner Komponenten sich nicht mehr im Normalbetrieb befindet und abgeschaltet wird und eine vollständige oder teilweise Druckminderung erforderlich ist, bevor die Reparatur- oder Wartungsarbeiten beginnen können;
31. „Ausblasen“ bezeichnet die direkte Freisetzung von unverbranntem Methan in die Atmosphäre;
32. „Abfackeln“ bezeichnet die Entsorgung von Methan durch kontrollierte Verbrennung in einer zu diesem Zweck vorgesehenen Vorrichtung;
33. „routinemäßiges Abfackeln“ bezeichnet das Abfackeln während der normalen Förderung von Öl oder fossilem Gas, wenn eine Wiedereinspeisung, Nutzung vor Ort oder Weiterleitung des Methans an einen Markt aufgrund fehlender angemessener Anlagen oder ungünstiger geologischer Bedingungen nicht möglich ist, und schließt nicht das Abfackeln aufgrund eines Notfalls oder einer Betriebsstörung ein;
34. „Gasfackel“ bezeichnet eine mit einem Zündbrenner ausgerüstete Vorrichtung für das Abfackeln;
35. „Notfall“ bezeichnet eine vorübergehende, unerwartete, selten eintretende Situation, in der Methanemissionen unvermeidbar und notwendig sind, um unmittelbar bevorstehende und erhebliche nachteilige Auswirkungen auf die menschliche Sicherheit, die Gesundheit oder die Umwelt abzuwenden, und schließt Situationen, die aufgrund oder im Zusammenhang mit den folgenden Ereignissen eintreten, nicht mit ein:
36. „Betriebsstörung“ bezeichnet einen plötzlichen, unvermeidlichen Ausfall von Ausrüstung, der sich der angemessenen Kontrolle des Betreibers entzieht und der zu einer erheblichen Beeinträchtigung des Betriebs führt, bei dem es sich jedoch nicht um einen Ausfall von Ausrüstung handelt, der ganz oder teilweise auf mangelhafte Wartung, fahrlässigen Betrieb oder einen sonstigen vermeidbaren Grund zurückzuführen ist;
37. „Zerstörungs- und Abscheidegrad“ bezeichnet den Massenanteil von Methan, der nach der Verbrennung zerstört oder abgeschieden ist, im Verhältnis zur Methanmenge, die in die Gasfackel gelangt;
38. „inaktives Bohrloch“ bezeichnet ein Bohrloch oder einen Bohrungsstandort zur Exploration oder Förderung von Öl oder Gas, onshore oder offshore, an dem seit mindestens einem Jahr keine Explorations- oder Fördertätigkeiten erfolgt sind, unter Ausschluss vorübergehend verfüllter Bohrlöcher und dauerhaft verfüllter und aufgegebener Bohrlöcher;
39. „vorübergehend verfülltes Bohrloch“ bezeichnet ein Bohrloch oder einen Bohrungsstandort zur Exploration oder Förderung von Öl- oder Gas, onshore oder offshore, an dem zur vorrübergehenden Isolierung der Förderlagerstätte Bohrlochbarrieren installiert wurden und weiterhin Zugang zum Bohrloch besteht;
40. „dauerhaft verfülltes und aufgegebenes Bohrloch“ bezeichnet ein Bohrloch oder einen Bohrungsstandort zur Exploration oder Förderung von Öl- oder Gasbohrloch oder einen Öl- oder Gasbohrungsstandort, onshore oder offshore, das bzw. der verfüllt wurde und nicht wieder betreten werden wird, bei dem der Betrieb eingestellt wurde und alle mit der Bohrung verbundenen Anlagen gemäß den geltenden rechtlichen Anforderungen entfernt wurden und für das bzw. den die Unterlagen gemäß Anhang V Teil 1 Nummer 3 vorgelegt werden können;
41. „Sanierung“ bezeichnet den Prozess zur Reinigung von kontaminiertem Wasser und kontaminierten Böden;
42. „Rückbau“ bezeichnet den Prozess zur Wiederherstellung ähnlicher Boden- und Vegetationsbedingungen an einem Öl- oder Gasbohrloch oder einem Öl- oder Gasbohrungsstandort wie vor der Beeinträchtigung;
43. „Kohlebergwerk“ bezeichnet einen Standort, an dem Kohle abgebaut wird oder wurde, einschließlich Flächen, Gruben, unterirdischer Gänge, Schächte, Böschungen, Stollen und Bauten, Tragelementen, Anlagen, Ausrüstung, Maschinen und Werkzeugen, die sich über oder unter Tage befinden und für Arbeiten eingesetzt werden oder auf Arbeiten zurückzuführen sind, die zur Gewinnung von Braunkohle, subbituminöser Kohle, bituminöser Kohle oder Anthrazit aus den natürlichen Lagerstätten in der Erde mit jeglichen Mitteln oder Methoden dienen, und schließt Arbeiten zur Vorbereitung der Kohle für den Abbau ein;
44. „aktives Kohlebergwerk“ bezeichnet ein Kohlebergwerk, dessen Einnahmen mehrheitlich durch die Gewinnung von Braunkohle, subbituminöser Kohle, bituminöser Kohle oder Anthraziten erwirtschaftet werden und auf das mindestens eine der folgenden Bedingungen zutrifft:
45. „untertägiges Kohlebergwerk“ bezeichnet ein Kohlebergwerk, in dem Kohle gefördert wird, indem Stollen bis zum Kohleflöz in die Erde getrieben werden und die Kohle anschließend mit Ausrüstung für den Kohleabbau, wie etwa Abbaumaschinen und kontinuierliche Bergbaumaschinen für Langfrontbau und Kurzstrebbau, gewonnen und nach über Tage transportiert wird;
46. „übertägiges Kohlebergwerk“ bezeichnet ein Kohlebergwerk, in dem die Kohle nah unter der Erdoberfläche liegt und abgebaut werden kann, indem die Deckschichten aus Gestein und Boden abgetragen werden;
47. „Wetterschacht“ bezeichnet einen vertikalen Durchgang für die Frischluftzufuhr unter Tage oder die Ausleitung von Methan und anderen Gasen aus einem untertägigen Kohlebergwerk;
48. „Absaugstation“ bezeichnet eine Station, die Methan aus dem Gasabsaugsystem eines Kohlebergwerks sammelt;
49. „Gasabsaugsystem“ bezeichnet ein System, das mehrere Methanquellen umfassen kann und mit dem methanreiches Gas aus Kohleflözen oder den umgebenden Gesteinsschichten abgesaugt und zu einer Absaugstation transportiert wird;
50. „nachbergbauliche Tätigkeiten“ bezeichnet Tätigkeiten, die durchgeführt werden, nachdem Kohle abgebaut und nach über Tage transportiert wurde, einschließlich Verladung, Verarbeitung, Lagerung und Transport der Kohle;
51. „kontinuierliche Messung“ bezeichnet eine Messung, bei der mindestens minütlich ein Messwert ausgelesen wird;
52. „Kohlelagerstätte“ bezeichnet ein nach der Methodik eines Mitgliedstaats für die Dokumentation geologischer Minerallagerstätten definiertes Gebiet, in dem bedeutende Konzentrationen und abbaubare Mengen an Kohle lagern;
53. „stillgelegtes Kohlebergwerk“ bezeichnet ein Kohlebergwerk, in dem die Kohleförderung eingestellt wurde, das gemäß den geltenden Lizensierungserfordernissen oder anderen Regelungen stillgelegt wurde und für das ein Betreiber, Eigentümer oder Lizenznehmer noch über eine gültige Genehmigung oder Lizenz oder ein anderes die Verantwortung für das Kohlebergwerk übertragendes Rechtsdokument, verfügt;
54. „aufgegebenes Kohlebergwerk“ bezeichnet ein Kohlebergwerk, in dem die Kohleförderung eingestellt wurde, für das jedoch kein Betreiber, Eigentümer oder Lizenznehmer, der den Verpflichtungen im Rahmen einer gültigen Genehmigung oder Lizenz oder eines anderen die Verantwortung für das Kohlebergwerk übertragenden Rechtsdokuments unterliegt, identifiziert werden kann oder das nicht vorschriftsgemäß stillgelegt wurde;
55. „alternative Nutzung eines aufgegebenen untertägigen Kohlebergwerks“ bezeichnet die Nutzung der Untertageinfrastruktur und -ausrüstung für den Kohleabbau für andere Zwecke als die Kohleförderung;
56. „Ausrüstung für den Kohleabbau“ bezeichnet alle Ausrüstungsgegenstände, die mit den methanführenden Schichten verbunden bleiben, wie etwa Gob-Abzugsöffnungen und Entwässerungsrohre;
57. „Kokskohlebergwerk“ bezeichnet ein Kohlebergwerk, bei dem mindestens 50 % der durchschnittlichen Fördermenge während der letzten drei verfügbaren Jahre auf Kokskohle im Sinne von Anhang B der Verordnung (EG) Nr. 1099/2008 des Europäischen Parlaments und des Rates entfällt;
58. „Erzeuger“ bezeichnet ein Unternehmen, das im Rahmen einer Geschäftstätigkeit Rohöl, Erdgas oder Kohle fördert, indem es dieses/diese in einem Lizenzgebiet aus dem Boden gewinnt, verarbeitet oder mittels angebundener Infrastruktur innerhalb dieses Lizenzgebietes befördert;
59. „Importeur“ bezeichnet eine natürliche oder juristische Person, die im Rahmen einer Geschäftstätigkeit Rohöl, Erdgas oder Kohle aus einem Drittland auf dem Unionsmarkt in Verkehr bringt, einschließlich jeder in der Union niedergelassen natürlichen oder juristischen Person, die dazu bestellt wurde, die nach Kapitel 5 der vorliegenden Verordnung vorgeschriebenen Angelegenheiten und Formalitäten zu erledigen;
60. „Exporteur“ bezeichnet den Vertragspartner in Lieferverträgen, die der Importeur zwecks Lieferung von Rohöl, Erdgas oder Kohle in die Union abschließt;
61. „Methan-Leistungsprofil“ bezeichnet die in der Methan-Transparenzdatenbank veröffentlichten individuellen Informationen und Datenblätter für Mitgliedstaaten, Drittländer und Erzeuger oder Importeure in der Union sowie Erzeuger oder Exporteure in Drittländern, die Rohöl, Erdgas oder Kohle in die Union liefern bzw. in der Union in Verkehr bringen;
62. „Vorgang mit extrem hohen Emissionen“ bezeichnet einen Vorgang innerhalb oder außerhalb der Union, bei dem aus einer Quelle oder einer Reihe an einem Standort eng miteinander verbundener Quellen mehr als 100 kg Methan pro Stunde freigesetzt werden;
63. „Abgleich“ bezeichnet die Untersuchung und Erläuterung der Gründe für statistisch signifikante Abweichungen zwischen der Quantifizierung von Methanemissionen an der Quelle und der Messung von Methanemissionen auf Standortebene.
(1) Bei der Festlegung oder Genehmigung von Tarifen oder der Methoden, die von Fernleitungsnetzbetreibern, Verteilernetzbetreibern, Betreibern von LNG-Anlagen oder anderen regulierten Unternehmen, einschließlich gegebenenfalls Betreibern von unterirdischen Gasspeichern, anzuwenden sind, berücksichtigen die Regulierungsbehörden im Rahmen von Artikel 57 der Richtlinie (EU) 2019/944 sowie Kapitel X der Richtlinie (EU) 2024/1788 die zur Einhaltung der Verpflichtungen aus dieser Verordnung entstandenen Kosten und getätigten Investitionen, soweit diese denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren regulierten Unternehmens entsprechen und transparent sind.
Die in Absatz 2 genannten Investitionskosten pro Einheit können von den Regulierungsbehörden verwendet werden, um Richtwerte für die den Betreibern entstandenen Kosten einzuführen.
(2) Die Agentur der Europäischen Union für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) erstellt und veröffentlicht alle drei Jahre eine Reihe von Indikatoren und entsprechenden Referenzwerten, mit deren Hilfe die Investitionskosten je Einheit im Zusammenhang mit der Messung, Quantifizierung, Überwachung, Berichterstattung, Prüfung und Reduzierung der — auch auf Lecks, Ausblasen oder Abfackeln zurückzuführenden — Methanemissionen bei vergleichbaren Projekten verglichen werden können.
Die betreffenden in Absatz 1 genannten Regulierungsbehörden und die betreffenden regulierten Unternehmen stellen ACER alle erforderlichen Daten für den Vergleich gemäß Unterabsatz 1 dieses Absatzes bereit.
(4) Wenn nach Maßgabe dieser Verordnung Berichte zu veröffentlichen sind, machen die zuständigen Behörden diese Berichte unentgeltlich auf einer dafür vorgesehenen Website und in einem frei zugänglichen, herunterladbaren und maschinenlesbaren Format zugänglich.
Werden Informationen aus einem oder mehreren der in Artikel 4 der Richtlinie 2003/4/EG aufgeführten Gründe oder gegebenenfalls aufgrund des Unionsrechts zum Schutz personenbezogener Daten zurückgehalten, so geben die zuständigen Behörden an, welche Arten von Informationen zurückgehalten werden, und nennen die Gründe dafür.
(1) Die Inspektionen umfassen routinemäßige Inspektionen von Betreibern und Bergwerksbetreibern sowie nicht routinemäßige Inspektionen von Betreibern, Unternehmen, Bergwerksbetreibern und Importeuren gemäß diesem Artikel.
(2) Wenn einschlägig umfassen die Inspektionen Kontrollen oder Prüfungen vor Ort, die Prüfung von Unterlagen und Aufzeichnungen zum Nachweis der Einhaltung der Anforderungen dieser Verordnung, die Erkennung und die Messung von Methanemissionen sowie alle Folgemaßnahmen, die von den oder im Auftrag der zuständigen Behörden unternommen werden, um die Übereinstimmung mit den Anforderungen dieser Verordnung zu kontrollieren und zu fördern.
Wird in einer Inspektion ein schwerwiegender Verstoß gegen diese Verordnung festgestellt, so teilen die zuständigen Behörden im Rahmen des in Absatz 5 genannten Berichts Abhilfemaßnahmen mit, die vom Betreiber, Unternehmen, Bergwerksbetreiber oder Importeur durchzuführen sind, und legen genaue Fristen für diese Maßnahmen fest.
Alternativ können die zuständigen Behörden beschließen, den Betreiber, das Unternehmen, den Bergwerksbetreiber oder den Importeur anzuweisen, der betreffenden zuständigen Behörde innerhalb eines Monats nach dem Datum des Abschlusses der Inspektion eine Reihe von Abhilfemaßnahmen zur Behebung der von ihnen festgestellten schwerwiegenden Verstöße zur Genehmigung vorzulegen. Diese Maßnahmen werden in den in Absatz 5 genannten Bericht aufgenommen.
(3) Die erste routinemäßige Inspektion wird bis zum 5. Mai 2026 abgeschlossen. Nach der ersten routinemäßigen Inspektion erstellen die zuständigen Behörden auf der Grundlage einer Risikobewertung Programme für routinemäßige Inspektionen. Über den Umfang und die Häufigkeit der routinemäßigen Inspektionen können die zuständigen Behörden auf der Grundlage einer Beurteilung der standortsbezogenen Risiken, etwa Risiken für die Umwelt, einschließlich der kumulativen Folgen aller Methanemissionen als Schadstoff, die menschliche Sicherheit und die Gesundheit, sowie jeglicher festgestellten Verstöße gegen diese Verordnung entscheiden.
Der Zeitraum zwischen den Inspektionen darf drei Jahre nicht überschreiten. Wird in einer Inspektion ein schwerwiegender Verstoß gegen diese Verordnung festgestellt, so findet die Folgeinspektion innerhalb von zehn Monaten statt.
(4) Unbeschadet des Absatzes 3 führen die zuständigen Behörden nicht routinemäßige Inspektionen durch, um
a) begründeten Beschwerden nach Artikel 7 und Verstößen so bald wie möglich nach dem Zeitpunkt nachzugehen, zu dem die zuständigen Behörden von diesen Beschwerden oder Verstößen Kenntnis erlangt haben, spätestens jedoch zehn Monate nach diesem Zeitpunkt,
b) sicherzustellen, dass — sofern von den zuständigen Behörden als relevant erachtet — Reparaturen von Lecks oder der Austausch von Komponenten im Einklang mit Artikel 14 durchgeführt wurden und dass Emissionsminderungsmaßnahmen im Einklang mit den Artikeln 18, 22 und 26 umgesetzt wurden,
c) für die Einhaltung der Vorschriften zu sorgen, wenn eine Ausnahme gemäß Artikel 14 Absatz 5 gewährt wurde,
d) die Einhaltung dieser Verordnung durch die Unternehmen und Importeure zu prüfen, sofern diese Prüfung von den zuständigen Behörden als relevant erachtet wird.
(5) Nach jeder Inspektion erstellen die zuständigen Behörden einen Bericht, in dem die Rechtsgrundlage der Inspektion, die durchgeführten Verfahrensschritte, die relevanten Feststellungen und die Empfehlungen für weitere Maßnahmen, die vom Betreiber, dem Unternehmen, dem Bergwerksbetreiber oder dem Importeur durchzuführen sind, dargelegt werden, einschließlich der Fristen für deren Umsetzung.
