Kto musi raportować emisje metanu? Obowiązki firm wynikające z Rozporządzenia metanowego (UE) 2024/1787

Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1787, znane jako Rozporządzenie metanowe, wprowadza w całej Unii Europejskiej nowe obowiązki dotyczące monitorowania, pomiaru oraz raportowania emisji metanu w sektorze energetycznym. Regulacja ta jest jednym z kluczowych elementów europejskiej polityki klimatycznej i ma na celu ograniczenie emisji jednego z najbardziej wpływowych gazów cieplarnianych.

Nowe przepisy obejmują operatorów instalacji w sektorze ropy, gazu ziemnego oraz węgla i wprowadzają obowiązek prowadzenia systematycznych pomiarów emisji oraz raportowania danych do właściwych organów nadzorczych. W kolejnych latach wymagania będą stopniowo zaostrzane, a przedsiębiorstwa będą zobowiązane do stosowania coraz dokładniejszych metod pomiarowych.

W artykule wyjaśniamy:

• kto musi raportować emisje metanu,
• jakie obowiązki mają firmy w sektorach upstream, midstream i downstream,
• jakie metody pomiarowe dopuszcza rozporządzenie,
• jak wygląda harmonogram wdrożenia do 2030 roku,
• jakie są kary za brak raportowania.

Zakres obowiązywania Rozporządzenia metanowego

Rozporządzenie (UE) 2024/1787 obejmuje cały łańcuch wartości sektora gazu ziemnego, ropy naftowej oraz węgla – od wydobycia surowców aż po ich transport i dystrybucję do odbiorców końcowych. Regulacja wprowadza jednolite zasady monitorowania emisji metanu dla operatorów infrastruktury energetycznej działających na terenie Unii Europejskiej.

Celem tych przepisów jest zwiększenie transparentności emisji metanu oraz stworzenie spójnego systemu kontroli wycieków i emisji niezorganizowanych w całym sektorze energetycznym. Nowe obowiązki dotyczą zarówno dużych instalacji przemysłowych, jak i infrastruktury przesyłowej oraz dystrybucyjnej.

Rozporządzenie dzieli sektor energetyczny na trzy główne obszary:

Sektor upstream – kto musi raportować emisje metanu przy wydobyciu

Sektor upstream obejmuje wszystkie instalacje związane z wydobyciem surowców energetycznych. W tej części łańcucha wartości emisje metanu mogą być szczególnie wysokie, ponieważ gaz ten jest naturalnie obecny w złożach ropy, gazu oraz węgla.

Dlatego regulacje koncentrują się na dokładnym monitorowaniu emisji już na etapie produkcji surowców. Operatorzy instalacji wydobywczych muszą prowadzić systematyczne pomiary emisji metanu oraz raportować dane do organów nadzorczych.

Obowiązek raportowania dotyczy operatorów:

• pól gazowych i naftowych,
• instalacji przetwarzania gazu,
• kopalń węgla kamiennego,
• instalacji odmetanowania kopalń.

Najważniejsze obowiązki operatorów upstream

Operatorzy instalacji wydobywczych muszą:

1. prowadzić pomiary emisji metanu ze wszystkich instalacji,
2. wdrożyć program LDAR (Leak Detection and Repair),
3. raportować emisje do organów krajowych i Komisji Europejskiej,
4. dokumentować wykryte wycieki oraz działania naprawcze.

Sektor midstream – raportowanie emisji w transporcie i magazynowaniu gazu

Segment midstream obejmuje transport i magazynowanie gazu ziemnego pomiędzy miejscem wydobycia a siecią dystrybucyjną. Infrastruktura tego typu obejmuje przede wszystkim gazociągi przesyłowe, stacje kompresorowe, podziemne magazyny gazu oraz terminale LNG.

Ze względu na ogromną skalę infrastruktury oraz wysokie ciśnienia robocze, nawet niewielkie nieszczelności mogą prowadzić do znaczących emisji metanu. Dlatego operatorzy tego sektora są zobowiązani do systematycznego monitorowania szczelności instalacji.

Obowiązki raportowe obejmują emisje z:

• zaworów,
• sprężarek,
• instalacji magazynowych,
• systemów transportowych.

Sektor downstream – obowiązki operatorów sieci dystrybucyjnych

Sektor downstream obejmuje końcowy etap łańcucha dostaw gazu – czyli jego dystrybucję do odbiorców przemysłowych oraz gospodarstw domowych. Infrastruktura ta obejmuje sieci dystrybucyjne, stacje redukcyjno-pomiarowe oraz instalacje lokalne.

Choć pojedyncze emisje w tym segmencie są zazwyczaj mniejsze niż w sektorze wydobywczym, duża liczba elementów infrastruktury powoduje, że ich łączny wpływ na emisje metanu może być znaczący. Dlatego operatorzy muszą prowadzić regularne kontrole szczelności sieci gazowych.

Metody pomiarowe emisji metanu – poziomy dokładności (tiers)

Rozporządzenie metanowe wprowadza system klasyfikacji metod pomiarowych określanych jako tiers, które różnią się poziomem dokładności oraz sposobem określania emisji. Hierarchia ta ma na celu stopniowe przechodzenie od metod szacunkowych do bezpośrednich pomiarów emisji.

