Globalne ocieplenie jest konsekwencją uwalniania się do atmosfery gazów cieplarnianych, zwłaszcza dwutlenku węgla (CO₂), ale przyczyniają się do niego także inne gazy – drugi pod względem szkodliwości jest metan (CH₄). Jego emisje stanowią podwójne zagrożenie: zatrzymują ciepło w atmosferze oraz zwiększają zanieczyszczenie powietrza. Ograniczenie emisji metanu ma zatem duże znaczenie dla osiągnięcia globalnych celów klimatycznych i poprawy jakości zdrowia publicznego.

Emisje metanu w sektorze energii

Według szacunków Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA) z emitowanych rocznie do atmosfery ok. 570 mln ton metanu 40% pochodzi ze źródeł naturalnych, a 60% jest wynikiem działalności człowieka. Za jedną czwartą emisji antropogenicznych odpowiada rolnictwo (m.in. produkcja zwierzęca i uprawa ryżu), tuż za nim znajduje się sektor energii obejmujący emisje z gazu naturalnego (45 mln t), węgla (39 mln t), ropy (39 mln t) i biopaliw (11 mln t). W energetyce do wycieków metanu dochodzi w zakładach produkujących i przetwarzających paliwa kopalne oraz w systemach przesyłowych i dystrybucyjnych. Część emisji pochodzących z eksploatacji paliw kopalnych wynika z awarii (np. nieszczelności instalacji) i jest przypadkowa, ale metan bywa także umyślnie wypuszczany do atmosfery, np. przy okazji uwalniania (venting) lub spalania (flaring) gazu, m.in. ze względów bezpieczeństwa. Rozproszenie emisji metanu w całym łańcuchu wartości sektora energii, a także wciąż ograniczone możliwości ich monitorowania sprawiają, że skala zjawiska nie jest jeszcze dokładnie znana.

Choć w UE jedynie ok. 19% antropogenicznych emisji metanu pochodzi z sektora energii (wobec 53% z rolnictwa i 26% z odpadów), to właśnie ten obszar został przez KE uznany za priorytetowy. Według jej danych w sektorze energii można ograniczyć emisje metanu w sposób najbardziej efektywny, ponosząc niskie lub bliskie zeru koszty netto. Metan, który nie wycieknie lub zostanie wychwycony w instalacjach energetycznych, może mieć wartość handlową, potencjalnie ograniczającą koszty koniecznych inwestycji.

Przyspieszenie redukcji emisji metanu w UE

W komunikacie dotyczącym Europejskiego Zielonego Ładu (EZŁ) z 11 grudnia 2019 r. KE podkreśliła, że zmniejszenie związanych z energią emisji metanu jest konieczne w kontekście planów dekarbonizacji gospodarki UE do 2050 r. W opublikowanej w 2020 r. ocenie skutków planu w zakresie celów klimatycznych Komisja zaznaczyła, że obecna polityka redukcji emisji innych niż CO2 doprowadzi w 2030 r. do zmniejszenia ilości emitowanego metanu o 29% w porównaniu do poziomów z 2005 r. By jednak zrealizować związany z „Fit for 55” cel redukcji emisji gazów cieplarnianych o 55% do 2030 r., konieczna jest do tego czasu redukcja emisji samego metanu o 35–37%. 14 października 2020 r. KE przedstawiła więc i poddała pod dyskusję strategię na rzecz redukcji jego emisji. Dokument przewiduje szereg inicjatyw międzysektorowych oraz działań dla poszczególnych sektorów, zwłaszcza energii, koniecznych do osiągnięcia nowych celów klimatycznych.

Wśród działań przekrojowych są m.in. ujednolicenie ram sprawozdawczych kwestii emisji metanu i stosowanie najwyższych standardów raportowania Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w Sprawie Zmian Klimatu (UNFCCC), utworzenie międzynarodowego niezależnego obserwatorium emisji metanu oraz ulepszenie satelitarnego nadzoru nad emisjami. Konieczna jest także nowelizacja istniejących regulacji związanych z emisjami, m.in. systemu handlu uprawnieniami do emisji (ETS), rozporządzenia w sprawie wspólnego wysiłku redukcyjnego (RES) czy dyrektywy w sprawie emisji przemysłowych. Wiele z tych działań rewizyjnych ma nastąpić do końca 2021 r.

