Une question, plus que les autres, a fait traîner les débats jusqu’à tard dans la nuit. Comment contrôler les émissions de méthane des importateurs de gaz, pétrole et charbon produits hors de l’UE ? Une dimension internationale érigée en priorité pour le Parlement alors que le mandat du Conseil, lui, en faisait à peine mention.
La corapporteure écologiste Jutta Paulus (les Verts) fait valoir depuis des longs mois que l’empreinte méthane « externe » de l’Union est huit fois supérieure…
Le reste du compromis en bref
Le texte consolidé de l’accord ne sera pas disponible avant plusieurs jours. Contexte compile donc les informations recueillies auprès de diverses sources sur les contours du compromis.
Le périmètre : le Parlement a dû renoncer à une cible européenne de réduction des émissions de méthane pour tous les secteurs. Il n’a pas non plus obtenu que la pétrochimie soit régulée par ce texte.
Éventage et torchage (« venting » et « flaring ») : ces pratiques très émettrices de méthane seront interdites en 2025 pour les stations de drainage et en 2027 pour les puits de ventilation. Une liste d’exceptions est aménagée en cas de nécessité d’y recourir. Certaines torchères sont « absolument essentielles pour garantir la sécurité du personnel et des installations », fait valoir le représentant des professionnels du gaz et du pétrole, l’IOGP. Pour les mines de charbon, le torchage sera interdit à partir de 2025. L’éventage sera interdit deux ans plus tard dans les mines émettant plus de 5 tonnes de méthane par kilotonne de charbon extrait et en 2031 pour celles qui émettent plus de 3 tonnes de méthane par kilotonne de charbon.
Détection et réparation des fuites : la trame de compromis reprend celle du mandat du Conseil en séparant les obligations pesant sur la détection et la réparation des grandes fuites (type 1) et celles visant les déperditions moins importantes (type 2). Les émissions détectées par une méthode à distance (type 1) devront être réparées dès qu’elles atteignent 7 000 parties par million (ppm) en volume de méthane ou 17 grammes de méthane émis par heure (g/h), tandis que celles mesurées plus finement (type 2) devront l’être dès lors qu’elles atteignent 500 ppm ou 1 g/h. Des seuils qui passent à 1 000 ppm ou 5 g/h pour les composants enterrés ou offshore et à 7 000 ppm ou 17 g/h pour les installations sous-marines. Ces fuites doivent être colmatées « dès que possible », au maximum dans les cinq jours pour une première tentative. Et après trente jours pour une réparation complète.
Exemptions : les règles de détection et réparation sont plus souples pour les opérateurs pouvant prouver que leur installation n’entraîne que de très petites fuites, et ce, depuis plusieurs années – moins d’1 % des composants d’un site sont sujets aux fuites, ces dernières représentant moins de 0,08 % de la production de gaz ou 0,015 % pour le pétrole (des niveaux d'intensité « irréalistes », tacle l'IOGP). Une autre exception est faite pour les puits de gaz ou de pétrole sous-marins profonds de plus de 700 mètres, qui n’auront pas à vérifier fréquemment les fuites.
Mines abandonnées : si une mine de charbon est fermée depuis plus de soixante-dix ans, alors il n’y a pas d’obligation de mesurer si elle émet encore du méthane. Il en va de même pour les mines de charbon inondées depuis plus de dix ans.
Clause de révision : le règlement doit être révisé en 2028.
