Règlement méthane (UE) 2024/1787 : LDAR et déclarations pour les opérateurs pétroliers et gaziers

Depuis le 4 août 2024, le règlement (UE) 2024/1787 est en vigueur. Il fixe les premières règles à l'échelle de l'Union sur les émissions de méthane du secteur de l'énergie : pétrole, gaz, charbon, et à partir de 2027 les importateurs de ces énergies.

Pour un opérateur pétrolier ou gazier, deux obligations structurent tout le reste : un programme de détection et de réparation des fuites (LDAR), et la déclaration chiffrée des émissions de méthane. Le calendrier court déjà. Le programme LDAR était attendu pour le 5 mai 2025, la première déclaration au niveau des sources pour le 5 février 2026, et la déclaration au niveau des sites pour le 5 février 2027.

Ce qu'est le règlement (UE) 2024/1787

Le règlement encadre les émissions de méthane sur la chaîne énergétique : production et transport de pétrole et de gaz, stockage, gaz naturel liquéfié, exploitation du charbon. Le méthane a un fort pouvoir de réchauffement à court terme, et les fuites diffuses sur les installations en représentent une part importante. Le texte impose donc de les chercher activement, de les corriger, et de prouver que vous l'avez fait.

Trois obligations opérationnelles en découlent : mesurer et quantifier les émissions, détecter et réparer les fuites (LDAR), déclarer les résultats aux autorités compétentes. C'est le LDAR qui mobilise vos équipes sur site, parce qu'il transforme une obligation déclarative en campagnes d'inspection régulières.

Le texte de référence est publié sur EUR-Lex : règlement (UE) 2024/1787.

Qui est concerné

Sont visés les opérateurs des installations pétrolières et gazières situées dans l'Union : production, collecte, traitement, transport, distribution, stockage souterrain, ainsi que les terminaux GNL. Les exploitants de mines de charbon entrent aussi dans le champ, avec leurs propres règles.

À partir du 1er janvier 2027, le règlement étend des obligations de mesure, déclaration et vérification (MRV) aux importateurs de pétrole, de gaz et de charbon mis sur le marché de l'Union. Un importateur devra documenter la manière dont les émissions de méthane sont suivies chez ses fournisseurs hors Union. Ce point modifie les contrats d'approvisionnement, puisque la donnée méthane devient une clause à exiger en amont.

L'enchaînement des dates n'est donc pas le même selon votre position dans la chaîne. Un opérateur d'installation est tenu par le LDAR dès 2025, puis par les déclarations en 2026 et 2027. Un importateur n'entre dans le dispositif qu'au 1er janvier 2027, mais sur un périmètre qu'il ne contrôle pas directement, ce qui suppose d'avoir négocié l'accès à la donnée bien avant cette échéance. Les deux profils convergent sur un même besoin : une donnée d'émission datée, localisée et vérifiable.

Le programme LDAR : ce que vous devez faire sur site

Le LDAR (Leak Detection and Repair) est le cœur opérationnel du règlement pour le pétrole et le gaz. Chaque opérateur devait soumettre son programme LDAR à l'autorité compétente pour le 5 mai 2025. Ce programme décrit les composants suivis (vannes, brides, raccords, garnitures, compresseurs et autres points de fuite potentiels), la méthode de détection et la fréquence des campagnes.

Le règlement distingue deux types de relevés, avec des seuils de détection différents :

• Type 1 : seuil de 7 000 ppm. Relevés moins sensibles, à fréquence plus rapprochée.
• Type 2 : seuil de 500 ppm. Relevés plus sensibles, capables de détecter des fuites plus petites.

La première campagne de Type 2 était attendue pour le 5 août 2025. La fréquence des campagnes suivantes est fixée à l'annexe I et s'étale sur plusieurs années selon le type de composant et le type de site. Elle n'est pas uniforme, et c'est à l'opérateur de tenir le planning composant par composant.

Les délais de réparation

Quand une fuite est détectée, le compteur démarre. Le règlement fixe des délais courts :

1. Une première réparation ou un colmatage doit intervenir sous 5 jours après la détection.
2. La réparation complète doit être réalisée sous 30 jours.

Si la réparation exige un arrêt d'installation ou des pièces non disponibles, le report doit être justifié et documenté, pas simplement constaté. Chaque fuite détectée devient alors un dossier traçable : date de détection, date d'intervention, mesure de concentration, preuve de réparation. Sans ces quatre éléments, une réparation faite reste impossible à prouver, et c'est la preuve qui compte au moment d'un contrôle.

