Règlement (UE) 2024/1787 sur le méthane : ce qu’il couvre et ce qu’il signifie pour le biogaz

Le règlement (UE) 2024/1787 sur la réduction des émissions de méthane dans le secteur de l’énergie a été adopté en 2024 et entre en vigueur en août 2024 (le 4 août). Il impose aux opérateurs de l’extraction et du transport du pétrole, du gaz naturel et du charbon des obligations de mesure, de déclaration et de vérification des émissions (MRV), de programmes réguliers de détection et de réparation des fuites (LDAR) ainsi que de limitation du rejet à l’atmosphère et du brûlage en torchère. Il couvre aussi les importateurs, qui devront, dans les années à venir, démontrer que les approvisionnements hors UE satisfont à des exigences équivalentes. Pour les unités de méthanisation, le règlement n’est pas directement un acte clé, mais il fixe la tendance des attentes en matière de réduction du méthane.

Champ d’application

Le règlement concerne le secteur de l’énergie : extraction, collecte, traitement, transport, distribution et stockage du gaz, du pétrole et du charbon, y compris les mines de houille. Les obligations des opérateurs comprennent :

1. L’inventaire des sources et des mesures d’émissions au niveau de la source et du site (dans les étapes suivantes).
2. Le LDAR : contrôles réguliers d’étanchéité à l’aide de méthodes déterminées et réparation dans des délais fixés.
3. Les restrictions du rejet à l’atmosphère et du brûlage : interdiction du rejet à l’atmosphère et du brûlage en torchère de routine, avec des exceptions pour les situations d’urgence et de sécurité.
4. La déclaration aux autorités nationales et à la Commission.
5. Les exigences pour les mines en matière de mesures et de limitation des émissions issues du drainage du grisou.

Les délais de mise en œuvre sont échelonnés, et les détails (méthodes de mesure, seuils) sont complétés par des actes d’exécution et délégués.

Importations

Le règlement crée un mécanisme dans lequel les importateurs de pétrole, de gaz et de charbon seront tenus de démontrer que les émissions de méthane dans la chaîne d’approvisionnement satisfont à des exigences équivalentes à celles de l’Union. Les obligations des importateurs sont introduites par étapes : les premières années, c’est la déclaration qui domine, et l’exigence de démontrer l’équivalence des mesures et de la déclaration commence à partir de 2027. Pour le marché du gaz, cela signifie plus de transparence et un coût potentiel pour les approvisionnements en provenance de pays à plus fortes émissions.

Biogaz et biométhane

Les unités de méthanisation ne sont pas les principaux destinataires des obligations du règlement, qui se concentre sur les combustibles fossiles. Cependant :

• les gestionnaires des réseaux dans lesquels le biométhane est injecté sont soumis aux dispositions sur le LDAR et la déclaration, ce qui influe sur les exigences en matière de mesures et d’étanchéité des points de raccordement ;
• dans la stratégie de l’UE sur le méthane et dans les débats sur la directive relative aux émissions industrielles et la certification du biométhane, la question de la limitation des fuites des unités de méthanisation apparaît ;
• de nombreux États et organisations développent de bonnes pratiques (codes, campagnes de mesure) ;
• les exigences de certification (RED) prennent déjà en compte dans le bilan les émissions de méthane du digestat et de l’épuration.

Il est donc raisonnable de mettre en œuvre le LDAR et des mesures de façon volontaire, avant que cela ne devienne une exigence générale.

Exemple : effet sur les coûts d’un gestionnaire de réseau

Un gestionnaire de réseau de distribution disposant de 500 postes de détente et de comptage met en œuvre un programme LDAR : un contrôle par an à la caméra OGI coûte par ex. 400 PLN par poste (hypothèse), soit 200 000 PLN par an. Avec 10 t de CH₄ de fuites évitées (env. 280 t de CO₂e avec un GWP₁₀₀ = 28), le coût unitaire est d’env. 700 PLN/t de CO₂e. Les chiffres ne sont qu’une illustration de la méthode de calcul.

Pour qui c’est important

• les gestionnaires de réseaux gaziers (exigences de mesures et de réparations),
• les producteurs de biométhane (qualité des données sur l’étanchéité, attentes des clients),
• les importateurs de gaz et de GNL (exigences pour les fournisseurs),
• les fournisseurs de technologies de mesure.

Perspective

Le règlement montre que le méthane est devenu l’objet d’une réglementation détaillée. Dans les années à venir, il faut s’attendre à des lignes directrices sur les méthodes de mesure et à d’éventuelles extensions à d’autres secteurs. Les producteurs de biométhane qui documentent dès aujourd’hui leurs pertes seront mieux préparés.

Comment se préparer

Les producteurs de biométhane peuvent dès maintenant inventorier les points de fuite potentiels, mettre en place des contrôles d’étanchéité au poste d’injection et dans les locaux techniques, et consigner les résultats dans un registre. Il est aussi judicieux de convenir avec le gestionnaire de réseau de procédures d’échange d’informations sur les pannes et les travaux prévus, car de nombreuses actions du gestionnaire influent sur la continuité de l’injection. Sur le plan commercial, de faibles pertes de méthane documentées peuvent être un argument dans les échanges avec les clients qui déclarent les émissions de leur chaîne d’approvisionnement.

Différences par rapport à RED

RED régit la durabilité et la réduction des émissions des biocarburants, tandis que le règlement sur le méthane régit le contrôle des émissions dans le secteur des combustibles fossiles. Les deux actes fonctionnent en parallèle et renforcent la pression en faveur de la réduction des pertes de méthane, mais ils ont des destinataires différents et des mécanismes d’application différents.

Conclusion

Le règlement sur le méthane ne couvre pas directement les unités de méthanisation, mais il fait évoluer les normes du secteur gazier. Il convient de suivre sa mise en œuvre, car il influe sur les attentes des clients et sur le réseau dans lequel le biométhane est injecté.