W kolejnych latach operatorzy będą zobowiązani do stosowania coraz dokładniejszych metod pomiarowych, co oznacza większe znaczenie technologii detekcji gazów i systemów pomiarowych.

Tier 1 – metody szacunkowe

Metody Tier 1 opierają się głównie na wykorzystaniu współczynników emisji oraz danych statystycznych dotyczących pracy instalacji. Emisje są w tym przypadku szacowane na podstawie typowych wartości przypisanych do określonych urządzeń lub procesów technologicznych.

Tier 2 – metody obliczeniowe

Metody Tier 2 wykorzystują bardziej szczegółowe dane operacyjne oraz pomiary parametrów procesowych do obliczenia emisji metanu. Uwzględniają one rzeczywiste warunki pracy instalacji.

Tier 3 – bezpośrednie pomiary emisji

Tier 3 stanowi najwyższy poziom dokładności pomiarów. Metody te polegają na bezpośrednim pomiarze emisji metanu przy użyciu specjalistycznych urządzeń pomiarowych.

W praktyce oznacza to wykorzystanie technologii takich jak:

• analizatory TVA2020,
• kamery optyczne EyeCGas,
• mobilne systemy detekcji gazów.

Harmonogram wdrożenia rozporządzenia metanowego (2025–2030)

Rozporządzenie metanowe wprowadza stopniowy harmonogram wdrożenia nowych obowiązków dla operatorów infrastruktury energetycznej. Podejście to ma umożliwić przedsiębiorstwom dostosowanie systemów monitorowania emisji oraz wdrożenie odpowiednich technologii pomiarowych.

W kolejnych latach wymagania będą stopniowo zaostrzane.

Kluczowe etapy wdrożenia

2025

• rozpoczęcie obowiązku raportowania emisji
• identyfikacja źródeł emisji

2026

• wdrożenie programów LDAR
• rozpoczęcie systematycznych inspekcji instalacji

2027–2028

• przejście do dokładniejszych metod pomiarowych

2030

• pełne wdrożenie systemów monitorowania emisji

Organy nadzorcze w Polsce

W Polsce nadzór nad wdrożeniem rozporządzenia metanowego sprawują wyspecjalizowane instytucje państwowe odpowiedzialne za bezpieczeństwo górnictwa oraz ochronę środowiska. Organy te kontrolują prawidłowość prowadzenia pomiarów emisji oraz raportowania danych.

Najważniejsze instytucje

Wyższy Urząd Górniczy (WUG)
– nadzór nad emisjami w górnictwie

Inspekcja Ochrony Środowiska (IOŚ)
– kontrola raportowania emisji i zgodności z przepisami.

Kary za brak raportowania emisji metanu

Rozporządzenie metanowe przewiduje sankcje dla operatorów, którzy nie spełniają obowiązków związanych z monitorowaniem i raportowaniem emisji. Celem tych przepisów jest zapewnienie skutecznego egzekwowania nowych regulacji.

Kary mogą obejmować:

• sankcje finansowe,
• obowiązek wdrożenia działań naprawczych,
• ograniczenie działalności instalacji.

Jak wdrożyć raportowanie emisji metanu – praktyczny przewodnik dla firm

Wdrożenie systemu raportowania emisji metanu wymaga przygotowania zarówno infrastruktury pomiarowej, jak i procedur zarządzania danymi. Proces ten obejmuje identyfikację źródeł emisji, wybór technologii pomiarowej oraz integrację danych z systemami raportowania.

Dobrze zaprojektowany system monitorowania emisji pozwala nie tylko spełnić wymagania regulacyjne, ale także ograniczyć straty gazu i poprawić efektywność instalacji.

Krok 1 – identyfikacja źródeł emisji

Należy określić wszystkie potencjalne źródła emisji:

• zawory
• pompy
• kompresory
• połączenia kołnierzowe

Krok 2 – wybór technologii pomiarowej

Najczęściej stosowane technologie:

• analizatory TVA2020
• kamery EyeCGas
• systemy monitoringu gazów

Krok 3 – wdrożenie programu LDAR

Program LDAR obejmuje:

• regularne inspekcje instalacji
• dokumentowanie wycieków
• naprawę emisji

Wyzwania dla polskiego sektora wydobywczego

W Polsce szczególnym wyzwaniem są kopalnie głębinowe, w których emisje metanu mogą być znaczące. Wdrożenie rozporządzenia metanowego będzie wymagało modernizacji systemów monitorowania emisji oraz zwiększenia częstotliwości kontroli instalacji.

W wielu przypadkach konieczne będzie również wdrożenie nowych technologii detekcji metanu oraz integracja danych pomiarowych z systemami raportowania środowiskowego.

Podsumowanie

Rozporządzenie metanowe (UE) 2024/1787 wprowadza nowy standard monitorowania emisji metanu w sektorze energetycznym. Operatorzy instalacji w sektorach wydobycia, transportu oraz dystrybucji gazu muszą wdrożyć systemy pomiarowe, programy LDAR oraz szczegółowe raportowanie emisji.

Nowoczesne technologie detekcji gazów, takie jak analizatory FID/PID czy kamery optyczne OGI, odgrywają kluczową rolę w spełnieniu wymogów regulacyjnych oraz ograniczeniu emisji metanu w przemyśle.

Potrzebujesz wsparcia przy raportowaniu wycieków metanu?

Skontaktuj się z naszymi inżynierami