Sofern zweckmäßig können die zuständigen Behörden einen Bericht über mehrere verschiedene Inspektionen von Betriebseinheiten, Standorten oder Komponenten desselben Betreibers, Unternehmens, Bergwerksbetreibers oder Importeurs erstellen, sofern diese Inspektionen vor der nächsten routinemäßigen Inspektion durchgeführt werden.
Der Bericht wird dem betreffenden Betreiber, Unternehmen, Bergwerksbetreiber oder Importeur übermittelt und innerhalb von zwei Monaten nach dem Tag der Inspektion veröffentlicht. Geht die Inspektion auf eine Beschwerde gemäß Artikel 7 zurück, unterrichten die zuständigen Behörden den Beschwerdeführer, sobald der Bericht öffentlich zugänglich ist.
Die zuständigen Behörden machen den Bericht gemäß der Richtlinie 2003/4/EG öffentlich zugänglich. Werden Informationen aus einem oder mehreren der in Artikel 4 der genannten Richtlinie Gründe zurückgehalten, so geben die zuständigen Behörden an, welche Arten von Informationen zurückgehalten werden, und nennen die Gründe dafür.
(6) Kommt der Bericht nach Absatz 5 zu dem Schluss, dass ein Betreiber, Unternehmen, Bergwerksbetreiber oder Importeur die Anforderungen dieser Verordnung nicht erfüllt, so ergreift dieser/dieses alle erforderlichen Maßnahmen, um seine Betriebstätigkeiten mit dieser Verordnung in Einklang zu bringen. Die Maßnahmen werden unverzüglich innerhalb der von den zuständigen Behörden festgelegten Frist getroffen.
(7) Ein Mitgliedstaat kann mit den zuständigen Organen, Einrichtungen oder sonstigen Stellen der Union oder mit anderen Mitgliedstaaten oder anderen geeigneten zwischenstaatlichen Organisationen oder öffentlichen Einrichtungen förmliche Vereinbarungen über die Bereitstellung von Fachkompetenz zur Unterstützung seiner zuständigen Behörden bei der Wahrnehmung der ihnen durch diesen Artikel übertragenen Aufgaben schließen.
Für die Zwecke dieses Absatzes ist eine zwischenstaatliche Organisation oder öffentliche Einrichtung, deren Objektivität möglicherweise durch einen Interessenkonflikt beeinträchtigt ist, als nicht geeignet zu betrachten.
(1) Jede natürliche oder juristische Person kann bei den zuständigen Behörden bei einem möglichen Verstoß gegen diese Verordnung durch einen Betreiber, ein Unternehmen, einen Bergwerksbetreiber oder einen Importeur eine schriftliche Beschwerde einreichen.
(2) Die Beschwerde ist hinreichend zu begründen und muss ausreichende Beweise für den angeblichen Verstoß enthalten.
(3) Wenn sich herausstellt, dass die Beschwerde keine ausreichenden Beweise enthält, um eine Untersuchung zu rechtfertigen, unterrichten die zuständigen Behörden den Beschwerdeführer innerhalb einer angemessenen Frist, spätestens jedoch innerhalb von zwei Monaten ab dem Erhalt der Beschwerde über die Gründe für ihre Entscheidung, keine Untersuchung einzuleiten.
Dieser Absatz findet keine Anwendung, wenn wiederholt Beschwerden eingereicht werden, die nicht hinreichend begründet sind und aus diesem Grund von den zuständigen Behörden als missbräuchlich eingestuft werden.
(4) Unbeschadet des Absatzes 3 und des geltenden innerstaatlichen Rechts unterrichten die zuständigen Behörden den Beschwerdeführer über die durchgeführten Verfahrensschritte und informieren ihn gegebenenfalls über geeignete alternative Rechtswege wie z. B. die Möglichkeit, bei nationalen Gerichten Rechtsmittel einzulegen, oder sonstige Beschwerdeverfahren auf nationaler oder internationaler Ebene.
(5) Unbeschadet des geltenden innerstaatlichen Rechts legen die zuständigen Behörden auf der Grundlage vergleichbarer Verfahren Anhaltswerte für den Zeitraum fest, innerhalb deren über eine Beschwerde zu entscheiden ist, und veröffentlichen diese.
(1) Die Prüfstellen führen Prüfungstätigkeiten durch, um die Konformität der Emissionsberichte, die ihnen von Betreibern, Unternehmen, Bergwerksbetreibern oder Importeuren gemäß dieser Verordnung vorgelegt werden, mit den Anforderungen dieser Verordnung zu bewerten. Diese Prüfungstätigkeiten umfassen die Überprüfung aller verwendeten Datenquellen und Methoden, die zur Bewertung der Zuverlässigkeit, Glaubwürdigkeit und Genauigkeit der Emissionsberichte verwendet werden, insbesondere hinsichtlich Folgendem:
a) Wahl und Anwendung der Emissionsfaktoren;
b) Methoden, Berechnungen, Probenahmen oder statistische Verteilungen, anhand deren die Methanemissionen bestimmt werden;
c) etwaiges Risiko einer unsachgemäßen Messung oder Berichterstattung;
d) von den Betreibern, Unternehmen, Bergwerksbetreibern oder Importeuren verwendete Qualitätskontroll- oder Qualitätssicherungssysteme.
(2) Bei der Durchführung der Prüfungstätigkeiten nach Absatz 1 des vorliegenden Artikels wenden die Prüfstellen die gemäß Artikel 32 festgelegten Standards bzw. technischen Vorschriften für die Messung und Quantifizierung sowie Minderung von Methanemissionen.
Bis zu dem Zeitpunkt der Anwendung dieser Standards bzw. technischen Vorschriften übermitteln die Betreiber, Unternehmen, Bergwerksbetreiber bzw. Importeure den Prüfstellen für die Zwecke der Prüfungstätigkeiten Informationen über die von ihnen angewandten einschlägigen Standards — einschließlich europäischer oder anderer internationaler Standards — oder Methoden.
Die Prüfungstätigkeiten umfassen zudem gegebenenfalls angekündigte und unangekündigte Kontrollen vor Ort, um zu bewerten, ob die verwendeten Datenquellen und Methoden zuverlässig, glaubwürdig und genau sind.
(3) Die Prüfungstätigkeiten gemäß diesem Artikel werden auf europäische oder andere internationale Standards und Methoden für Prüfstellen abgestimmt, um den Aufwand für die Betreiber, Unternehmen, Bergwerksbetreiber oder Importeure und die zuständigen Behörden zu begrenzen, und berücksichtigen die Art der überprüften Tätigkeiten und den in diesem Zusammenhang von der Kommission herausgegebenen Leitlinien gebührend.
(4) Stellt die Prüfstelle nach Abschluss der Bewertung der Prüfstelle mit hinreichender Sicherheit fest, dass der Emissionsbericht den Anforderungen dieser Verordnung entspricht, stellt die Prüfstelle einen Prüfungsvermerk aus, in dem die Konformität des Emissionsberichts bestätigt wird und die durchgeführten Prüfungstätigkeiten angegeben werden.
Die Prüfstelle stellt einen Prüfungsvermerk nur dann aus, wenn die Methanemissionen anhand zuverlässiger, glaubwürdiger und genauer Daten und Informationen mit hinreichender Sicherheit bestimmt werden können und sofern die gemeldeten Daten mit den geschätzten Daten im Einklang stehen und vollständig und in sich stimmig sind.
Stellt die Prüfstelle nach Abschluss der Bewertung der Prüfstelle fest, dass der Emissionsbericht nicht den Anforderungen dieser Verordnung entspricht, so teilen sie diese Feststellung dem Betreiber, Unternehmen, Bergwerksbetreiber oder Importeur mit und lassen dem Betreiber, Unternehmen, Bergwerksbetreiber oder Importeur eine begründete Rückmeldung unter Berücksichtigung anerkannter Standards zukommen. Der Betreiber, das Unternehmen, der Bergwerksbetreiber oder der Importeur legt der Prüfstelle unverzüglich und innerhalb der von ihr gesetzten Frist einen überarbeiteten Emissionsbericht vor.
(5) Die Betreiber, Unternehmen, Bergwerksbetreiber und Importeure lassen den Prüfstellen jede erforderliche Unterstützung zukommen, um die Durchführung der Prüfungstätigkeiten zu ermöglichen bzw. zu erleichtern, insbesondere was den Zugang zu dem Standort und die Vorlage von Unterlagen und Aufzeichnungen betrifft.
(1) Die Prüfstellen sind von den Betreibern, Unternehmen, Bergwerksbetreibern und Importeuren unabhängig und führen die in dieser Verordnung vorgesehenen Prüfungstätigkeiten im öffentlichen Interesse durch. Deswegen darf weder die Prüfstelle noch ein Teil derselben Rechtsperson ein Betreiber, Unternehmen, Bergwerksbetreiber oder Importeur, Eigner eines Betreibers, Unternehmens, Bergwerksbetreibers oder Importeurs oder Eigentum eines Betreibers, Unternehmens, Bergwerksbetreibers oder Importeurs sein.
Prüfstellen dürfen mit den Betreibern, Unternehmen, Bergwerksbetreibern oder Importeuren keine Beziehungen unterhalten, die ihre Unabhängigkeit und Unparteilichkeit beeinträchtigen könnten.
(2) Prüfstellen, die juristische Personen sind, werden durch eine nationale Akkreditierungsbehörde gemäß der Verordnung (EG) Nr. 765/2008 akkreditiert.
Wenn die vorliegende Verordnung keine speziellen Vorschriften für die Akkreditierung von Prüfstellen enthält, gilt die Verordnung (EG) Nr. 765/2008.
(3) Die Mitgliedstaaten können beschließen, für die Zwecke dieser Verordnung auch natürliche Personen als Prüfstellen zuzulassen. Diese Prüfstellen werden von einer nationalen Behörde zugelassen, bei der es sich nicht um die gemäß Artikel 4 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 765/2008 benannte nationale Akkreditierungsbehörde handelt.
(4) Beschließt ein Mitgliedstaat, Absatz 3 anzuwenden, so stellt er sicher, dass die zuständige nationale Behörde die Bestimmungen dieser Verordnung erfüllt und der Kommission und den übrigen Mitgliedstaaten alle Unterlagen vorlegt, die für die Prüfung der Kompetenz der gemäß dem genannten Absatz zugelassenen Prüfstellen erforderlich sind.
(1) Bei der Wahrnehmung ihrer Aufgaben und der Ausübung ihrer Befugnisse gemäß dieser Verordnung berücksichtigen die Kommission, die zuständigen Behörden und die Prüfstellen die von der Internationalen Beobachtungsstelle für Methanemissionen (IMEO) oder der Methanpartnerschaft für den Öl- und Gassektor (OGMP) veröffentlichten Informationen oder andere einschlägige international verfügbare Informationen, insbesondere die Informationen über
a) die Aggregation der Methanemissionsdaten nach geeigneten statistischen Methoden,
b) Prüfung und Validierung der in der Industrie zur Quantifizierung der Methanemissionsdaten angewandten Methoden und statistischen Verfahren,
c) die Entwicklung von Methoden zur Datenaggregation und -auswertung im Einklang mit bewährten wissenschaftlichen und statistischen Verfahren, um eine höhere Genauigkeit der Methanemissionsschätzungen mit angemessener Charakterisierung der Unsicherheit sicherzustellen,
d) die Veröffentlichung der aggregierten gemeldeten Daten nach Hauptquelle und Berichterstattungsstufe, gegebenenfalls aufgeschlüsselt nach selbst betriebenen und nicht selbst betriebenen Betriebseinheiten, im Einklang mit den Wettbewerbs- und Vertraulichkeitsvorschriften,
e) die Berichterstattung über festgestellte größere Diskrepanzen zwischen Datenquellen, die dazu beiträgt, robustere wissenschaftliche Methoden zu schaffen,
f) Meldung von Vorgängen mit extrem hohen Emissionen, die mit Hilfe eines Systems zur Früherkennung und -warnung identifiziert wurden.
(2) Die Kommission übermittelt der IMEO öffentlich zugängliche Methanemissionsdaten, die sie für relevant hält und die ihr von den zuständigen Behörden gemäß dieser Verordnung zur Verfügung gestellt wurden.
a) für selbst betriebene Betriebseinheiten bis zum 5. Februar 2027 und bis zum 31. Mai jedes Folgejahres und
b) für nicht selbst betriebene Betriebseinheiten bis zum 5. Februar 2028 und bis zum 31. Mai jedes Folgejahres, wenn diese Betriebseinheiten nicht gemäß Buchstabe a gemeldet wurden.
Vor Einreichung bei den zuständigen Behörden stellen Betreiber und Unternehmen sicher, dass der in diesem Absatz genannte Bericht von einer Prüfstelle bewertet wird und einen gemäß Artikel 8 ausgestellten Prüfungsvermerk enthält.
(4) Die in diesem Artikel vorgesehenen Berichte beziehen sich auf den Zeitraum des letzten verfügbaren Kalenderjahres und enthalten zumindest die folgenden Informationen:
a) Art und Ort der Emissionsquellen;
b) detaillierte Daten für jede Art von Emissionsquelle angegeben in Tonnen Methan und in Tonnen CO2-Äquivalent unter Anwendung der Erderwärmungspotenziale gemäß der Definition im sechsten Sachstandsbericht des Zwischenstaatlichen Ausschusses für Klimaänderungen (IPCC);
c) genaue Informationen zu den Quantifizierungsmethoden;
d) alle Methanemissionen für selbst betriebene Betriebseinheiten;
e) Anteil an Eigentum und Methanemissionen nicht selbst betriebener Betriebseinheiten, multipliziert mit dem Eigentumsanteil;
f) Liste der Unternehmen, die die operative Kontrolle über die nicht selbst betriebenen Betriebseinheiten ausüben.
Die Kommission legt im Wege von Durchführungsrechtsakten eine Berichtsvorlage für den in diesem Artikel vorgesehenen Bericht fest, wobei sie den bereits vorliegenden nationalen Verzeichnisberichten und den jüngsten technischen Leitfäden und Berichtsvorlagen der OGMP Rechnung trägt. Diese Durchführungsrechtsakte werden gemäß dem in Artikel 35 Absatz 2 genannten Beratungsverfahren erlassen.
Bis zum Erlass der einschlägigen Durchführungsrechtsakte verwenden die Betreiber und Unternehmen die technischen Leitfäden und Berichtsvorlagen der OGMP 2.0 für vorgelagerte bzw. für zwischen- und nachgelagerte Tätigkeiten.
(5) Die in diesem Artikel genannten Messungen und Quantifizierungen werden nach den gemäß Artikel 32 festgelegten Standards bzw. technischen Vorschriften durchgeführt. Bis zum Zeitpunkt der Anwendung dieser Standards oder technischen Vorschriften halten sich die Betreiber und Unternehmen an die dem Stand der Technik entsprechenden Verfahren der Industrie und verwenden für die Messung und Quantifizierung von Methanemissionen die beste verfügbare Technologie. In diesem Zusammenhang können in der Union niedergelassene Betreiber und Unternehmen zudem die neuesten technischen Leitlinien der OGMP 2.0 verwenden, die bis zum 4. August 2024 gebilligt wurden.
Die Betreiber und Unternehmen stellen den zuständigen Behörden und Prüfstellen Informationen über die angewandten Standards — einschließlich europäischer oder anderer internationaler Standards — oder Methoden zur Verfügung.
(6) In der Union niedergelassene Betreiber und Unternehmen vergleichen die Quantifizierung von Methanemissionen an der Quelle und die Messung von Methanemissionen auf Standortebene miteinander. Bei statistisch signifikanten Abweichungen zwischen der Quantifizierung von Methanemissionen an der Quelle und der Messung der Methanemissionen auf Standortebene müssen die Betreiber und Unternehmen
a) die zuständigen Behörden unverzüglich vor Ablauf des Berichtszeitraums davon unterrichten,
b) so bald wie möglich einen Abgleich durchführen und der zuständigen Behörde spätestens im nächsten Berichtszeitraum die Ergebnisse dieses Abgleichs mitteilen, erforderlichenfalls unter Vorlage von Nachweisen und Belegunterlagen.
Im Rahmen des Abgleichs wird auf die möglichen Gründe für die Abweichungen eingegangen, darunter zumindest die Genauigkeit und Angemessenheit der Technologie und der Methoden, die für die Quantifizierung von Methanemissionen an der Quelle und die Messung von Methanemissionen auf Standortebene verwendet wurden, oder etwaige Datenunsicherheiten bei den Ergebnissen aufgrund der gewählten Methoden, Technologie oder Extrapolation der Ergebnisse.
Für die Zwecke des Abgleichs ziehen die Betreiber und Unternehmen die Durchführung zusätzlicher Quantifizierungen an der Quelle oder Messungen auf Standortebene in Betracht, um die erforderlichen Nachweise zur Erläuterung der Gründe für die Abweichungen vorlegen zu können. Wenn angezeigt nehmen die Betreiber und Unternehmen auf der Grundlage der Ergebnisse des Abgleichs in der Folge numerische Anpassungen bei den Quantifizierungen an der Quelle oder den Messungen auf Standortebene vor.