La conservation des enregistrements

Les enregistrements LDAR (détections, mesures, réparations) doivent être conservés pendant 10 ans et tenus à disposition de l'autorité compétente. C'est une exigence de fond : un relevé sans date, sans localisation du composant ou sans suite donnée ne vaut rien le jour d'un contrôle. La concentration mesurée, l'identifiant du composant, la position GPS et l'horodatage forment le minimum vérifiable. Dix ans, c'est aussi un horizon qui dépasse la durée de vie de la plupart des tableurs et des classeurs de chantier : la donnée doit rester lisible et rattachable à un site précis longtemps après la campagne qui l'a produite.

Les déclarations d'émissions : le calendrier

Au-delà du LDAR, le règlement impose des déclarations chiffrées, par étapes successives, chacune plus détaillée que la précédente.

• 5 février 2026 : déclaration au niveau des sources (source-level). Vous déclarez les émissions estimées par catégorie de source.
• 5 février 2027 : déclaration au niveau des sites (site-level), avec quantification mesurée et réconciliation entre les estimations par source et les mesures de site.

Le passage du niveau des sources au niveau des sites est exigeant : il suppose des mesures réelles sur les installations, et non plus seulement des facteurs d'émission théoriques. La donnée collectée pendant vos campagnes LDAR alimente directement ces déclarations, ce qui plaide pour un enregistrement structuré dès la première campagne plutôt qu'une reconstitution a posteriori. Concrètement, la déclaration de 2027 vous demandera de rapprocher deux chiffres pour un même site : ce que vos sources estimaient et ce que la mesure constate. Plus vos relevés de 2025 et 2026 sont propres, moins cette réconciliation coûte.

Récapitulatif des échéances

1. 5 mai 2025 : programme LDAR soumis à l'autorité compétente.
2. 5 août 2025 : première campagne de relevé de Type 2.
3. 5 février 2026 : déclaration des émissions au niveau des sources.
4. 1er janvier 2027 : entrée en vigueur des obligations MRV pour les importateurs.
5. 5 février 2027 : déclaration des émissions au niveau des sites.
6. 5 août 2030 : application de la valeur maximale d'intensité méthane.

Ces dates sont fixées par le règlement lui-même. Les modalités précises de transmission (formats, portail, autorité destinataire) sont définies au niveau national : il revient à chaque opérateur de confirmer auprès de son autorité compétente le canal de dépôt applicable.

Les sanctions

Le règlement prévoit des sanctions dissuasives, fixées par chaque État membre. Les amendes peuvent atteindre jusqu'à 20 % du chiffre d'affaires annuel pour les manquements les plus sérieux. Au-delà du montant, l'enjeu est la preuve : une autorité qui demande dix ans d'historique LDAR attend des dossiers complets et datés, pas une déclaration de bonne foi. Un programme bien tenu sur le papier mais sans enregistrements de terrain exploitables expose au même risque qu'une absence de programme.

Comment se préparer

La difficulté n'est pas de comprendre le règlement, elle est de produire et de conserver la donnée que l'annexe I exige, campagne après campagne, sur des sites souvent isolés et sans réseau. Quelques points concrets pour cadrer la préparation :

• Cartographier les composants suivis par site et leur fréquence d'inspection selon l'annexe I.
• Standardiser la fiche de relevé : identifiant de composant, type de campagne (1 ou 2), concentration mesurée en ppm, position GPS, horodatage, photo.
• Mettre en place le suivi des réparations avec les compteurs de 5 et 30 jours, et la justification des reports.
• Préparer l'agrégation des relevés vers les déclarations au niveau des sources (2026) puis des sites (2027).
• Organiser l'archivage sur 10 ans, immédiatement consultable lors d'un contrôle.

Un point de vigilance sur la fréquence : l'annexe I la définit sur plusieurs années et la fait varier selon le composant et le type de site. Un calendrier d'inspection unique pour tout un parc ne suffira pas. Il faut un planning par composant, vérifiable. La même logique vaut pour la saisie : une fiche de relevé qui laisse le ppm ou la position GPS en champ libre produit des données impossibles à agréger trois mois plus tard. Mieux vaut contraindre la saisie dès le terrain que corriger au bureau.

C'est exactement le travail qu'un outil de collecte de terrain structuré comme FormRift rend tenable. Vos équipes enregistrent chaque relevé sur mobile (concentration, composant, position GPS, photo, horodatage), même hors ligne sur les sites sans couverture, et la synchronisation remonte les données dès le retour du réseau. Chaque saisie alimente une piste d'audit complète : la traçabilité que l'autorité compétente attend le jour d'un contrôle, sur dix ans d'historique. C'est l'usage que nous décrivons pour le secteur de l'énergie, construit sur les fonctionnalités de saisie standardisée, de stockage sécurisé et de visibilité en temps réel.

Le règlement (UE) 2024/1787 ne demande pas seulement de chercher les fuites : il demande de prouver que vous les cherchez, que vous les réparez, et que vous gardez la trace de tout, inspections, audits et rapports compris.