Przedsięwzięcia w sektorze energii mają dotyczyć całego łańcucha dostaw ropy, gazu (w tym LNG i biometanu) oraz węgla. W oczekiwaniu na przygotowanie legislacji zobowiązującej przedsiębiorstwa energetyczne do podjęcia wysiłków na rzecz redukcji emisji (np. pomiarów, raportowania i weryfikacji – MRV, usprawnienia wykrywania nieszczelności i naprawy – LDAR), KE zachęca je do dobrowolnych działań. W strategii jest mowa m.in. o wdrożeniu w całym sektorze, także w obszarze wydobycia węgla i w zamkniętych już kopalniach, ram pomiaru i raportowania emisji metanu, które zostały opracowane przez Partnerstwo w zakresie metanu w sektorze ropy naftowej i gazu (OGMP, inicjatywa powstała na Szczycie Klimatycznym ONZ w Nowym Jorku w 2014 r., zrzesza największe firmy sektora ropy i gazu).

Ważnym aspektem strategii jest współpraca międzynarodowa. Mimo że UE bezpośrednio przyczynia się tylko do 5% globalnych emisji metanu, jako importer paliw kopalnych odpowiada za 3–8 razy więcej emisji tzw. zewnętrznych, związanych z produkcją i transportem surowców. W związku z tym KE ma zamiar m.in. prowadzić działania dyplomatyczne na rzecz przystąpienia eksporterów paliw do OGMP, współpracować z krajami takimi jak USA i Meksyk, w których rozwinięta jest legislacja metanowa oraz dążyć do globalnego podwyższania standardów raportowania emisji metanu.

Wyzwania dla unijnych planów

Państwa członkowskie UE zgadzają się co do konieczności redukcji emisji metanu w sektorze energii, tym bardziej że gaz ziemny, którego jest on głównym składnikiem, w wielu z nich będzie tzw. paliwem przejściowym na drodze do dekarbonizacji. Jednak lobbyści odnawialnych źródeł energii (OZE) argumentują, że lepiej jest od razu eliminować wykorzystanie paliw kopalnych, niż stosować półśrodki. Postulat ten jest niemożliwy do zrealizowania przy obecnych uwarunkowaniach technologicznych związanych z niestabilnością OZE. Wielu aktywistów klimatycznych nawołuje do włączenia do przyszłej legislacji metanowej także sektora petrochemicznego i producentów plastiku, ze względu na silnie emisyjną działalność. Inna grupa sceptyków wobec działań KE podkreśla, że nierealne jest osiągnięcie planowanych do 2030 r. redukcji emisji metanu ze względu na długi proces legislacyjny w UE, który sprawi, że nowe regulacje zostaną wdrożone nie wcześniej niż w 2023–2024 r. Z przeprowadzonych konsultacji wynika, że sama podstawa prawna unijnych regulacji metanowych – art. 194 TFUE (dot. energetycznej polityki Unii) – jest kwestionowana i sugerowane jest jej rozszerzenie także na art. 192 TFUE (dot. ochrony środowiska naturalnego). Podważana jest także m.in. wybrana przez KE najbardziej wymagająca metodologia mierzenia emisji oraz zdolność UE do prowadzenia dyplomacji metanowej wśród eksporterów surowców energetycznych (np. Rosji). Największe obawy co do nowych regulacji mają jednak europejscy przedsiębiorcy, w tym polskie PGNiG, Gaz-System czy JSW. Wskazują oni, że spodziewane koszty podwyższenia standardów MRV i LDAR przez KE są niedoszacowane i będą dla nich dużym obciążeniem.

Perspektywy

Bez dobrej woli i zachęt dla poszczególnych krajów i przedsiębiorstw energetycznych ograniczenie emisji metanu w UE będzie niewystarczające do osiągnięcia unijnych celów klimatycznych. Nowe regulacje szczególnie uderzą w polski sektor energii, zwłaszcza w kopalnie węgla, uznawane za jedno z największych źródeł emisji metanu w UE. W sektorze już obciążonym m.in. wysokimi kosztami emisji CO2 dodatkowe zobowiązania mogą przełożyć się na wzrost cen energii dla odbiorców końcowych, a nawet doprowadzić do upadłości części spółek. Konieczne jest zatem wzmożenie starań, by KE przewidziała odpowiednie mechanizmy wsparcia kopalń (m.in. dotacje na innowacje w zakresie produkcji energii z metanu kopalnianego), tak długo jak ich funkcjonowanie będzie niezbędne do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego Polski.

Ze względu na to, że europejskie regulacje mają docelowo obejmować emisje z paliw kopalnych konsumowanych i importowanych do UE, dobrą motywacją do współdziałania interesariuszy w sektorze może okazać się zbliżająca się konferencja klimatyczna COP26. Mając to na uwadze, prezydent USA Joe Biden oraz przewodnicząca KE Ursula von der Leyen zadeklarowali w oświadczeniu z 18 września br. chęć zbudowania w Glasgow globalnej koalicji na rzecz redukcji emisji metanu.