Sind die zuständigen Behörden der Auffassung, dass in den vom Betreiber oder Unternehmen gemäß Unterabsatz 1 Buchstabe b vorgelegten Informationen die Gründe für die Abweichungen nicht angemessen erläutert werden, so können die zuständigen Behörden den Betreiber oder das Unternehmen auffordern, zusätzliche Informationen vorzulegen oder zusätzliche Maßnahmen zu ergreifen.
(7) Richtlinie (EU) 2016/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 8. Juni 2016 über den Schutz vertraulichen Know-hows und vertraulicher Geschäftsinformationen (Geschäftsgeheimnisse) vor rechtswidrigem Erwerb sowie rechtswidriger Nutzung und Offenlegung (ABl. L 157 vom 15.6.2016, S. 1).
(8) Die zuständigen Behörden machen die in diesem Artikel genannten Berichte der Öffentlichkeit und der Kommission gemäß Artikel 5 Absatz 4 innerhalb von drei Monaten nach ihrer Vorlage durch die einschlägigen Betreiber und Unternehmen zugänglich.
Die Betreiber ergreifen alle angezeigten Emissionsminderungsmaßnahmen, um Methanemissionen bei ihren Tätigkeiten zu verhindern und zu minimieren.
(1) Die Betreiber legen den zuständigen Behörden für bestehende Standorte bis zum 5. Mai 2025 und für neue Standorte innerhalb von sechs Monaten ab dem Tag der Aufnahme des Betriebs ein Programm zur Leckerkennung und -reparatur (im Folgenden „LDAR-Programm“) vor.
Das LDAR-Programm enthält eine detaillierte Beschreibung der LDAR-Untersuchungen und -Tätigkeiten, einschließlich konkreter Fristen, die gemäß diesem Artikel, Anhang I Teile 1 und 2 sowie den nach Artikel 32 festgelegten einschlägigen Standards bzw. technischen Vorschriften durchzuführen sind. Werden Änderungen an dem LDAR-Programm vorgenommen, so übermitteln die Betreiber den zuständigen Behörden baldmöglichst das aktualisierte LDAR-Programm.
Bis zum Zeitpunkt der Anwendung der gemäß Artikel 32 festgelegten Standards oder technischen Vorschriften halten sich die Betreiber an die dem Stand der Technik entsprechenden Verfahren der Industrie und verwenden die beste auf dem Markt verfügbare Technologie für LDAR-Untersuchungen. Die Betreiber stellen den zuständigen Behörden und Prüfstellen Informationen über die angewandten Standards, einschließlich internationaler Standards, oder Methoden zur Verfügung.
Die zuständigen Behörden können vom Betreiber verlangen, das LDAR-Programm unter Berücksichtigung der Anforderungen dieser Verordnung zu ändern.
(2) Die Betreiber beginnen nach dem 4. August 2024 baldmöglichst mit der ersten LDAR-Untersuchung von Typ 2 bei allen Komponenten ihres Zuständigkeitsbereichs gemäß dem LDAR-Programm.
In jedem Fall führen die Betreiber die erste LDAR-Untersuchung von Typ 2 bei bestehenden Standorten bis zum 5. August 2025 durch. Unbeschadet der in Anhang I Teil 1 festgelegten Abstände können LDAR-Untersuchungen von Typ 2, die zwischen dem 3. August 2022 und dem 4. August 2024 durchgeführt wurden, von den Betreibern als erste LDAR-Untersuchung von Typ 2 betrachtet werden.
Innerhalb von neun Monaten nach Aufnahme des Betriebs von neuen Standorten führen die Betreiber gemäß dem LDAR-Programm die erste LDAR-Untersuchung von Typ 2 bei allen Komponenten ihres Zuständigkeitsbereichs durch.
Nach der ersten LDAR-Untersuchung von Typ 2 führen die Betreiber LDAR-Untersuchungen von Typ 1 und Typ 2 in den folgenden Abständen durch:
a) für oberirdische und unterirdische Komponenten, ausgenommen Verteilungs- und Fernleitungsnetze, entsprechend den in Anhang I Teil 1 Nummer 1 festgelegten Mindestabständen;
b) für Komponenten von Verteilungs- und Fernleitungsnetzen entsprechend den in Anhang I Teil 1 Nummer 2 festgelegten Mindestabständen;
c) für alle Offshore-Komponenten entsprechend den in Anhang I Teil 1 Nummer 3 festgelegten Mindestabständen;
d) für alle anderen Komponenten entsprechend den in Anhang I Teil 1 Nummer 4 festgelegten Mindestabständen.
(3) Unbeschadet der Verpflichtung zur Durchführung von LDAR-Untersuchungen von Typ 2 gemäß diesem Artikel können die Betreiber im Falle einer vorgeschriebenen LDAR-Untersuchung von Typ 1 beschließen, anstelle einer LDAR-Untersuchung von Typ 1 eine LDAR-Untersuchungen von Typ 2 durchzuführen.
(4) Im Rahmen der LDAR-Untersuchungen können Betreiber fortschrittliche Messtechniken einsetzen, sofern
a) die zuständigen Behörden deren Verwendung im Rahmen des LDAR-Programms billigen,
b) die Messung an jeder einzelnen potenziellen Emissionsquelle durchgeführt wird und
c) die fortschrittlichen Messtechniken den Anforderungen gemäß den Absätzen 6 und 7 entsprechen und den Anforderungen nach Anhang I Teil 2 genügen.
(5) Wenn Betreiber, die Öl oder Erdgas fördern oder verarbeiten, auf der Grundlage von Messergebnissen der vorausgegangenen fünf Jahre, die von den Betreibern gemäß Artikel 12 gemeldet und von einer Prüfstelle bewertet wurden, nachweisen, dass weniger als 1 % aller ihrer Komponenten und Teilkomponenten an jedem Standort ein Leck aufweisen und dass die mit diesen Lecks verbundenen aggregierten Methanemissionen weniger als 0,08 % der Gesamtmenge des Gases oder 0,015 % der Gesamtmasse des verarbeiteten oder gewonnenen Öls ausmachen, können abweichend von Absatz 2 Unterabsatz 4 dieses Artikels für die LDAR-Untersuchungen an diesen Standorten bei Komponenten, bei denen keine Lecks festgestellt wurden, vorbehaltlich der Billigung der zuständigen Behörden andere Abstände vorgesehen werden, sofern
a) bei allen Komponenten an den Verarbeitungsorten mindestens alle 12 Monate LDAR-Untersuchungen von Typ 1 durchgeführt werden,
b) bei mindestens 25 % aller Komponenten an den Verarbeitungsorten alle 12 Monate LDAR-Untersuchungen von Typ 2 durchgeführt werden, wobei mindestens alle 48 Monate sämtliche Komponenten überprüft werden,
c) bei allen Komponenten an den Förderstellen mindestens alle 36 Monate LDAR-Untersuchungen von Typ 1 durchgeführt werden,
d) bei allen Komponenten an den Förderstellen mindestens alle 60 Monate LLDAR-Untersuchungen von Typ 2 durchgeführt werden.
0,08
0,015
Die zuständige Behörde unterrichtet die Kommission über die gemäß diesem Absatz gewährten Ausnahmen und führt nicht routinemäßige Untersuchungen gemäß Artikel 6 Absatz 4 durch.
(6) Die LDAR-Untersuchungen werden mit Messgeräten durchgeführt, die es ermöglichen, für jede Art von Komponenten Lecks wie folgt ausfindig zu machen:
a) so nah wie möglich an jeder einzelnen potenziellen Emissionsquelle bei oberirdischen Komponenten und Überwasser-Komponenten;
b) an der Grenzfläche zwischen Boden und Luft für unterirdische Komponenten als ersten Schritt und, wenn ein Leck entsprechend der Festlegung im im Einklang mit Absatz 7 erlassenen Durchführungsrechtsakt erkannt wird, als zweiten Schritt so nah wie möglich an der Emissionsquelle;
c) durch Anwendung der besten Messtechniken, die für Unterwasser-Offshore-Komponenten oder Offshore-Komponenten unter dem Meeresgrund auf dem Markt verfügbar sind.
(7) Die Kommission legt bis zum 5. August 2025 im Wege von Durchführungsrechtsakten Folgendes fest:
a) die Mindestnachweisgrenze für die Leckerkennung und die Messtechniken, die für die verschiedenen Messgeräte anzuwenden sind, die zur Erfüllung der in Absatz 8 festgelegten Anforderungen für alle Komponenten verwendet werden;
b) die Schwellenwerte für die erste Stufe der LDAR-Untersuchungen, die zur Erfüllung der in Absatz 8 festgelegten Anforderungen an unterirdische Komponenten anzuwenden sind.
Die Mindestgrenzwerte für die Leckerkennung, die Techniken und die Schwellenwerte beruhen auf der besten verfügbaren Technologie und den besten verfügbaren Messtechniken, wobei die verschiedenen Arten von Komponenten und LDAR-Untersuchungen zu berücksichtigen sind. Dieser Durchführungsrechtsakt wird gemäß dem in Artikel 35 Absatz 3 genannten Prüfverfahren erlassen.
Bis zum Erlass dieses Durchführungsrechtsakts wenden die Betreiber zur Erfüllung der Anforderungen gemäß Absatz 8 die beste verfügbare Technik und die besten verfügbaren Messtechniken gemäß den Herstellerangaben für Betrieb und Wartung an.
(8) Die Betreiber reparieren oder ersetzen alle Komponenten, bei denen Methanemissionen in mindestens den folgenden Höhen bei Standardtemperatur und -druck und unter Verwendung von Messtechniken gemäß den Herstellerangaben für Betrieb und Wartung festgestellt wurden:
a) bei LDAR-Untersuchungen von Typ 1: 7000 Volumenteile pro Million Methan oder 17 Gramm pro Stunde Methan;
b) bei LDAR-Untersuchungen von Typ 2:
(9) Die Reparatur oder der Austausch der in Absatz 8 genannten Komponenten erfolgt unmittelbar nach der Erkennung des Lecks. Kann die Reparatur nicht unmittelbar nach der Erkennung durchgeführt werden, so ist sie abweichend von Unterabsatz 1 so bald wie möglich, spätestens jedoch fünf Tage nach der Erkennung zu versuchen und innerhalb von 30 Tagen nach der Erkennung abzuschließen.
Kann ein Betreiber nachweisen, dass die Reparatur oder der Austausch beim ersten Reparaturversuch innerhalb von fünf Tagen nicht erfolgreich oder nicht möglich ist, oder geht der Betreiber davon aus, dass eine vollständige Reparatur innerhalb von 30 Tagen aus Sicherheitsgründen oder aufgrund von verwaltungstechnischen oder technischen Erwägungen nicht möglich ist, so unterrichtet er die zuständigen Behörden davon und legt ihnen spätestens 12 Tage nach Erkennung des Lecks zusammen mit den Reparatur- und Überwachungszeitplänen, die mindestens die in Anhang II genannten Angaben enthalten, einen Nachweis dafür vor.
Diese Reparatur- und Überwachungszeitpläne enthalten alle erforderlichen Nachweise, die die Verzögerung rechtfertigen. Diese Zeitpläne müssen gewährleisten, dass die Umweltauswirkungen so gering wie möglich gehalten werden, wobei die einschlägigen Sicherheitsgründe und verwaltungstechnischen und technischen Erwägungen beachtet werden. Die zuständigen Behörden können vom Betreiber verlangen, die Reparatur- und Überwachungszeitpläne unter Berücksichtigung der Anforderungen dieser Verordnung zu ändern. In jedem Fall erfolgt die Reparatur oder der Austausch so bald wie möglich.
Die Betreiber räumen Reparaturen größerer Lecks Vorrang ein.
Bei den in diesem Absatz genannten Reparaturen oder Austauschen müssen die besten auf dem Markt verfügbaren Technologien verwendet werden, die einen langfristigen Schutz gegen künftige Lecks bieten.
Sicherheitsgründe und verwaltungstechnische und technische Erwägungen gemäß diesem Absatz beschränken sich auf
a) die Sicherheit des Personals und anderer Personen in der Nähe des erkannten Lecks,
b) nachteilige Umweltauswirkungen, wenn der Betreiber nachweisen kann, dass die Auswirkungen größer sind als der Nutzen für die Umwelt, z. B. wenn eine Reparatur zu insgesamt höheren Methanemissionen führen könnte, als der Verzicht auf die Reparatur,
c) die Zugänglichkeit einer Komponente, einschließlich planmäßiger Wartung, Anforderungen im Rahmen eines Genehmigungsverfahrens oder erforderlicher Verwaltungsgenehmigung,
d) die Nichtverfügbarkeit von Ersatzteilen, die für die Reparatur der Komponente erforderlich sind, oder von Austauschkomponenten und
e) die erhebliche Verschlechterung der Gasversorgungslage, die voraussichtlich zu einer Krisenstufe gemäß Artikel 11 Absatz 1 der Verordnung (EU) 2017/1938 des Europäischen Parlaments und des Rates führt.
(10) Wenn eine oder mehrere der in Absatz 9 Unterabsatz 6 Buchstaben a bis e genannten Bedingungen zutreffen und eine Abschaltung erforderlich ist, damit die Reparatur oder der Austausch durchgeführt werden kann, minimieren die Betreiber die Leckage innerhalb von 24 Stunden nach Erkennung und reparieren das Leck bis zum Ende der nächsten planmäßigen Abschaltung oder innerhalb eines Jahres, je nachdem, welcher Zeitpunkt früher liegt, es sei denn, eine frühere Reparatur könnte in Bezug auf die Emissionen nach vernünftigem Ermessen zu einer Situation führen, in der während der Reparaturarbeiten sehr wahrscheinlich eine deutlich höhere Methanmenge abgelassen würde als ohne Reparatur entweichen würde, oder eine frühere Reparatur könnte nach vernünftigem Ermessen in kleinen Verbundnetzen im Sinne der Richtlinie (EU) 2019/944 zu Problemen der Versorgungssicherheit führen.
Der Betreiber legt den zuständigen Behörden unverzüglich alle erforderlichen Nachweise vor, die seine Entscheidung, die Reparatur aufzuschieben, rechtfertigen.
Eine Entscheidung über den Aufschub einer Reparatur aus Sicherheitsgründen oder aufgrund von verwaltungstechnischen oder technischen Erwägungen muss von den zuständigen Behörden genehmigt werden und ist in die Reparatur- und Überwachungszeitpläne aufzunehmen. Die zuständigen Behörden können vom betreffenden Betreiber verlangen, die Reparatur- und Überwachungszeitpläne unter Berücksichtigung der Anforderungen dieser Verordnung zu ändern.
(11) Die Betreiber erstellen unverzüglich ein Verzeichnis aller Entscheidungen über den Aufschub von Reparaturen gemäß diesem Artikel, einschließlich aller erforderlichen Nachweise zur Begründung jeder Entscheidung und der entsprechenden Reparatur- und Überwachungszeitpläne, aktualisieren dieses und machen es den zuständigen Behörden vollständig zugänglich.
(12) Unbeschadet Absatz 2 führen Betreiber Untersuchungen an Komponenten durch, bei denen
a) während einer früheren LDAR-Untersuchung Methanemissionen in Höhe oder oberhalb der Schwellenwerte nach Absatz 8 bei Standardtemperatur und -druck festgestellt wurden, und zwar unverzüglich nach Durchführung der Reparatur gemäß Absatz 9 und spätestens 45 Tage danach, um sicherzustellen, dass die Reparatur erfolgreich war, und
b) Methanemissionen unterhalb der Schwellenwerte nach Absatz 8 bei Standardtemperatur und -druck festgestellt wurden, und zwar spätestens drei Monate ab dem Zeitpunkt der Feststellung der Emissionen, um zumindest einmal zu kontrollieren, ob sich der Umfang des Methanverlusts verändert hat und eine Reparatur erforderlich ist.
Wenn ein höheres Sicherheitsrisiko oder ein höheres Risiko von Methanverlusten festgestellt wird, können die zuständigen Behörden empfehlen, in kürzeren Abständen LDAR-Untersuchungen der betreffenden Komponenten durchzuführen.
(13) Unbeschadet der Berichterstattungspflichten nach Absatz 14 führen die Betreiber Aufzeichnungen über alle festgestellten Lecks unabhängig von deren Umfang, überwachen diese Lecks regelmäßig und stellen sicher, dass sie im Einklang mit Absatz 9 repariert werden.
Die Betreiber bewahren die entsprechenden Aufzeichnungen mindestens zehn Jahre lang auf und legen die Informationen den zuständigen Behörden auf Anfrage vor.
(14) Die Betreiber legen den zuständigen Behörden des Mitgliedstaats, in dem sich die betreffenden Betriebseinheiten befinden, jedes Jahr sämtliche Reparatur- und Überwachungszeitpläne sowie einen Bericht mit einer Zusammenfassung der Ergebnisse aller im vorangegangenen Jahr durchgeführten LDAR-Untersuchungen vor.
Die zuständigen Behörden können von den Betreibern verlangen, dass sie den Bericht oder die Reparatur- und Überwachungszeitpläne unter Berücksichtigung der Anforderungen dieser Verordnung ändern.
(15) Die Betreiber können die in diesem Artikel vorgesehenen Aufgaben delegieren. Die Delegierung von Aufgaben lässt die Verantwortung der Betreiber unberührt und hat keinen Einfluss auf die Wirksamkeit der Überwachung durch die zuständigen Behörden.
