Methanemissionen – Messung & Berichterstattung

Stichproben sind zulässig und sollten auf den Vorgaben von OGMP 2.0 beruhen.

Es gibt noch keine Berichtsvorlage, diese wird von der EU Kommission noch entworfen. Es gibt aber bereits gute Standards, die genutzt werden können. Dazu gehören die Richtlinien der OGMP 2.0.

Ja, eine europäische Verordnung steht über nationalen Regelwerken. Die G465er Reihe wird aktuell auch überarbeitet, um die Vorgaben der EU-Methanverordnung zu berücksichtigen.

Der Unterschied zwischen Typ 1 und Typ 2 ist (neben der Häufigkeit der Durchführung) die Reparaturschwelle der gefundenen Leckagen und damit implizit die Genauigkeit des angewendeten Detektionsverfahrens.

Typ 1 LDAR ist im Verteilnetz praktisch nicht relevant. Es ist (nach Anhang I der Verordnung) nur für Verdichterstationen/GDR(M)A/Armaturenstationen/Leitungen > 16 bar vorzunehmen und kann durch Typ 2 ersetzt werden.

In der Verordnung ist die Wirtschaftlichkeit kein Kriterium für die Emissionsvermeidung sondern nur die Umweltauswirkung. Es existieren keine Grenzwerte. Das bedeutet, dass jedes Gramm Methanemission relevant ist. Ausnahmeregelungen gibt es nur für sicherheitstechnisch notwendige Ausblasungen oder wenn Auffangen aus anderen als wirtschaftlichen Gründen nicht möglich ist.

SBV werden weiterhin zulässig sein, weil sie als Sicherheitstechnik relevant sind. SBV werden dennoch schon seit einigen Jahren von Netzbetreibern zurückgebaut, weil sie nicht mehr gebraucht werden und verschleißanfällig sind.

Erdgas muss, wenn technisch möglich, aufgefangen werden. Je nach Menge gibt es Druckbehälter oder mobile Verdichter, die eingesetzt werden können. Das aufgefangene Erdgas könnte bspw. an der Anlage weiterverwertet werden (durch Zuführung zur Heizgasschiene) oder in andere Leitungsabschnitte umgepumpt werden.

Die Oil and Gas Methane Partnership (OGMP) 2.0 ist eine freiwillige Initiative der Öl- und Gasindustrie, die das Ziel hat Methanemissionen exakter zu erfassen und zu reduzieren.
www.ogmpartnership.com

Die Benennung der Meldebehörden obliegt dem jeweiligen Mitgliedsstaat. Deutschland hat bislang keine Behörden benannt.

Ja, der DVGW hat in der Gas-Wasser-Statistik einen Bereich „Methanemissionen“ etabliert, in dem die Berichterstattung mindestens für das erste Jahr möglich ist. Außerdem gibt es das Merkblatt G 424 (M) zur Umsetzung der Methanemissionsverordnung.

Da Wasserstoffemissionen eine indirekte Klimawirksamkeit aufweisen, sind auch hierfür in Zukunft Regularien zu erwarten.

Ja, Artikel 33 regelt Sanktionen. Die Höhe der Strafen ist aktuell noch nicht genau definiert, die Strafen müssen aber laut Verordnung „wirksam, verhältnismäßig und abschreckend sein”.

GWP steht für Global Warming Potential und ist eine dimensionslose Größe für die Bewertung von Treibhausgasen. Sie gibt das Treibhauspotenzial eines Stoffes an und damit seinen Beitrag zur Erwärmung der bodennahen Luftschicht. Die Richtgröße ist Kohlendioxid mit einem GWP von 1. GWP-Werte über 1 zeigen an, dass ein Stoff mehr Treibhausgaspotenzial als CO2 hat. Methan hat ein GWP von ca. 30.

Für die Emissionsmessung an Leckagen an Leitungen im Untergrund benötigt das DBI-Messteam aktuell etwa einen Tag Einsatzzeit. Teilweise müssen gebildete Gasblasen im Untergrund vor der Messung abgesaugt werden. Das allein kann bereits etwa 4 Stunden Zeit in Anspruch nehmen.
Für die Emissionsmessung an Anlagen werden je nach Größe, Standort und Aufbau etwa 2-6 Stunden eingeplant. Dadurch können 1 bis 3 Anlagen pro Arbeitstag gemessen werden.