(16) Die Mitgliedstaaten stellen sicher, dass für LDAR-Dienstleister und Betreiber Zertifizierungs- und Akkreditierungssysteme oder gleichwertige Qualifikationssysteme einschließlich geeigneter Schulungsprogramme für die LDAR-Untersuchungen verfügbar sind.
(17) Richtlinie 2008/56/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. Juni 2008 zur Schaffung eines Ordnungsrahmens für Maßnahmen der Gemeinschaft im Bereich der Meeresumwelt (Meeresstrategie-Rahmenrichtlinie) (ABl. L 164 vom 25.6.2008, S. 19).
Richtlinie 2013/30/EU des Europäischen Parlaments und des Rates vom 12. Juni 2013 über die Sicherheit von Offshore-Erdöl- und -Erdgasaktivitäten und zur Änderung der Richtlinie 2004/35/EG (ABl. L 178 vom 28.6.2013, S. 66).
(1) Das Ausblasen ist außer unter den in diesem Artikel genannten Umständen verboten. Routinemäßiges Abfackeln ist verboten.
(2) Das Ausblasen oder Abfackeln ist nur in einem Notfall oder bei einer Betriebsstörung erlaubt.
(3) Unbeschadet des Absatzes 2 ist das Ausblasen oder Abfackeln erlaubt, wenn es unvermeidbar und unbedingt notwendig ist und die Berichterstattungspflichten nach Artikel 16 eingehalten werden.
Das Ausblasen und Abfackeln gilt in den folgenden spezifischen Situationen als unvermeidbar und unbedingt notwendig, in denen ein Ausblasen bzw. Abfackeln nicht vollständig vermieden werden kann oder aus Sicherheitsgründen erforderlich ist:
a) während des normalen Betriebs von pneumatischen Vorrichtungen, Kompressoren, Atmosphärendruck-Lagertanks, Vorrichtungen für Probenahmen und Messungen und trockenablaufenden Gasdichtungen oder anderen Komponenten, die für das Ausblasen konzipiert sind, sofern diese Ausrüstung den gemäß Artikel 32 festgelegten Standards oder technischen Vorschriften entspricht und ordnungsgemäß gewartet wird, um Methanverluste zu minimieren;
b) um Flüssigkeiten in einem Bohrloch zu entlasten oder auf Atmosphärendruck zu bringen;
c) während des Kalibirerens oder Beprobens eines Lagertanks oder sonstigen Niederdruckbehälters, sofern der Tank oder der Behälter den gemäß Artikel 32 festgelegten Standards oder technischen Vorschriften entspricht;
d) während des Umfüllens von Flüssigkeiten aus einem Lagertank oder sonstigen Niederdruckbehälter in ein Transportfahrzeug, sofern der Tank oder der Behälter die gemäß Artikel 32 festgelegten Standards oder technischen Vorschriften erfüllt;
e) während der Reparatur, Wartung, Testverfahren und Außerbetriebnahme, einschließlich Abblasen und Drucklosmachen, um Reparatur und Wartung durchführen zu können;
f) während eines Kopfdruck-Tests;
g) während einer Packer-Dichtheitsprüfung;
h) während eines Fördertests mit einer Dauer von weniger als 24 Stunden;
i) wenn das Methan die Spezifikationen der Sammelleitung nicht erfüllt, vorausgesetzt, der Betreiber analysiert zweimal wöchentlich Methanproben, um festzustellen, ob die Spezifikationen erreicht werden, und leitet das Methan in eine Sammelleitung, sobald die Leitungsspezifikationen erfüllt werden;
j) während der Inbetriebnahme von Rohrleitungen, Ausrüstung oder Anlagen, jedoch nur solange dies notwendig ist, um Verunreinigungen, die in die Rohrleitung oder Ausrüstung gelangt sind, herauszuspülen;
k) während des Molchens, des Abblasens einer Leitung zum Zweck der Reparatur, während der Außerbetriebnahme oder des Durchspülens einer Leitung zum Zweck der Reparatur oder Wartung, jedoch nur, wenn das Gas nicht eingeschlossen oder in einen nicht betroffenen Teil der Leitung umgeleitet werden kann.
(4) In den Fällen, in denen Ausblasen gemäß den Absätzen 2 und 3 erlaubt ist, erfolgt das Ausblasen durch die Betreiber nur dann, wenn das Abfackeln technisch nicht durchführbar ist, weil die Flamme nicht entzündet oder aufrechterhalten werden kann, die Sicherheit des Betriebs oder des Personals gefährdet oder in Bezug auf die Emissionen schlechtere Umweltauswirkungen hätte. In einer solchen Situation unterrichten die Betreiber als Teil der Berichterstattungspflichten gemäß Artikel 16 die zuständigen Behörden über die Notwendigkeit des Rückgriffs auf Ausblasen statt Abfackeln und legen ihnen die entsprechenden Nachweise vor.
(5) Ausrüstung zum Ausblasen wird durch nicht emittierende Alternativen ersetzt, wenn diese auf dem Markt erhältlich sind und den gemäß Artikel 32 festgelegten Standards oder technischen Vorschriften für Komponenten, die für das Ausblasen ausgelegt sind, entsprechen.
(6) Zusätzlich zu den Bedingungen gemäß den Absätzen 2 und 3 ist Abfackeln nur erlaubt, wenn eine Wiedereinspeisung, Nutzung vor Ort, Lagerung zur späteren Nutzung oder Weiterleitung des Methans an einen Markt aus anderen Gründen als wirtschaftlichen Erwägungen nicht durchführbar ist. In einer solchen Situation weisen die Betreiber im Rahmen der Berichterstattungspflichten nach Artikel 16 gegenüber den zuständigen Behörden die Notwendigkeit des Rückgriffs auf Abfackeln statt Wiedereinspeisung, Nutzung vor Ort, Lagerung zur späteren Nutzung oder Weiterleitung des Methans an einen Markt nach.
(7) Wird ein Standort insgesamt gebaut, ersetzt oder modernisiert, so dürfen die Betreiber nur auf dem Markt verfügbare emissionsfreie pneumatische Vorrichtungen, Kompressoren, Atmosphärendruck-Lagertanks, Vorrichtungen für Probenahmen und Messungen und kontaktlose Dichtungen installieren und verwenden. Wird ein Teil eines Standorts ersetzt oder modernisiert, so dürfen die Betreiber in diesem Teil nur auf dem Markt verfügbare emissionsfreie pneumatische Vorrichtungen, Kompressoren, Atmosphärendruck-Lagertanks, Vorrichtungen für Probenahmen und Messungen und kontaktlose Dichtungen installieren und verwenden.
(8) Die Betreiber kommen diesem Artikel bei bestehenden Standorten unverzüglich und in jedem Fall spätestens am 5. Februar 2026 und bei neuen Standorten spätestens 12 Monate nach Aufnahme des Betriebs nach. Können die Betreiber aufgrund einer außergewöhnlichen Verzögerung diesem Artikel nicht nachkommen, weil sie von den zuständigen Behörden noch eine Genehmigung oder eine anderweitige behördliche Zulassung erhalten müssen oder nicht über Ausrüstung zum Ausblasen und Abfackeln verfügen, so legen sie den zuständigen Behörden einen detaillierten Durchführungszeitplan vor. Dieser Zeitplan enthält ausreichende Nachweise für die Erfüllung der in diesem Absatz festgelegten Bedingungen. Die zuständigen Behörden können verlangen, dass Änderungen an diesem Zeitplan vorgenommen werden.
(1) Die Betreiber melden den zuständigen Behörden Ausblasvorgänge und Abfackelvorgänge,
a) die durch einen Notfall oder eine Betriebsstörung verursacht wurden oder
b) die insgesamt 8 Stunden oder länger innerhalb von 24 Stunden nach Beginn eines einzelnen Vorgangs andauern.
Die Meldung nach Unterabsatz 1 erfolgt unverzüglich nach dem betreffenden Vorgang und spätestens innerhalb von 48 Stunden nach dessen Beginn bzw. nach dem Zeitpunkt, zu dem der Betreiber davon Kenntnis erlangt hat, mit den in Anhang III genannten Angaben.
Abweichend von Unterabsatz 1 ist das kontrollierte Abfackeln während einer Abschaltung im jährlichen Bericht anzugeben.
(2) Die Betreiber legen den zuständigen Behörden im Rahmen der einschlägigen Berichte gemäß Artikel 12 jährliche Berichte über alle in Absatz 1 und in Artikel 15 genannten Ausblasvorgänge und Abfackelvorgänge mit den in Anhang III genannten Angaben vor.
(1) Wenn ein Standort insgesamt oder teilweise gebaut, ersetzt oder modernisiert wird oder wenn neue Gasfackeln oder andere Verbrennungsvorrichtungen installiert werden, installieren die Betreiber ausschließlich Gasfackeln oder Verbrennungsvorrichtungen mit Selbstzünder oder Dauerzündbrenner und einem konzeptionsbedingten Zerstörungs- und Abscheidegrad von mindestens 99 %.
(2) Die Betreiber stellen sicher, dass alle Gasfackeln oder sonstigen Verbrennungsvorrichtungen bis zum 5. Februar 2026 den Anforderungen gemäß Absatz 1 entsprechen.
(3) Die Betreiber führen alle 15 Tage Inspektionen der Gasfackeln oder sonstigen Verbrennungsvorrichtungen im Einklang mit Anhang IV durch, es sei denn, sie werden nicht regelmäßig verwendet. Wenn die Gasfackeln oder andere Verbrennungsvorrichtungen nicht regelmäßig eingesetzt werden, müssen die Betreiber sie vor jeder Verwendung inspizieren.
Alternativ zur regelmäßigen Inspektion können die Betreiber vorbehaltlich der Billigung der zuständigen Behörden Fernüberwachungssysteme oder automatisierte Überwachungssysteme, wie sie im Einklang mit Anhang IV Nummern 1 und 2 festgelegt sind, einsetzen.
Werden Unregelmäßigkeiten festgestellt, so untersuchen die Betreiber die Ursache der Unregelmäßigkeit und beheben sie innerhalb von sechs Stunden bzw. bei schweren Wetterereignissen oder anderen extremen Bedingungen innerhalb von sechs Stunden, nachdem sich die Bedingungen wieder normalisiert haben.
(4) Werden Selbstzünder oder Dauerzündbrenner verwendet, so müssen die Betreiber Flammenwächter zur kontinuierlichen Überwachung der Hauptflamme oder der Pilotflamme verwenden, um sicherzustellen, dass kein Gas unverbrannt abgelassen wird.
(1) Die Mitgliedstaaten erstellen und veröffentlichen bis zum 5. August 2025 ein Bestandsverzeichnis aller inaktiven Bohrlöcher, vorübergehend verfüllten Bohrlöcher und dauerhaft verfüllten und aufgegebenen Bohrlöcher in ihrem Hoheitsgebiet oder unter ihrer Gerichtsbarkeit, die erfasst sind oder über deren Lage Informationen oder Nachweise verfügbar sind oder deren Lage mit vertretbarem Aufwand ermittelt werden kann. Dieses Bestandsverzeichnis enthält zumindest die in Anhang V Teil 1 genannten Angaben.
Die Mitgliedstaaten führen dieses Bestandsverzeichnis und halten es auf dem neuesten Stand, indem sie unter anderem alle zumutbaren Anstrengungen unternehmen, um alle ermittelten inaktiven Bohrlöcher, vorübergehend verfüllten Bohrlöcher und dauerhaft verfüllten und aufgegebenen Bohrlöcher in ihrem Hoheitsgebiet oder unter ihrer Gerichtsbarkeit zu lokalisieren und zu dokumentieren, wobei sie sich auf eine solide Bewertung unter Berücksichtigung der aktuellsten wissenschaftlichen Erkenntnisse und der besten verfügbaren Techniken stützen.
(2) Abweichend von Absatz 1 können Mitgliedstaaten, die der Kommission Nachweise darüber vorlegen, dass sich in ihrem Hoheitsgebiet oder unter ihrer Gerichtsbarkeit insgesamt 40000 oder mehr erfasste inaktive Bohrlöcher, vorübergehend verfüllte Bohrlöcher und dauerhaft verfüllte und aufgegebene Bohrlöcher befinden, einen Plan für die Vervollständigung des Bestandsverzeichnisses gemäß Absatz 1 und für die Quantifizierung von Methanemissionen bzw. den Nachweis des Nichtvorhandenseins von Methanemissionen im Zusammenhang mit diesen Bohrlöchern, der zumindest die in Anhang V Teil 1 genannten Angaben enthält, annehmen und veröffentlichen, sofern
a) bis zum 5. August 2025 mindestens 20 % dieser Bohrlöcher in das Bestandsverzeichnis aufgenommen werden, wobei inaktive Bohrlöcher und vorübergehend verfüllte Bohrlöcher vorrangig behandelt werden,
b) bis zum 5. August 2026 mindestens 40 % dieser Bohrlöcher in das Bestandsverzeichnis aufgenommen werden,
c) alle 12 Monate nach dem 5. August 2026 mindestens weitere 15 % dieser Bohrlöcher in das Bestandsverzeichnis aufgenommen werden,
d) bis zum 5. August 2030 alle Bohrlöcher in das Bestandverzeichnis aufgenommen sind.
Dieser Plan bedarf der Genehmigung durch die zuständigen Behörden.
(3) Unbeschadet Absatz 4 werden Berichte, die Angaben zur Quantifizierung von Methanemissionen und — sofern Drucküberwachungsvorrichtungen vorhanden sind — Angaben zur Drucküberwachung sämtlicher inaktiven Bohrlöcher und vorübergehend verfüllten Bohrlöcher enthalten, den zuständigen Behörden bis zum 5. Mai 2026 und bis zum 31. Mai jedes Folgejahres vorgelegt.
Diese Berichte enthalten eine Quantifizierung von in die Luft und ins Wasser abgegebenen Methanemissionen und gegebenenfalls Angaben zur Drucküberwachung, wobei die gemäß Artikel 32 festgelegten Standards oder technischen Vorschriften angewandt werden. Bis zum Zeitpunkt der Anwendung dieser Standards oder technischen Vorschriften halten sich die Betreiber bzw. Mitgliedstaaten an die dem Stand der Technik entsprechenden Verfahren der Industrie und verwenden die beste verfügbare Technologie für die Messung und Quantifizierung von Methanemissionen.
Melden Betreiber oder Mitgliedstaaten Methanemissionen im Rahmen internationaler oder regionaler Übereinkommen, denen die Union oder der betreffende Mitgliedstaat als Vertragspartei angehört, so können die Berichte nach diesem Absatz die im Rahmen dieser Übereinkommen gemeldeten Informationen enthalten.
40000
(4) Werden den zuständigen Behörden Quantifizierungen von Methanemissionen und — sofern Drucküberwachungsvorrichtungen vorhanden sind — Angaben zur Drucküberwachung vorgelegt, aus denen hervorgeht, dass in den letzten fünf Jahren kein Methan aus einem vorübergehend verfüllten Onshore-Bohrloch ausgetreten ist, so ist Absatz 3 nicht mehr auf dieses Bohrloch anwendbar.
Werden den zuständigen Behörden Quantifizierungen von Methanemissionen und — sofern entsprechende Drucküberwachungsvorrichtungen vorhanden sind — Angaben zur Drucküberwachung vorgelegt, aus denen hervorgeht, dass in den letzten drei Jahren kein Methan aus einem inaktiven Offshore-Bohrloch oder einem vorübergehend verfüllten Offshore-Bohrloch ausgetreten ist, so ist Absatz 3 nicht mehr auf dieses Bohrloch anwendbar.
(5) Wird den zuständigen Behörden ein zuverlässiger Nachweis über wesentliche Mengen von Methanemissionen an einem inaktiven Offshore-Bohrloch oder einem nach dem Zeitraum gemäß Absatz 4 vorübergehend verfüllten Bohrloch oder einem dauerhaft verfüllten und aufgegebenen Bohrloch vorgelegt und wurde dieser Nachweis von einem unabhängigen Dritten bestätigt, entscheiden die zuständigen Behörden darüber, ob die in diesem Artikel festgelegten Verpflichtungen für vorübergehend verfüllte Bohrlöcher auf das betreffende Bohrloch angewandt werden.
(6) Werden Methanemissionen an inaktiven Bohrlöchern, vorübergehend verfüllten Bohrlöchern oder dauerhaft verfüllten und aufgegebenen Bohrlöchern ermittelt, ergreifen die Mitgliedstaaten oder die verantwortliche Partei gemäß Absatz 8 alle ihnen zur Verfügung stehenden erforderlichen Maßnahmen, um dieses Bohrloch zu sanieren bzw. zurückzubauen oder dauerhaft zu verfüllen, sofern dies technisch realisierbar ist, wobei die Umweltauswirkungen der notwendigen Arbeiten im Hinblick auf die damit verbundene Verringerung der Methanemissionen zu berücksichtigen sind.
(7) Die in Absatz 3 genannten Berichte müssen vor Einreichung bei den zuständigen Behörden von einer Prüfstelle bewertet werden und einen gemäß Artikel 8 ausgestellten Prüfvermerk enthalten.
(8) Die Mitgliedstaaten stellen sicher, dass die Betreiber die Verpflichtungen gemäß den Absätzen 3 bis 7 und Absatz 9 erfüllen. Legt ein Betreiber, Eigentümer oder Lizenznehmer oder eine nach nationalem Recht anderweitig für das Bohrloch verantwortliche Partei der zuständigen Behörde angemessene und zuverlässige Nachweise vor, aus denen hervorgeht, dass sie nicht über ausreichende finanzielle Mittel zur Erfüllung dieser Verpflichtungen verfügen, oder kann die verantwortliche Partei nicht ermittelt werden, so liegt die Verantwortung für diese Verpflichtungen bei dem Mitgliedstaat.
(9) Die Mitgliedstaaten oder die verantwortliche Partei gemäß Absatz 8 erstellt bis zum 5. August 2026 einen Emissionsminderungsplan für die Sanierung, den Rückbau und die dauerhafte Verfüllung inaktiver Bohrlöcher und vorübergehend verfüllter Bohrlöcher, die zumindest die in Anhang V Teil 2 genannten Angaben enthalten, und setzen ihn innerhalb von 12 Monaten nach Vorlage des ersten Berichts gemäß Absatz 3 um.
Abweichend von Unterabsatz 1 kann ein Mitgliedstaat oder die nach Absatz 8 verantwortliche Partei die Umsetzung dieses Emissionsminderungsplans verschieben, wenn er bzw. sie nachweisen kann, dass die Umsetzung dieses Emissionsminderungsplans aus Sicherheitsgründen, verwaltungstechnischen oder technischen Erwägungen nicht innerhalb dieser Frist möglich ist. Der Emissionsminderungsplan enthält alle erforderlichen Nachweise, die eine solche Entscheidung rechtfertigen. In diesen Fällen erfolgt die Umsetzung so bald wie möglich, um sicherzustellen, dass das Enddatum für die Emissionsminderungsmaßnahmen bei jedem Bohrloch nicht drei Jahre nach Vorlage des ersten Berichts gemäß Absatz 3 überschreitet.
Die zuständigen Behörden können von der verantwortlichen Partei verlangen, den Emissionsminderungsplan unter Berücksichtigung der Anforderungen dieser Verordnung zu ändern.
Die Mitgliedstaaten oder die verantwortliche Partei gemäß Absatz 8 aktualisieren regelmäßig den Emissionsminderungsplan im Einklang mit dem in Absatz 1 genannten Bestandsverzeichnis und den in Absatz 3 genannten Berichten und allen sich daraus ergebenden Änderungen oder neuen Informationen und auf der Grundlage einer soliden Bewertung unter Berücksichtigung der aktuellsten wissenschaftlichen Erkenntnisse und der besten verfügbaren Techniken.
Die Emissionsminderungspläne stützen sich auf das in Absatz 1 genannte Bestandsverzeichnis und die in Absatz 3 genannten Berichte, um die vorrangigen Maßnahmen zu bestimmen, darunter:
a) Sanierung, Rückbau und dauerhafte Verfüllung von Bohrlöchern;
b) Rückbau der zugehörigen Zufahrtsstraßen bzw. Wiedergewinnung der angrenzenden gefluteten Flächen;
c) Wiederherstellung der Flächen, Gewässer, Meeresböden und Habitate, die durch Bohrlöcher und durch die früheren Betriebstätigkeiten beeinträchtigt wurden;
d) Überwachung, um sicherzustellen, dass verfüllte Bohrlöcher keine Methanemissionsquelle gemäß diesem Artikel sind.
(10) Die zuständigen Behörden überprüfen die in diesem Artikel genannten Berichte und Emissionsminderungspläne und machen sie der Öffentlichkeit und der Kommission gemäß Artikel 5 Absatz 4 innerhalb von drei Monaten nach ihrer Vorlage durch einen Betreiber oder ihrer Fertigstellung durch einen Mitgliedstaat zugänglich.
(11) Unbeschadet der Richtlinien 2008/56/EG und 2013/30/EU können die zuständigen Behörden beschließen, Offshore-Öl- und -Erdgasbohrlöcher, die sich in ihrem Hoheitsgebiet in einer Wassertiefe von mehr als 700 Metern befinden, von den Anforderungen gemäß den Absätzen 3 oder 9 dieses Artikels auszunehmen, wenn belastbare Nachweise dahingehend vorgelegt werden können, dass die Auswirkungen potenzieller Methanemissionen aus diesen Bohrlöchern auf das Klima höchstwahrscheinlich vernachlässigbar sind.
(12) Unbeschadet der Richtlinien 2008/56/EG und 2013/30/EU und vorbehaltlich der Genehmigung durch die zuständigen Behörden können vorübergehend verfüllte Offshore-Bohrlöcher sowie dauerhaft verfüllte und aufgegebene Offshore-Bohrlöcher, die sich in einer Wassertiefe zwischen 200 und 700 m befinden, von den Anforderungen gemäß den Absätzen 3 oder 9 dieses Artikels ausgenommen werden, wenn der Betreiber nachweisen kann, dass die Auswirkungen potenzieller Methanemissionen aus diesen Komponenten auf das Klima unter Bezugnahme auf eine Umweltverträglichkeitsprüfung, die vor dem Bohren oder nach Unfällen während des Betriebs durchgeführt wurde, höchstwahrscheinlich vernachlässigbar sind.
(2) Die Betreiber von Absaugstationen nehmen kontinuierliche direkte Messungen und Quantifizierungen der gesamten Freisetzungen von abgelassenem und abgefackeltem Methan an der Quelle vor, unabhängig davon, aus welchen Gründen der Ausblas- oder Abfackelvorgang erfolgt.
(3) Bei übertägigen Kohlebergwerken verwenden Bergwerksbetreiber lagerstättenspezifische Methanemissionsfaktoren für Kohlebergwerke, um die durch die Bergbautätigkeiten verursachten Methanemissionen zu quantifizieren. Die Bergwerksbetreiber bestimmen diese Emissionsfaktoren vierteljährlich nach geeigneten wissenschaftlichen Standards und unter Berücksichtigung der Methanemissionen aus umgebenden Schichten.
(4) Die Messungen und Quantifizierungen nach den Absätzen 1, 2 und 3 erfolgen nach den geltenden Standards oder den gemäß Artikel 32 festgelegten technischen Vorschriften. Bis zum Zeitpunkt der Anwendung dieser Standards oder technischen Vorschriften halten sich die Bergwerksbetreiber an die dem Stand der Technik entsprechenden Verfahren der Industrie und verwenden die beste verfügbare Technologie für die Messung und Quantifizierung von Methanemissionen. Die Bergwerksbetreiber stellen den zuständigen Behörden und Prüfstellen Informationen über die angewandten Standards, einschließlich internationaler Standards, oder Methoden zur Verfügung.
Bei den kontinuierlichen direkten Messungen und Quantifizierungen an der Quelle nach den Absätzen 1 und 2 können, wenn die Messvorrichtungen über einen bestimmten Zeitraum nicht in Betrieb sind, zur anteiligen Schätzung der Werte für den fehlenden Zeitraum diejenigen Werte verwendet werden, die in den Zeiträumen, in denen die Messvorrichtungen in Betrieb waren, gemessen wurden.
Die für kontinuierliche direkte Messungen und Quantifizierungen an der Quelle nach den Absätzen 1 und 2 genutzten Messvorrichtungen müssen mehr als 90 % des Zeitraums, in dem sie zur Methanemissionsüberwachung eingesetzt werden, in Betrieb sein, ausgenommen Ausfallzeiten für Rekalibrierung und Reparaturen.
(5) Wenn angezeigt schätzen Kohlebergwerksbetreiber die Methanemissionen nachbergbaulicher Tätigkeiten anhand von Emissionsfaktoren für nachbergbauliche Tätigkeiten, die jährlich auf der Grundlage von lagerstättenspezifischen Kohleproben nach geeigneten wissenschaftlichen Standards aktualisiert werden.
(6) Bergwerksbetreiber und Betreiber von Absaugstationen legen den zuständigen Behörden bis zum 5. August 2025 und bis zum 31. Mai jedes Folgejahres einen Bericht mit Daten über die jährlichen Methanemissionen an der Quelle gemäß diesem Artikel vor.
Der Bericht bezieht sich auf den Zeitraum des letzten verfügbaren Kalenderjahres und enthält für aktive untertägige Kohlebergwerke die in Anhang VI Teil 1 genannten Angaben, für aktive übertägige Kohlebergwerke die in Anhang VI Teil 2 genannten Angaben und für Absaugstationen die in Anhang VI Teil 3 genannten Angaben.
Vor Einreichung bei den zuständigen Behörden stellen Bergwerksbetreiber und Betreiber von Absaugstationen sicher, dass die in diesem Absatz genannten Berichte von einer Prüfstelle bewertet werden und einen gemäß Artikel 8 ausgestellten Prüfungsvermerk enthalten.
(7) Die zuständigen Behörden machen die in diesem Artikel genannten Berichte der Öffentlichkeit und der Kommission gemäß Artikel 5 Absatz 4 innerhalb von drei Monaten nach der Vorlage durch die Bergwerksbetreiber zugänglich.
Dieser Abschnitt gilt für die in Artikel 19 Absatz 2 genannten Methanemissionen von untertägigen Kohlebergwerken.
(1) Das Abfackeln mit einem konzeptionsbedingten Zerstörungs- und Abscheidegrad von weniger als 99 % und das Ausblasen von Methan aus Gasabsaugsystemen ist ab dem 1. Januar 2025 verboten, außer in Notfällen, bei einer Betriebsstörung oder falls es zum Zweck der Wartung unvermeidbar und unbedingt notwendig ist, und außer beim Ausblasen gemäß Absatz 2. In solchen Fällen lassen Betreiber von Absaugstationen Methan nur dann ab, wenn ein Abfackeln technisch nicht durchführbar ist oder die Sicherheit des Betriebs oder des Personals gefährdet ist. In einer solchen Situation weisen Betreiber von Absaugstationen als Teil der Berichterstattungspflichten nach Artikel 23 gegenüber den zuständigen Behörden die Notwendigkeit des Ausblasens statt des Abfackelns nach.
(2) Das Ausblasen von Methan über Wetterschächten in Kohlebergwerken mit Emissionen von mehr als 5 Tonnen Methan pro Kilotonne geförderter Kohle, mit Ausnahme von Kokskohlebergwerken, ist ab dem 1. Januar 2027 verboten, außer in Notfällen.
Das Ausblasen von Methan über Wetterschächten in Kohlebergwerken mit Emissionen von mehr als 3 Tonnen Methan pro Kilotonne abgebauter Kohle, mit Ausnahme von Kokskohlebergwerken, ist ab dem 1. Januar 2031 verboten, außer in Notfällen.
Die betreffenden Schwellenwerte gelten pro Jahr, pro Bergwerk und pro Betreiber, wenn ein Unternehmen mehrere Kohlebergwerke betreibt.
Die gemäß diesem Absatz getroffenen Maßnahmen dürfen nicht zu einer Verschlechterung der Sicherheit der Arbeitnehmer führen.
(3) Die Kommission erlässt bis zum 5. August 2027 gemäß Artikel 34 einen delegierten Rechtsakt zur Ergänzung dieser Verordnung, um Beschränkungen für das Ausblasen von Methan aus Wetterschächten für Kokskohlebergwerke festzulegen.
(4) Unbeschadet der Artikel 107 und 108 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union (AEUV) können die Mitgliedstaaten ein System von Anreizen zur Verringerung der Methanemissionen auf der Grundlage von Gebühren, Abgaben oder Sanktionen gemäß Artikel 33 nutzen, um sicherzustellen, dass die Betreiber bestehender Kohlebergwerke die Verpflichtungen gemäß den Absätzen 1 und 2 des vorliegenden Artikels einhalten.
(1) Ab dem 1. Januar 2025 melden Betreiber von Absaugstationen den zuständigen Behörden alle Ausblas- und Abfackelvorgänge mit einem konzeptionsbedingten Zerstörungs- und Abscheidegrad unter 99 %,
a) die durch einen Notfall oder eine Betriebsstörung verursacht sind,
b) die aufgrund der Wartung des Gasabsaugsystems unvermeidbar sind.
Die betreffende Meldung erfolgt entsprechend Anhang VII umgehend nach dem Vorgang und spätestens innerhalb von 48 Stunden nach dessen Beginn bzw. ab dem Zeitpunkt, an dem der Betreiber davon Kenntnis erlangt hat.
(2) Die zuständigen Behörden machen die Informationen, die ihnen gemäß dem vorliegenden Artikel vorgelegt werden, der Öffentlichkeit und der Kommission gemäß Artikel 5 Absatz 4 jährlich zugänglich.
Dieser Abschnitt gilt für die folgenden Methanemissionen aus stillgelegten untertägigen Kohlebergwerken und aufgegebenen untertägigen Kohlebergwerken, in denen die Kohleförderung nach dem 3. August 1954 eingestellt wurde:
a) Methanemissionen aus allen Wetterschächten, aus denen weiterhin Methan entweicht;
b) Methanemissionen aus Ausrüstung für den Kohleabbau, die nicht mehr verwendet wird;
c) Methanemissionen aus anderen klar definierten punktuellen Emissionsquellen, wie in Anhang VII Teil 1 angegeben.
(1) Bis zum 5. August 2025 erstellen und veröffentlichen die Mitgliedstaaten nach der Methode gemäß Anhang VIII Teil 1 ein Bestandsverzeichnis aller stillgelegten untertägigen Kohlebergwerke und aufgegebenen untertägigen Kohlebergwerke in ihrem Hoheitsgebiet oder unter ihrer Gerichtsbarkeit, deren Betrieb nach dem 3. August 1954 eingestellt worden ist, das mindestens die in Anhang VIII Teil 1 genannten Angaben enthält.
(2) Ab dem 5. Mai 2026 werden in allen stillgelegten untertägigen Kohlebergwerken und aufgegebenen untertägigen Kohlebergwerken, deren Betrieb nach dem 3. August 1954 eingestellt worden ist, die Methanemissionen gemessen.
0,5
Die Messausrüstung muss mehr als 90 % des Zeitraums, in dem sie zur Methanemissionsüberwachung eingesetzt wird, in Betrieb sein, ausgenommen die Ausfallzeit für die Rekalibrierung und Reparatur.
(3) Beträgt die beobachtete jährliche Methanemissionen eines in Anhang VIII Teil 1 Nummer 1.5 aufgelisteten Elements in sechs aufeinanderfolgenden Jahren bei gefluteten untertägigen Kohlebergwerken bzw. in zwölf aufeinanderfolgenden Jahren bei nicht gefluteten untertägigen Kohlebergwerken weniger als eine Tonne Methan, so wird für dieses spezifische Element keine weitere Überwachung und Berichterstattung vorgenommen.
(4) Auf Antrag der verantwortlichen Partei können die zuständigen Behörden stillgelegte untertägige Kohlebergwerke und aufgegebene untertägige Kohlebergwerke von den Anforderungen der Absätze 2 und 3 dieses Artikels und des Anhangs VIII Teil 1 Nummer 1.5 ausnehmen, wenn die verantwortliche Partei nachweist, dass diese Bergwerke zum Zeitpunkt der Antragstellung bereits mindestens zehn Jahre lang vollständig geflutet waren.
Diesem Antrag ist ein Bericht der verantwortlichen Partei beizufügen. In diesem Bericht werden die Stabilisierung der hydrogeologischen Bedingungen sowie das Nichtbestehen wesentlicher Mengen an Methanemissionen aus dem betreffenden Kohlebergwerk nachgewiesen. Die zuständigen Behörden machen diesen Bericht im Einklang mit dem nationalen Recht öffentlich zugänglich.
(5) Erhalten die zuständigen Behörden zuverlässige Nachweise für wesentliche Mengen von Methanemissionen aus einem stillgelegten untertägigen Kohlebergwerk oder aufgegebenen untertägigen Kohlebergwerk gemäß Absatz 4, so gelten für dieses Kohlebergwerk die in den Absätzen 2 und 3 festgelegten Verpflichtungen.
(6) Die Berichte mit den Schätzungen der jährlichen Methanemissionen an der Quelle werden den zuständigen Behörden bis zum 5. August 2026 und bis zum 31. Mai jedes Folgejahres vorgelegt.
Die betreffenden Berichte beziehen sich auf das letzte verfügbare Kalenderjahr und enthalten die in Anhang VIII Teil 2 genannten Angaben.
Die in diesem Absatz genannten Berichte müssen vor Einreichung bei den zuständigen Behörden von einer Prüfstelle bewertet werden. Sie müssen einen gemäß Artikel 8 ausgestellten Prüfungsvermerk enthalten.
(7) Bei stillgelegten untertägigen Kohlebergwerken sind die Bergwerksbetreiber oder die Mitgliedstaaten dafür verantwortlich, den in den Absätzen 2 bis 6 des vorliegenden Artikels genannten Anforderungen nachzukommen. Bei aufgegebenen untertägigen Kohlebergwerken sind die Mitgliedstaaten für die Einhaltung der in den Absätzen 2 bis 6 des vorliegenden Artikels genannten Anforderungen verantwortlich. Im Falle einer alternativen Nutzung aufgegebener untertägiger Kohlebergwerke ist der in Artikel 26 Absatz 3 genannte Genehmigungsinhaber für die Einhaltung der in den Absätzen 2, 3 und 6 des vorliegenden Artikels genannten Anforderungen verantwortlich.
(8) Die zuständigen Behörden machen die in diesem Artikel genannten Berichte der Öffentlichkeit und der Kommission gemäß Artikel 5 Absatz 4 innerhalb von drei Monaten nach der Vorlage durch die verantwortliche Partei zugänglich.
(1) Von den Mitgliedstaaten wird auf der Grundlage des in Artikel 25 genannten Bestandsverzeichnisses ein Emissionsminderungsplan erstellt und umgesetzt, um gegen Methanemissionen aus stillgelegten untertägigen Kohlebergwerken und aufgegebenen untertägigen Kohlebergwerken, deren Betrieb nach dem 3. August 1954 eingestellt ist, vorzugehen.
Der Emissionsminderungsplan wird den zuständigen Behörden bis zum 5. Februar 2027 vorgelegt. Er enthält wichtige Etappenziele für seine Umsetzung sowie mindestens die in Anhang VIII Teil 3 genannten Angaben.
(2) Das Ausblasen und Abfackeln im Zusammenhang mit den in Artikel 25 Absatz 2 genannten Vorrichtungen ist ab dem 1. Januar 2030 verboten, es sei denn, die Nutzung des Methans oder die Minderung der Methanemissionen sind technisch nicht durchführbar oder die Sicherheit der Umwelt oder von Menschen, einschließlich des Personals, oder die Gesundheit sind gefährdet. In einer solchen Situation weisen die Bergwerksbetreiber bzw. die Mitgliedstaaten als Teil der Berichterstattungspflichten nach Artikel 25 die Notwendigkeit des Ausblasens oder des Abfackelns statt der Nutzung oder Minderung der Methanemissionen nach.
(3) Die alternative Nutzung aufgegebener untertägiger Kohlebergwerke ist zulässig, nachdem ein entsprechendes, für die spezifische Art der alternativen Nutzung des aufgegebenen untertägigen Kohlebergwerks angepasstes Genehmigungsverfahren stattgefunden hat. Der Antragsteller legt den zuständigen Behörden einen detaillierten Maßnahmenplan zur Vermeidung von Methanemissionen vor. Der Genehmigungsinhaber erfüllt die Überwachungs-, Berichterstattungs- und Emissionsminderungspflichten gemäß Artikel 25 und dem vorliegenden Artikel.
(4) Unbeschadet des geltenden sektorspezifischen Unionsrechts sind für stillgelegte untertägige Kohlebergwerke bestehende bewährte Minderungsverfahren zur Verringerung der Methanemissionen zulässig.
Ab dem 1. Januar 2027 unterrichten die Importeure die zuständigen Behörden des Mitgliedstaats, in dem sie niedergelassen sind, jährlich im Rahmen der gemäß Artikel 27 Absatz 1 vorzulegenden Informationen über die Ergebnisse dieser Anstrengungen und legen im Falle von Ergebnislosigkeit der Anstrengungen diesen zuständigen Behörden eine stichhaltige Begründung für die Ergebnislosigkeit vor und führen die von ihnen als Teil dieser Anstrengungen ergriffenen Maßnahmen auf.
(3) Die Kommission gibt Empfehlungen mit fakultativen Musterklauseln in Bezug auf die für die Zwecke der Absätze 1 und 2 bereitzustellenden Informationen ab, die von Importeuren, die Rohöl, Erdgas und Kohle in der Union in Verkehr bringen, bei der Änderung oder Verlängerung bestehender Verträge oder der Unterzeichnung neuer Verträge über die Lieferung von Rohöl, Erdgas und Kohle zu verwenden sind.
(4) Die zuständigen Behörden der Mitgliedstaaten schützen die Vertraulichkeit der von den Importeuren gemäß diesem Artikel erhaltenen Informationen im Einklang mit dem Unionsrecht. Die zuständigen Behörden stellen diese Informationen der Kommission zur Verfügung, die die Vertraulichkeit dieser Informationen im Einklang mit dem Unionsrecht schützt.
(5) Für die Zwecke dieses Artikels gelten Überwachungs-, Berichterstattungs- und Prüfungsmaßnahmen in folgenden Fällen als den in dieser Verordnung festgelegten gleichwertig:
a) Rohöl, Erdgas und Kohle unterliegen einer Prüfung durch unabhängige Dritte, die der Prüfung gemäß den Artikeln 8 und 9 gleichwertig ist, und der in einem Drittland ansässige Erzeuger wendet Folgendes an:
b) das Drittland verfügt über einen Regelungsrahmen für Überwachung, Berichterstattung und Prüfung, der dem in der Union angewandten Rahmen mindestens gleichwertig ist, und wendet ihn auf die in dem betreffenden Drittland niedergelassenen Erzeuger und Exporteure, die Rohöl, Erdgas oder Kohle an den Unionsmarkt liefern, an; insbesondere hat das Drittland nachgewiesen, dass diese Überwachungs- und Berichterstattungsanforderungen mindestens eine Quantifizierung auf Quellen- und Standortebene und eine regelmäßige Berichterstattung gewährleisten, die den in Artikel 12 für Rohöl und Erdgas und in Artikel 20 für Kohle festgelegten gleichwertig sind, und dass eine wirksame Prüfung durch einen unabhängigen Dritten, die der in den Artikeln 8 und 9 genannten gleichwertig ist, sowie eine wirksame Überwachung und Durchsetzung bestehen.
(6) Für die Zwecke von Absatz 5 Buchstabe b legt die Kommission im Wege eines Durchführungsrechtsakts das Verfahren und die Anforderungen an die von einem Drittland zur Feststellung der Gleichwertigkeit vorzulegenden Nachweise fest. Dieser Durchführungsrechtsakt wird gemäß dem in Artikel 35 Absatz 3 genannten Prüfverfahren erlassen.
Das Verfahren zur Feststellung der Gleichwertigkeit kann auf Antrag eines Drittlands oder von der Kommission eingeleitet werden.
Die Kommission arbeitet aktiv mit allen Drittländern zusammen, die Rohöl, Erdgas oder Kohle auf den Unionsmarkt exportieren, um ihre Zustimmung zur Einleitung eines solchen Verfahrens zu erhalten, wobei sie die aus den betreffenden Drittländern eingeführte Menge und ihr Potenzial zur Reduzierung ihrer Methanemissionen berücksichtigt.
Die Gleichwertigkeit wird von der Kommission im Wege von Durchführungsrechtsakten für jedes betroffene Drittland nur dann festgestellt, wenn das Drittland alle in Absatz 5 Buchstabe b des vorliegenden Artikels genannten Bedingungen erfüllt und alle erforderlichen Nachweise erbracht werden. Diese Durchführungsrechtsakte werden gemäß dem in Artikel 35 Absatz 3 der vorliegenden Verordnung genannten Prüfverfahren erlassen. Die Kommission unterlässt den Erlass solcher Durchführungsrechtsakte, wenn mit ihrem Erlass die gemäß Artikel 215 AEUV erlassenen restriktiven Maßnahmen zur Beschränkung der Einfuhr von Rohöl, Erdgas oder Kohle umgangen würden.
Die Gleichwertigkeit kann von der Kommission im Wege eines Durchführungsrechtsakts jederzeit widerrufen werden, wenn das Drittland die in Absatz 5 Buchstabe b des vorliegenden Artikels genannten Bedingungen während eines Zeitraums von mindestens 12 Monaten rechtlich oder praktisch nicht mehr erfüllt. Dieser Durchführungsrechtsakt wird gemäß dem in Artikel 35 Absatz 3 genannten Prüfverfahren erlassen. Vor dem Erlass dieses Durchführungsrechtsakts teilt die Kommission dem Drittland ihre Bedenken mit und gibt ihm Gelegenheit zur Stellungnahme.
Richtlinie 2009/119/EG des Rates vom 14. September 2009 zur Verpflichtung der Mitgliedstaaten, Mindestvorräte an Rohöl und/oder Erdölerzeugnissen zu halten (ABl. L 265 vom 9.10.2009, S. 9).
Verordnung (EU) 2017/1938 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. Oktober 2017 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Gasversorgung und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 994/2010 (ABl. L 280 vom 28.10.2017, S. 1).
(7) Importeure sind von den Berichterstattungspflichten gemäß den Absätzen 1 und 2 befreit, wenn sie Rohöl, Erdgas oder Kohle aus einem Drittland einführen, für das die Gleichwertigkeit gemäß Absatz 6 festgestellt wurde.
(8) Ab dem 4. August 2024 schlägt die Kommission, wenn angezeigt und vorbehaltlich der geltenden Verfahren, Kooperationsrahmen mit Drittländern vor, aus denen die Union Rohöl, Erdgas oder Kohle einführt, und strebt den Abschluss dieser Kooperationsrahmen durch die Union an, um diese bei der Einrichtung eines Überwachungs-, Berichterstattungs- und Prüfungssystems zu unterstützen, das dem in dieser Verordnung festgelegten System gleichwertig ist. Die Kommission empfiehlt nicht den Abschluss solcher Kooperationsrahmen, wenn mit diesen Rahmen die gemäß Artikel 215 AEUV erlassenen restriktiven Maßnahmen zur Beschränkung der Einfuhr von Rohöl, Erdgas oder Kohle umgangen würden.
(1) Bis zum 5. August 2028 und danach jedes Jahr melden die Erzeuger und gemäß Artikel 27 Absatz 1 Importeure der Union für die am oder nach dem 4. August 2024 geschlossenen oder erneuerten Lieferverträge den zuständigen Behörden des Mitgliedstaats, in dem sie niedergelassen sind, die Methanintensität der von ihnen in der Union in Verkehr gebrachten Rohöl-, Erdgas- und Kohleförderung, berechnet nach der gemäß Absatz 4 des vorliegenden Artikels festgelegten Methode.
Bei Lieferverträgen, die vor dem 4. August 2024 geschlossen wurden, unternehmen die Erzeuger und gemäß Artikel 27 Absatz 1 Importeure der Union alle zumutbaren Anstrengungen, um den zuständigen Behörden des Mitgliedstaats, in dem sie niedergelassen sind, die nach der in Absatz 4 des vorliegenden Artikels festgelegten Methode berechnete Methanintensität der Förderung von Rohöl, Erdgas und Kohle, die von ihnen in der Union in Verkehr gebracht werden, zu melden. Ab dem 5. August 2028 erstatten die Erzeuger und Importeure der Union, die Rohöl, Erdgas oder Kohle in der Union in Verkehr bringen, den zuständigen Behörden des Mitgliedstaats, in dem sie niedergelassen sind, jährlich über die Ergebnisse dieser Anstrengungen Bericht.
(2) Bis zum 5. August 2030 und danach jedes Jahr weisen Erzeuger und Importeure der Union, die Rohöl, Erdgas und Kohle in der Union im Rahmen von Lieferverträgen in der Union in Verkehr bringen, die nach dem 5. August 2030 geschlossen oder erneuert wurden, den zuständigen Behörden des Mitgliedstaats, in dem sie niedergelassen sind, nach, dass die nach der im Einklang mit Absatz 4 festgelegten Methode berechnete Methanintensität der Förderung von Rohöl, Erdgas und Kohle, die in der Union in Verkehr gebracht werden, unter den gemäß Absatz 6 zur Verringerung der weltweiten Methanemissionen für diese Erzeugnisse festgelegten Höchstwerten für die Methanintensität liegt.
(3) Die zuständigen Behörden der Mitgliedstaaten schützen die Vertraulichkeit der gemäß diesem Artikel von Erzeugern und Importeuren der Union erhaltenen Informationen im Einklang mit dem Unionsrecht. Die zuständigen Behörden stellen diese Informationen der Kommission zur Verfügung, die die Vertraulichkeit dieser Informationen im Einklang mit dem Unionsrecht schützt.
(4) Bis zum 5. August 2027 erlässt die Kommission gemäß Artikel 34 einen delegierten Rechtsakt zur Ergänzung dieser Verordnung durch Festlegung der Methode zur Berechnung der Methanintensität der Förderung von Rohöl, Erdgas und Kohle, die in der Union in Verkehr gebracht werden, auf Erzeugerebene. Diese Methode berücksichtigt die unterschiedlichen Förderungsprozesse und Standortbedingungen sowie bestehenden internationalen Methoden und bewährten Verfahren für die Berechnung der Methanintensität. Diese Methode muss diskriminierungsfrei sein und auf transparenten und objektiven Kriterien beruhen. Bei der Ausarbeitung dieser delegierten Rechtsakte unterrichtet die Kommission die Koordinierungsgruppe für Erdöl und Erdölerzeugnisse, die Koordinierungsgruppe „Gas“, die Koordinierungsgruppe „Strom“ sowie andere einschlägige Interessenträger.
(5) Bis zum 5. August 2029 bewertet die Kommission die potenziellen Auswirkungen verschiedener Höchstwerte der Methanintensität im Zusammenhang mit Rohöl, Erdgas und Kohle, die auf Erzeugerebene in der Union in Verkehr gebracht werden, und legt dem Europäischen Parlament und dem Rat einen Bericht vor. Dieser Bericht enthält eine Bewertung der potenziellen Verringerung der weltweiten Methanemissionen, der Auswirkungen auf die Energieversorgungssicherheit auf Unionsebene und nationaler Ebene und auf die Wettbewerbsfähigkeit der Wirtschaft der Union sowie der potenziellen globalen und regionalen Marktverzerrungen. Dieser Bericht enthält auch eine Marktbewertung in Bezug auf die Methanintensität der derzeitigen und künftigen Lieferungen an die Union bis 2049 sowohl über langfristige Verträge als auch über Kassakäufe. Bei dieser Bewertung wird die Lage je Mitgliedstaat unter Berücksichtigung der vor dem 4. August 2024 eingegangenen vertraglichen Verpflichtungen, der Energieinfrastrukturkapazitäten und möglicher Einschränkungen analysiert.
(6) Auf der Grundlage der in Absatz 5 genannten Bewertung und anhand objektiver Kriterien erlässt die Kommission gemäß Artikel 34 delegierte Rechtsakte zur Ergänzung dieser Verordnung, in denen die Methanintensitätshöchstwerte festgelegt werden, die mit Rohöl, Erdgas und Kohle, die auf Erzeugerebene in der Union in Verkehr gebracht werden, verbunden sind. Diese delegierten Rechtsakte müssen mit der gemäß diesem Artikel festgelegten Methode zur Berechnung der Methanintensität der Förderung von Rohöl, Erdgas und Kohle, die in der Union in Verkehr gebracht werden, in Einklang stehen. In diesen delegierten Rechtsakten werden auch verschiedene Methanintensitätsklassen für Rohöl, Erdgas und Kohle festgelegt. Diese Methanintensitätshöchstwerte werden für Rohöl, Erdgas und Kohle getrennt bestimmt und decken die leistungsstärkste(n) Klasse(n) ab. Diese Methanintensitätshöchstwerte und die Methanintensitätsklassen berücksichtigen die verschiedenen Quellen, Förderungsverfahren und Standortbedingungen und werden in einer Höhe festgesetzt, die eine Verringerung der globalen Methanemissionen im Zusammenhang mit Rohöl, Erdgas und Kohle, die in der Union in Verkehr gebracht werden, fördert, wobei gleichzeitig die Energieversorgungssicherheit auf Unionsebene und auf nationaler Ebene gewahrt, eine ausgewogene Verteilung der der in der Union auf den Markt gebrachten Mengen von Rohöl, Erdgas und Kohle sowie eine diskriminierungsfreie Behandlung gewährleistet und die Wettbewerbsfähigkeit der Wirtschaft der Union geschützt werden.
(1) Bis zum 5. Februar 2026 wird von der Kommission eine Methan-Transparenzdatenbank eingerichtet und geführt, die die einschlägigen Informationen über Mitgliedstaaten und Drittländer, Unternehmen, Importeure und Volumen von Rohöl, Erdgas und Kohle, die in der Union in Verkehr gebracht werden, einschließt, insbesondere die ihr gemäß Artikel 12 Absatz 8, Artikel 18 Absatz 10, Artikel 20 Absatz 7, Artikel 23 Absatz 2, Artikel 25 Absatz 8, Artikel 27 Absatz 2, Artikel 28 Absatz 4 und Artikel 29 Absatz 3 vorgelegten Informationen.
(2) Zusätzlich zu den in Absatz 1 genannten Informationen enthält die Datenbank mindestens die folgenden Informationen:
a) eine Liste der Länder, in denen Rohöl, Erdgas oder Kohle gefördert und aus denen diese anschließend in die Union ausgeführt werden;
b) für jeden unter Buchstabe a genannten Mitgliedstaat oder jedes unter Buchstabe a genannte Drittland die folgenden Informationen, und zwar darüber,
c) für jeden Mitgliedstaat eine Liste der Importeure, die Rohöl, Erdgas oder Kohle in der Union in Verkehr bringen;
d) für jedes unter Buchstabe a genannte Drittland die folgenden Informationen:
Die Methan-Transparenzdatenbank dient als ein Informationsinstrument, das der Öffentlichkeit kostenlos zugänglich gemacht wird.
In der Methan-Transparenzdatenbank wird angegeben, wo die Qualität und die Zuverlässigkeit der übermittelten Informationen von unabhängigen Dritten überprüft wurden.
(3) Bis zum 5. August 2026 veröffentlicht die Kommission auf der Grundlage der in der Methan-Transparenzdatenbank verfügbaren Informationen die Methanleistungsprofile der Mitgliedstaaten und der Erzeuger oder Importeure in der Union, die Rohöl, Erdgas oder Kohle in der Union in Verkehr bringen, sowie von Drittländern, aus denen die Union Rohöl, Erdgas oder Kohle importiert, und von Erzeugern oder Exporteuren aus Drittländern, die diese in die Union liefern.
(4) Die gemäß Absatz 3 veröffentlichten Methanleistungsprofile werden jährlich aktualisiert und enthalten mindestens und, falls anwendbar,
a) die Angabe der Methanemissionen im Zusammenhang mit Rohöl, Erdgas und Kohle, die in der Union in Verkehr gebracht werden, und eine Bewertung der Datenqualität für gemeldete Methanemissionen, einschließlich, wenn relevant, der Stufe der OGMP-2.0-Meldung;
b) eine Bewertung der Anstrengungen, die von Erzeugern oder Importeuren in der Union sowie von Erzeugern oder Exporteuren aus Drittländern, die Rohöl, Erdgas oder Kohle auf dem Unionsmarkt in Verkehr bringen, unternommen wurden, um Methanemissionen zu überwachen, zu berichten und zu reduzieren, gegebenenfalls auch nach Regionen;
c) eine Analyse von Vorgängen mit extrem hohen Emissionen in Mitgliedstaaten oder Drittländern, aus denen die Union Rohöl, Erdgas oder Kohle importiert, und die Angabe, wie diese Vorgänge angegangen wurden.
(5) Die gemäß Absatz 3 veröffentlichten Methanleistungsprofile werden gebührenfrei online zugänglich gemacht.
(6) Dieser Artikel gilt unbeschadet der Richtlinie (EU) 2016/943.
(1) Die Kommission richtet bis zum 5. August 2026 ein globales Methan-Überwachungsinstrument ein, das sich auf Daten von Satelliten und verschiedenen zertifizierten Datenanbietern und Diensten stützt, einschließlich der Copernicus-Komponente des mit der Verordnung (EU) 2021/696 eingerichteten Weltraumprogramms der Union. Zu diesem Zweck kann die Kommission bestehende internationale Instrumente oder Rahmen nutzen, sofern verfügbar.
Das globale Methan-Überwachungsinstrument wird öffentlich zugänglich gemacht und stellt regelmäßig aktualisierte Informationen über zumindest das Auftreten, den Umfang und den Ort von Vorgängen mit hohen Methanemissionen, die von Energiequellen innerhalb oder außerhalb der Union ausgehen, bereit.
(2) Bis zum 5. Februar 2026 richtet die Kommission einen Krisenreaktionsmechanismus ein, um Vorgänge mit extrem hohen Emissionen zu bewältigen.
Die Kommission unterrichtet den Mitgliedstaat bzw. das Drittland, unter dessen Rechtshoheit der Vorgang stattgefunden hat, unverzüglich über alle festgestellten Vorgänge mit extrem hohen Emissionen. Wenn möglich, unterrichtet die Kommission auch den Erzeuger, der mit der Quelle oder der Gruppe verbundener Methanemissionsquellen in Verbindung steht. Diese Mitteilung umfasst eine Aufforderung, unverzüglich zusätzliche Informationen über den Vorgang mit extrem hohen Emissionen und die ergriffenen oder geplanten Abhilfemaßnahmen vorzulegen, mit denen die Auswirkungen abgemildert oder der Vorgang beendet werden sollen, einschließlich des Zeitrahmens, innerhalb dessen diese Maßnahmen stattfinden sollen. Die Kommission nimmt alle erforderlichen Kontakte auf, um die im Zusammenhang mit dem Vorgang eingegangenen Informationen einzuholen und zu überprüfen, falls anwendbar, auch in Zusammenarbeit mit den zuständigen internationalen Organisationen. Zu diesem Zweck kann die Kommission bestehende internationale Instrumente oder Rahmen nutzen, sofern verfügbar.
(3) Die Kommission schlägt vor, im Namen der Union bilaterale Dialoge mit Drittländern aufzunehmen, aus denen die Union Rohöl, Erdgas oder Kohle einführt, mit dem Ziel, einen Rahmen für einen Informationsaustausch und ein Früherkennungs- und Frühwarnsystem zu schaffen, um das Auftreten von Vorgängen mit extrem hohen Emissionen zu erkennen und sich gegenseitig zu warnen und über Abhilfemaßnahmen zu unterrichten, die ergriffen wurden oder zu ergreifen sind, um solche Vorgänge zu verhindern oder zu beenden. Die betreffenden Dialoge müssen auch darauf abzielen, Wege zu ermitteln, wie die Reduzierung der Methanemissionen im Energiesektor beschleunigt werden kann, und können erforderlichenfalls einen Austausch bewährter Verfahren und von Beratung in Bezug auf die Einführung von Überwachungs-, Berichterstattungs-, Prüfungs- und Reduzierungsmaßnahmen anbieten, die den in dieser Verordnung festgelegten Maßnahmen gleichwertig sind.
Die Kommission schlägt solche Kooperationsrahmen nicht vor, wenn mit diesen Rahmen die gemäß Artikel 215 AEUV erlassenen restriktiven Maßnahmen zur Beschränkung der Einfuhr von Rohöl, Erdgas oder Kohle umgangen würden.
(4) Auf der Grundlage der Überwachung, die im Rahmen der in den Absätzen 2 und 3 genannten Dialoge durchgeführt wird, unterrichtet die Kommission das Europäische Parlament und den Rat über die Mitteilung der Vorgänge mit extrem hohen Emissionen und über die Umsetzung von Abhilfemaßnahmen in der Union und in Drittländern, aus denen die Union Rohöl, Erdgas oder Kohle einführt, sowie über etwaige Auswirkungen auf die Energieversorgungssicherheit auf Unionsebene und auf nationaler Ebene.
(5) Dieser Artikel gilt unbeschadet der Richtlinie (EU) 2016/943.
b) LDAR-Untersuchungen gemäß Artikel 14 Absatz 1;
c) Ausrüstung gemäß Artikel 15 Absätze 3 und 5;
d) Quantifizierung von Methanemissionen gemäß Artikel 18 Absatz 3; und
e) Messung und Quantifizierung von Methanemissionen gemäß Artikel 20 Absatz 4 und Artikel 25 Absatz 2.
Die Kommission kann diese delegierten Rechtsakte nur erlassen, wenn sie einen Normungsauftrag an eine oder mehrere europäische Normungsorganisationen erteilt hat und eine der folgenden Bedingungen erfüllt ist:
a) der Auftrag wurde nicht angenommen;
b) die angeforderten Standards wurden nicht innerhalb der festgelegten Frist vorgelegt;
c) die von den europäischen Normungsorganisationen entwickelten Standards entsprechen nicht dem Auftrag; oder
d) die von der europäischen Normungsorganisation entwickelten Standards werden als unzureichend betrachtet, um den Anforderungen dieser Verordnung ganz oder teilweise zu genügen.
(1) Die Mitgliedstaaten erlassen Vorschriften über Sanktionen, die bei Verstößen gegen diese Verordnung zu verhängen sind, und treffen alle für die Anwendung der Sanktionen erforderlichen Maßnahmen.
Die vorgesehenen Sanktionen müssen wirksam, verhältnismäßig und abschreckend sein und mindestens Folgendes umfassen:
a) Bußgelder, die im Verhältnis zu der Umweltschädigung und den Auswirkungen auf die menschliche Sicherheit und die Gesundheit stehen, in einer Höhe, die
b) Zwangsgelder, um Betreiber, Unternehmen, Bergwerksbetreiber oder Importeure zu zwingen, je nach Situation einen Verstoß zu beenden, einem Beschluss, der Abhilfemaßnahmen oder Korrekturmaßnahmen auferlegt, nachzukommen, Informationen bereitzustellen oder sich einer Inspektion zu unterziehen.
Die Mitgliedstaaten teilen der Kommission diese Vorschriften und Maßnahmen bis zum 5. August 2025 mit und melden ihr unverzüglich alle späteren diesbezüglichen Änderungen.
(2) Die Mitgliedstaaten stellen im Einklang mit dem nationalen Recht sicher, dass die zuständigen Behörden befugt sind, mindestens die folgenden verwaltungsrechtlichen Sanktionen und Maßnahmen für Verstöße gegen Artikel 12, Artikel 14 Absatz 14, Artikel 16 Absatz 2, Artikel 20, Artikel 23 Absatz 1, Artikel 27 Absatz 1, Artikel 28 Absätze 1 und 2 und Artikel 29 Absätze 1 und 2 zu verhängen, sofern sie die Energieversorgungssicherheit nicht gefährden:
a) Erlass eines Beschlusses, mit dem die Person aufgefordert wird, den Verstoß zu beenden;
b) Anordnung des Einzugs der durch die Verstöße erzielten Gewinne oder vermiedenen Verluste, sofern diese sich beziffern lassen;
c) Herausgabe öffentlicher Warnungen oder Mitteilungen;
d) Erlass eines Beschlusses über die Verhängung von Zwangsgeldern;
e) Erlass eines Beschlusses über die Verhängung von Bußgeldern.
Bei juristischen Personen darf der Betrag der Bußgelder gemäß Buchstabe e 20 % des Jahresumsatzes des vorangegangenen Geschäftsjahres nicht überschreiten. Bei natürlichen Personen darf der Betrag dieser Bußgelder 20 % des Jahreseinkommens des vorangegangenen Kalenderjahres nicht überschreiten.
(3) Sind in der Rechtsordnung des Mitgliedstaats keine Bußgelder vorgesehen, so können die zuständigen nationalen Gerichte auf Antrag der zuständigen Behörden Geldbußen verhängen. Diese Bußgelder müssen wirksam sein und ihre Wirkung muss jener der von Verwaltungsbehörden verhängten Bußgelder entsprechen.
(4) Die zuständigen Behörden arbeiten bei der Ausübung ihrer Befugnisse gemäß diesem Artikel eng zusammen, um sicherzustellen, dass ihre Befugnisse ausgeübt werden und dass die von ihnen verhängten verwaltungsrechtlichen Sanktionen und Maßnahmen in der gesamten Union wirksam und einheitlich gestaltet und angewandt werden.
(5) Zu den Verstößen, die Sanktionen nach sich ziehen, zählen mindestens folgende:
a) Versäumnis der Betreiber, Unternehmen, Bergwerksbetreiber oder Importeure, den zuständigen Behörden oder den Prüfstellen die erforderliche Unterstützung für die Wahrnehmung ihrer Aufgaben gemäß dieser Verordnung zu leisten;
b) Versäumnis der Betreiber oder Bergwerksbetreiber, die in den Inspektionsberichten nach Artikel 6 Absätze 5 und 6 festgelegten Maßnahmen durchzuführen;
c) Versäumnis der Betreiber oder Bergwerksbetreiber, die gemäß Artikel 12, Artikel 18 Absatz 3, Artikel 20 und Artikel 25 Absatz 6 vorgeschriebenen Berichte über Methanemissionen vorzulegen, einschließlich des von einer unabhängigen Prüfstelle gemäß Artikel 8 Absatz 4 ausgestellten Prüfungsvermerks;
d) Versäumnis der Betreiber, ein LDAR-Programm gemäß Artikel 14 Absatz 1 vorzulegen oder eine LDAR-Untersuchung gemäß Artikel 14 Absätze 2, 5 und 6 durchzuführen;
e) Versäumnis der Betreiber, gemäß Artikel 14 Absätze 8 bis 13 Komponenten zu reparieren oder auszutauschen, Komponenten kontinuierlich zu überwachen und Aufzeichnungen über Lecks zu führen;
f) Versäumnis der Betreiber, einen Bericht gemäß Artikel 14 Absatz 14 vorzulegen;
g) Ausblasen oder Abfackeln, einschließlich routinemäßigen Abfackelns, durch Betreiber oder Bergwerksbetreiber, außer in den in Artikel 15 Absätze 2 und 3, Artikel 22 Absätze 1 und 2 und Artikel 26 Absatz 2 genannten Situationen;
h) Versäumnis der Betreiber oder Bergwerksbetreiber, gemäß Artikel 15 Absätze 4 und 6, Artikel 22 Absätze 1 und 2 und Artikel 26 Absatz 2 den Nachweis für die Notwendigkeit des Rückgriffs auf Ausblasen statt Abfackeln und — im Fall von Betreibern — auf Abfackeln statt Wiedereinspeisung, Nutzung vor Ort, Lagerung zur späteren Nutzung oder Weiterleitung des Methans an einen Markt bzw. — im Fall von Bergwerksbetreibern — auf Abfackeln statt Nutzung oder Minderung der Emissionen zu erbringen;
(6) Sind die Bedingungen gemäß Artikel 15 Absatz 8 erfüllt, so erwägen die Mitgliedstaaten, die Sanktionen gegen Betreiber in dem von den nationalen Behörden für notwendig erachteten Durchführungszeitraum zu mindern oder nicht zu verhängen.
(7) Die Mitgliedstaaten berücksichtigen zumindest die folgenden Richtkriterien für die Auferlegung von Sanktionen, soweit zutreffend:
a) Dauer oder zeitliche Auswirkungen, Art und Schwere des Verstoßes;
b) alle vom Betreiber, Unternehmen, Bergwerksbetreiber oder Importeur ergriffenen Maßnahmen, um den Schaden rechtzeitig zu mindern oder zu beheben;
c) Vorsätzlichkeit oder Fahrlässigkeit des Verstoßes;
d) frühere oder wiederholte Verstöße des Betreibers, Unternehmens, Bergwerksbetreibers oder Importeurs;
e) unmittelbar oder mittelbar vom Betreiber, Unternehmen, Bergwerksbetreiber oder Importeur durch den Verstoß erlangte wirtschaftliche Vorteile oder vermiedene Verluste, falls die entsprechenden Daten verfügbar sind;
f) Größe des Betreibers, Unternehmens, Bergwerksbetreibers oder Importeurs;
g) Umfang der Zusammenarbeit mit den Behörden;
h) Weg, auf dem die Behörden Kenntnis von dem Verstoß erlangt haben, insbesondere ob und, wenn ja, inwieweit der Betreiber, das Unternehmen, der Bergwerksbetreiber oder der Importeur den Verstoß rechtzeitig gemeldet hat;
i) andere erschwerende oder mildernde Umstände im jeweiligen Fall, einschließlich Handlungen Dritter.
(8) Die Mitgliedstaaten veröffentlichen jährlich Informationen zu Art und Höhe der gemäß dieser Verordnung verhängten Sanktionen, zu den Verstößen und zu den Betreibern, Unternehmen, Bergwerksbetreibern oder Importeuren, gegen die die Sanktionen verhängt wurden.
Richtlinie (EU) 2024/1203 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11. April 2024 über den strafrechtlichen Schutz der Umwelt und zur Ersetzung der Richtlinien 2008/99/EG und 2009/123/EG (ABl. L, 2024/1203, 30.4.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2024/1203/oj).
(1) Die Befugnis zum Erlass delegierter Rechtsakte wird der Kommission unter den in diesem Artikel festgelegten Bedingungen übertragen.
(2) Die Befugnis zum Erlass delegierter Rechtsakte gemäß Artikel 22 Absatz 3, Artikel 27 Absatz 1, Artikel 29 Absätze 4 und 6 und Artikel 32 wird der Kommission für einen Zeitraum von fünf Jahren ab dem 4. August 2024 übertragen, mit stillschweigender Verlängerung um Zeiträume gleicher Länge.
(3) Amtsblatt der Europäischen Union
(4) Vor dem Erlass eines delegierten Rechtsakts konsultiert die Kommission die von den einzelnen Mitgliedstaaten benannten Sachverständigen im Einklang mit den in der Interinstitutionellen Vereinbarung vom 13. April 2016 über bessere Rechtsetzung enthaltenen Grundsätzen.
(5) Sobald die Kommission einen delegierten Rechtsakt erlässt, übermittelt sie ihn gleichzeitig dem Europäischen Parlament und dem Rat.
(6) Ein delegierter Rechtsakt, der gemäß Artikel 22 Absatz 3, Artikel 27 Absatz 1, Artikel 29 Absätze 4 und 6 oder Artikel 32 erlassen wurde, tritt nur in Kraft, wenn weder das Europäische Parlament noch der Rat innerhalb einer Frist von zwei Monaten nach Übermittlung dieses Rechtsakts an das Europäische Parlament und den Rat Einwände erhoben haben oder wenn vor Ablauf dieser Frist das Europäische Parlament und der Rat beide der Kommission mitgeteilt haben, dass sie keine Einwände erheben werden. Auf Initiative des Europäischen Parlaments oder des Rates wird diese Frist um zwei Monate verlängert.
(1) Die Kommission wird von dem nach Artikel 44 der Verordnung (EU) 2018/1999 eingerichteten Ausschuss für die Energieunion unterstützt. Dieser Ausschuss ist ein Ausschuss im Sinne der Verordnung (EU) Nr. 182/2011.
(2) Wird auf diesen Absatz Bezug genommen, so gilt Artikel 4 der Verordnung (EU) Nr. 182/2011.
(3) Wird auf diesen Absatz Bezug genommen, so gilt Artikel 5 der Verordnung (EU) Nr. 182/2011.
(1) Die Kommission überwacht und überprüft die Anwendung dieser Verordnung und legt dem Europäischen Parlament und dem Rat bis zum 1. Januar 2028 und danach alle fünf Jahre einen Bericht vor.
(2) In dem ersten Bericht nach Absatz 1 wird insbesondere Folgendes überprüft:
a) die Wirksamkeit und Effizienz dieser Verordnung für die Festlegung transparenter und genauer Mess-, Berichterstattungs- und Prüfvorschriften und für die Verringerung der Methanemissionen im Zusammenhang mit der Förderung von Rohöl, Erdgas und Kohle, die in der Union in Verkehr gebracht werden;
b) wenn machbar das Niveau der durch diese Verordnung erreichten Reduzierung der Methanemissionen im Zusammenhang mit der Förderung von Rohöl, Erdgas und Kohle, die in der Union in Verkehr gebracht werden;
c) ob zusätzliche oder alternative Maßnahmen erforderlich sind, um die Reduzierung der Methanemissionen in der Wertschöpfungskette von Rohöl, Erdgas und Kohle, die in der Union in Verkehr gebracht werden, zu fördern und zu beschleunigen, um das Ziel der Union der Klimaneutralität bis 2050 und ihre Verpflichtungen aus dem Übereinkommen von Paris zu unterstützen.
Bei dieser Überprüfung werden die einschlägigen Rechtsvorschriften der Union in verwandten Bereichen berücksichtigt. Wenn angezeigt legt die Kommission dem Europäischen Parlament und dem Rat zusammen mit diesem Bericht einen Gesetzgebungsvorschlag vor, der den einschlägigen Rechtsvorschriften der Union in verwandten Bereichen Rechnung trägt.
(3) Für die Zwecke dieses Artikels kann die Kommission Informationen von den Mitgliedstaaten und zuständigen Behörden anfordern und berücksichtigt die Kommission insbesondere die Informationen, die von den Mitgliedstaaten in den integrierten nationalen Energie- und Klimaplänen und den Aktualisierungen dieser Pläne sowie den nationalen energie- und klimabezogenen Fortschrittsberichten gemäß der Verordnung (EU) 2018/1999 bereitgestellt werden.
In Artikel 15 der Verordnung (EU) 2019/942 wird folgender Absatz angefügt:
„(8) Verordnung (EU) 2024/1787 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juni 2024 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 (ABl. L, 2024/1787, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj).“
Amtsblatt der Europäischen Union
| Geschützter Stahl |
| 30 Monate |
Kann die Art des Materials nicht bestimmt werden, so wird der geringste Zeitabstand für den jeweiligen Typ der LDAR-Untersuchung gewählt.
2. Für alle Komponenten von Verteilungs- und Fernleitungsnetzen werden mindestens in den folgenden Zeitabständen LDAR-Untersuchungen durchgeführt:
| Art der LDAR-Untersuchung | Art der Komponente | Zeitabstand |
| LDAR-Untersuchung Typ 1(Auslegungsdruck > 16 bar) | VerdichterstationGas-Druckregel- und Messanlage | 4 Monate |
| Armaturenstation | 9 Monate | |
| LDAR-Untersuchung Typ 2(Auslegungsdruck > 16 bar) | VerdichterstationGas-Druckregel- und Messanlage | 8 Monate |
| Armaturenstation | 18 Monate | |
| LDAR-Untersuchung Typ 2(Auslegungsdruck ≤16 bar) | Gas-Druckregel- und Messanlage | 9 Monate |
| Armaturenstation | 21 Monate |
| Art der LDAR-Untersuchung | Art des Materials | Zeitabstand zwischen Untersuchungen |
| LDAR-Untersuchung Typ 1(Auslegungsdruck > 16 bar) | Grauguss mit/ohne Bitumenumhüllung | 3 Monate |
| AsbestDuktilguss mit Kugelgraphit | 6 Monate | |
| Ungeschützter StahlKupfer | 12 Monate | |
| PolyethylenPVCGeschützter Stahl | 24 Monate | |
| LDAR-Untersuchung Typ 2(Auslegungsdruck > 16 bar) | Grauguss mit/ohne Bitumenumhüllung | 6 Monate |
| AsbestDuktilguss mit Kugelgraphit | 12 Monate | |
| Ungeschützter StahlKupfer | 24 Monate | |
| PolyethylenPVCGeschützter Stahl | 36 Monate | |
| LDAR-Untersuchung Typ 2(Auslegungsdruck ≤16 bar) | Grauguss mit/ohne Bitumenumhüllung | 6 Monate |
| AsbestDuktilguss mit Kugelgraphit | 12 Monate | |
| Ungeschützter StahlKupfer | 24 Monate | |
| PolyethylenPVCGeschützter Stahl | 36 Monate |
Kann die Art des Materials nicht bestimmt werden, so wird der geringste Zeitabstand für den jeweiligen Typ der LDAR-Untersuchung gewählt.
LDAR-Untersuchungen können nach einem zweistufigen Ansatz durchgeführt werden: zunächst aus der Ferne und, nur wenn ein Leck erkannt wird, über eine zweite Erkennung so nah wie möglich an der Quelle.
Bei unterirdischen Rohrleitungen und Unterwasser-Rohrleitungen aus geschütztem Stahl mit einem Druck von mehr als 16 bar führen die Betreiber auch eine risikobasierte präventive Bewertung der Betriebssicherheit von Rohrleitungen (Pipeline Integrity Management) durch, um Leckagen im Einklang mit den einschlägigen europäischen Standards oder den nationalen Rechtsvorschriften zur Bewertung des Integritätsmanagements von Rohrleitungen zu verhindern. Die präventive Bewertung der Betriebssicherheit von Rohrleitungen umfasst die kontinuierliche Überwachung des Durchflusses, der Zusammensetzung der Fluide, des Drucks und der Temperatur des in dem System transportierten Gases, damit sichergestellt ist, dass diese Parameter den geltenden Spezifikationen für die Betriebssicherheit von Rohrleitungen entsprechen, und damit die Quelle potenzieller Methanemissionen ermittelt werden kann und die Emissionen geschätzt werden können. Unter Berücksichtigung der Ergebnisse dieser präventiven Bewertung der Betriebssicherheit von Rohrleitungen kann die zuständige Behörde für LDAR-Untersuchungen von Typ 1 einen Zeitabstand von bis zu 36 Monaten und für LDAR-Untersuchungen von Typ 2 einen Zeitabstand von bis zu 48 Monaten genehmigen.
3. Für alle Offshore-Komponenten werden in den folgenden Mindestabständen LDAR-Untersuchungen durchgeführt:
| Art der LDAR-Untersuchung | Art der Komponente | Zeitabstand |
| LDAR-Untersuchung Typ 1 | Überwasser-Offshore-Komponenten | 12 Monate |
| Unterwasser-Offshore-Komponenten | 24 Monate | |
| Offshore-Komponenten unter dem Meeresgrund | 36 Monate | |
| LDAR-Untersuchung Typ 2 | Überwasser-Offshore-Komponenten | 24 Monate |
4. Für alle anderen Komponenten werden alle sechs Monate LDAR-Untersuchungen von Typ 1 und alle zwölf Monate LDAR-Untersuchungen von Typ 2 durchgeführt.
Im Rahmen des LDAR-Programms gemäß Artikel 14 Absatz 1 müssen die Betreiber folgende Angaben machen:
1. Geräteinformationen des Herstellers;
2. Angaben zu den Leckerkennungskapazitäten, der Zuverlässigkeit und den Einschränkungen der Geräte, einschließlich, aber nicht beschränkt auf die Fähigkeit, bestimmte Leckagen oder Orte zu erkennen, Grenzen der Leckerkennungskapazität und etwaige Nutzungsbeschränkungen, sowie unterstützende Daten;
3. eine Beschreibung, wo, wann und wie das Gerät verwendet wird.
2. Ergebnisse der Überprüfung, d. h. ggf. festgestellte Methanverluste und deren Umfang;
3. für Komponenten, bei denen bei einer früheren LDAR-Untersuchung Emissionen festgestellt wurden, die mindestens die in Artikel 14 Absatz 8 festgelegten Schwellenwerte erreichen: Informationen über die durchgeführten Reparaturen oder Austausche und Ergebnisse der Überwachung nach der Reparatur zur Kontrolle der erfolgreichen Durchführung der Reparatur oder des Austauschs;
4. für Komponenten, bei denen bei einer früheren LDAR-Untersuchung Emissionen unterhalb der in Artikel 14 Absatz 8 festgelegten Schwellenwerte festgestellt wurden: Ergebnisse der anschließenden Überwachung auf Veränderungen des Umfangs der Methanverluste und darauf basierende Empfehlungen.
f) seismische Daten für das Bohrloch in den oberen 1000 m seines Verlaufs im Umkreis von 1000 m;
g) den aktuellen Bericht über die Bewertung der Betriebssicherheit des Bohrlochs;
h) ob es sich bei der Bohrung um eine Explorations- oder Förderbohrung handelt;
i) ob das Bohrloch mit oberflächennahen Gastaschen, oberflächennahen Gaszonen oder Spülungsverlustzonen in Kontakt gekommen ist;
j) ob das Bohrloch onshore (Angabe ob städtisch, ländlich oder anderweitig) oder offshore (Angabe der Wassertiefe) liegt;
k) im Falle von Offshore-Bohrlöchern: Informationen über alle Bedingungen am Meeresboden, die eine Methanmigration durch die Wassersäule begünstigen könnten;
l) Informationen über den Lebenszykluszustand des Bohrlochs (aktiv, inaktiv, verfüllt, an der Oberfläche stillgelegt usw.);
m) ob der Bohrlochverschluss in Verbindung mit einem stillgelegten Bohrloch belüftet wird.
3. In Bezug auf dauerhaft verfüllte und aufgegebene Bohrlöcher müssen die Bestandsverzeichnisse auch Folgendes umfassen:
a) gegebenenfalls die letzten bekannten Messungen oder Quantifizierungen von Methanemissionen in Luft und Wasser;
b) Informationen, aus denen hervorgeht, dass die jeweils zuständige Behörde bescheinigt hat, dass das betreffende Bohrloch bzw. der betreffende Bohrungsstandort die Kriterien gemäß Artikel 2 Nummer 40 erfüllt;
c) Unterlagen, die für den Nachweis geeignet sind, dass es keine Methanemissionen aus dem Bohrloch oder dem Bohrungsort gibt, einschließlich einer auf den Emissionsfaktor oder auf Probenahmen gestützten Quantifizierung oder eines zuverlässigen Nachweises der dauerhaften unterirdischen Isolierung gemäß der Norm ISO 16530-1:2017:
Emissionsminderungspläne für inaktive Bohrlöcher und vorübergehend verfüllte Bohrlöcher müssen mindestens die folgenden Angaben enthalten:
1. Zeitplan für die Behandlung jedes inaktiven Bohrlochs und vorübergehend verfüllten Bohrlochs, einschließlich der durchzuführenden Maßnahmen;
2. Name und Anschrift des Betreibers, Eigentümers bzw. Lizenznehmers des inaktiven Bohrlochs oder vorübergehend verfüllten Bohrlochs;
3. voraussichtliches Enddatum der Sanierungs-, Rückbau- oder Verfüllungsmaßnahmen bei inaktiven und vorübergehend verfüllten Bohrlöchern.
5. für jede Kohlelagerstätte:
6. Emissionsfaktoren nachbergbaulicher Tätigkeiten und Beschreibung der zu ihrer Ermittlung verwendeten Methode;
7. Emissionen nachbergbaulicher Tätigkeiten.
Die Berichte über Absaugstationen müssen mindestens die folgenden Angaben enthalten:
1. Name und Anschrift des Bergwerksbetreibers;
2. Menge in Tonnen des vom Gasabsaugsystem des Bergwerks oder der Bergwerke transportierten Methans pro Bergwerk;
3. abgelassene Methanmenge in Tonnen;
4. abgefackelte Methanmenge in Tonnen;
5. konzeptionsbedingter Zerstörungs- und Abscheidegrad der Gasfackel oder sonstigen Verbrennungsvorrichtung Effizienz der Zerstörung und Abscheidung der Gasfackel oder sonstigen Verbrennungsvorrichtung;
6. Verwertung des aufgefangenen Methans.
Der Bericht gemäß Artikel 25 Absatz 6 muss die folgenden Angaben enthalten:
1. Name und Anschrift des Betreibers, Eigentümers bzw. Lizenznehmers;
2. Standort;
3. Methanemissionen aus allen in Teil 1 genannten punktuellen Emissionsquellen, einschließlich
1. Der Emissionsminderungsplan gemäß Artikel 26 Absatz 1 muss mindestens die folgenden Angaben enthalten:
1.1. eine Liste aller in Teil 1 genannten punktuellen Emissionsquellen;
1.2. technische Durchführbarkeit der Minderung der Methanemissionen auf Standortebene auf der Grundlage punktueller Emissionsquellen;
1.3. Zeitleiste der Minderung der Methanemissionen an jedem Standort;
1.4. Bewertung der Effizienz von Projekten zur Sammlung von Methan aus einem aufgegebenen Kohlebergwerk, sofern durchgeführt.
2. Der Minderungsplan kann einen Überblick über die zur Verringerung der Methanemissionen verwendeten Minderungsverfahren enthalten, wie etwa Entwicklung von Geothermie- und Wärmespeicherprojekten in gefluteten Kohlebergwerken, Wasserkraftanwendungen in nicht gefluteten Kohlebergwerken, Abfangen von Methan durch Entgasung, Verwendung sicherheitsrelevanter Entgasungsvorrichtungen, Nutzung von Grubengas als Energieressource oder Aufstauung von Grubenwasser sowie andere mögliche Verwendungen.
6. im Falle von Kohle die Angabe, ob der Erzeuger oder der Exporteur regulatorische oder freiwillige Maßnahmen anwendet, um seine Methanemissionen einzudämmen, einschließlich Maßnahmen zur Kontrolle und Beschränkung von Ausblas- und Abfackelvorgängen; und, wenn verfügbar, die Mengen des abgelassenen und abgefackelten Methans, die für jedes Kohlebergwerk mindestens im vergangenen Kalenderjahr berechnet wurden, und die bestehenden Emissionsminderungspläne für jedes Kohlebergwerk, zusammen mit einer Beschreibung dieser Maßnahmen, einschließlich — sofern verfügbar — Berichten über Ausblas- und Abfackelvorgänge für das letzte verfügbare Kalenderjahr;
7. ggf. Name der Stelle, die die unabhängige Prüfung der Berichte durch Dritte im Sinne der Nummern 3 und 5 durchgeführt hat;
8. Informationen gemäß Artikel 28 Absatz 1 bzw. 2, aus denen hervorgeht, dass das Rohöl, das Erdgas oder die Kohle Maßnahmen zur Überwachung, Meldung und Prüfung auf Erzeugerebene unterliegt, die gleichwertig mit den in dieser Verordnung festgelegten Maßnahmen für am oder nach dem 4. August 2024 geschlossene oder verlängerte Verträge sind, und Informationen über die Anstrengungen, die unternommen wurden, um sicherzustellen, dass Rohöl, Erdgas oder Kohle, das bzw. die im Rahmen von vor dem 4. August 2024 geschlossenen Verträgen geliefert wird, Maßnahmen der Überwachung, Meldung und Prüfung auf Erzeugerebene unterliegt, die gleichwertig mit den in dieser Verordnung festgelegten Maßnahmen sind;
9. Angabe, ob die in Artikel 28 Absatz 3 genannten Musterklauseln in den Lieferverträgen verwendet werden, mit Angabe der betreffenden Musterklauseln;
10. Informationen gemäß Artikel 29 Absatz 1 zur Methanintensität der Förderung von Rohöl, Erdgas und Kohle, das bzw. die in der Union in Verkehr gebracht wird, gemäß den jeweiligen Lieferverträgen.
i) Versäumnis der Betreiber, Ausblasvorrichtungen gemäß Artikel 15 Absätze 5 und 7 zu ersetzen oder zu verwenden;
j) Versäumnis der Betreiber oder Bergwerksbetreiber, Ausblas- und Abfackelvorgänge gemäß Artikel 16, Artikel 23 Absatz 1 bzw. Artikel 26 zu melden;
k) Verwendung von Gasfackeln oder Verbrennungsvorrichtungen unter Verstoß gegen die in den Artikeln 17, 22 und 23 festgelegten Anforderungen;
l) Versäumnis der verantwortlichen Partei, Minderungsmaßnahmen gemäß Artikel 18 Absätze 6 und 9 anzuwenden;
m) Versäumnis der Importeure, die Informationen gemäß Artikel 27 Absatz 1 und Anhang IX vorzulegen;
n) Versäumnis der Importeure, die Informationen gemäß Artikel 28 Absätze 1 und 2 vorzulegen;
o) Versäumnis der Erzeuger oder Importeure in der Union, die Informationen gemäß Artikel 29 Absätze 1 und 2 vorzulegen;
p) Versäumnis Erzeuger oder Importeure in der Union, die im gemäß Artikel 29 Absatz 6 erlassenen Durchführungsrechtsakt festgelegten Methanintensitätshöchstwerte einzuhalten.
EUR-Lex