Le secteur de la réduction du méthane est en effervescence, avec des mises à jour réglementaires et de nouveaux cadres volontaires qui s’installent aux États-Unis, dans l’Union européenne et à l’échelle mondiale, notamment via les chartes et accords de la COP 28. Aux États-Unis, les règles Quad O b/c et les mises à jour apportées à Subpart W ont donné le ton quant à la manière dont les opérateurs doivent gérer les émissions de méthane afin de se conformer au droit fédéral. Parallèlement, le règlement européen sur le méthane (EUMR) a introduit un nouveau cadre de mesure, surveillance, reporting et vérification (MMRV) pour les opérateurs de l’UE, avec un impact significatif sur la chaîne d’approvisionnement mondiale en gaz naturel liquéfié (GNL) et une portée qui s’étend au-delà des opérateurs de l’Union européenne (UE) aux opérateurs mondiaux souhaitant commercialiser des combustibles fossiles sur le marché de l’UE.
Bien qu’il ait été adopté pour les opérateurs au sein de l’UE afin d’aider le bloc à atteindre son plan d’action sur le méthane, ce règlement a des implications mondiales plus larges. Tous les importateurs de combustibles fossiles doivent y prêter une attention particulière. Cet article met en lumière les principales exigences, les échéances de reporting et les implications globales du règlement pour la chaîne d’approvisionnement mondiale en GNL, en identifiant les prochaines étapes pour l’industrie et les parties prenantes internationales afin de s’assurer qu’elles sont prêtes à respecter les jalons qu’il fixe.
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Le règlement européen sur le méthane (EUMR) en bref
Lignes directrices sur le reporting des émissions
L’EUMR traite des émissions de méthane dans les secteurs du pétrole et du gaz et du charbon, en mettant l’accent sur la surveillance et le reporting, la détection et la réparation des fuites (LDAR), ainsi que le dégazage et le torchage. La figure 1 (ci-dessous) met en évidence le calendrier de reporting prescrit et les exigences pour les opérateurs pétroliers et gaziers, en montrant comment elles s’alignent sur les niveaux de l’Oil & Gas Methane Partnership (OGMP) 2.0, avec leur niveau 3, qui exige des mesures au niveau des sources comme niveau de reporting minimal requis par le règlement.
Le règlement décrit ensuite une période de montée en puissance. D’ici août 2025, les secteurs du pétrole et du gaz et du charbon doivent quantifier les sources d’émissions de méthane à l’aide de facteurs d’émission génériques ; d’ici 2026, le règlement exige une mesure directe. En août 2028, le règlement atteint sa phase finale : quantification des émissions au niveau des sources pour les actifs non exploités et mesures annuelles au niveau des sites.
Échéances de reporting pour les importations
Le chapitre 5 porte sur les importations de combustibles fossiles dans l’Union européenne et précise les échéances auxquelles les importateurs doivent entreprendre des actions spécifiques afin de garantir que les importations respectent à la fois les exigences MMRV définies et les normes d’intensité de méthane, qui seront en place d’ici 2029 (figure 2).
Il est à noter que l’EUMR n’a pas encore défini ses propres normes techniques en matière de mesure et de quantification, de LDAR et de spécifications des équipements. Il renvoie plutôt les opérateurs aux meilleures orientations techniques disponibles au 4 août 2024 (date d’entrée en vigueur du règlement), en s’appuyant sur les lignes directrices prescrites par l’Oil & Gas Methane Partnership (OGMP) 2.0 du Programme des Nations Unies pour l’environnement (PNUE). La première échéance clé est mai 2025, lorsque les importateurs de combustibles fossiles doivent fournir aux autorités de chaque État membre les informations prévues à l’annexe IX du règlement. Les exigences de l’annexe IX incluent le nom et l’adresse de l’exportateur, le niveau auquel le producteur de combustibles fossiles mesure les émissions, le nom du vérificateur indépendant tiers, et plus encore.
Exigences en matière de détection et de réparation des fuites (LDAR)
Le règlement établit des exigences en matière de détection et de réparation des fuites (LDAR), imposant aux opérateurs industriels de soumettre un programme LDAR aux régulateurs d’ici le 5 mai 2025, ou dans les 6 mois suivant le début des opérations pour les nouveaux sites.
Les campagnes LDAR sont classées en type 1 (grosses fuites) et type 2 (petites fuites). Les différents types impliquent des échéances variables pour la réalisation des campagnes, selon le type d’équipement. La Commission précisera le seuil minimal de détection et les techniques à déployer pour la détection des fuites d’ici le 5 août 2025. D’ici là, il est conseillé aux opérateurs d’utiliser les meilleures technologies et techniques de détection disponibles, conformément aux spécifications du fabricant en matière d’exploitation et de maintenance.
Le dégazage et le torchage de routine sont interdits, sauf en cas d’urgence ou de dysfonctionnement. Le règlement prévoit certaines dérogations pour le torchage et le dégazage dans des cas strictement nécessaires, inévitables et ne pouvant être éliminés pour des raisons de sécurité.
Un élément clé de l’EUMR est l’exigence que les rapports annuels soient vérifiés par un tiers approuvé, accrédité pour auditer et vérifier les soumissions des opérateurs avant leur transmission à l’autorité compétente de chaque État membre. Le règlement autorise également chaque État membre à infliger des sanctions en cas d’infraction, « effectives, proportionnées et dissuasives », pouvant atteindre 20 % du chiffre d’affaires de l’année précédente.
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Implications pour l’industrie mondiale
Si la liste des parties prenantes qui suivent ce règlement est longue (figure 3), les producteurs de pétrole brut et de gaz naturel — et les pays où ils opèrent — doivent prêter une attention particulière aux échéances et aux actions prescrites par le règlement, ainsi qu’aux effets d’entraînement sur les réglementations mondiales.
L’EUMR pourrait déclencher une vague de protocoles MMRV et d’activités visant à définir de nouvelles normes. Le règlement exige que les pays tiers établissent une équivalence MMRV qui, si elle est reconnue, exonère les producteurs de ce pays de l’obligation de reporting prévue par le règlement. Toutefois, l’établissement de l’équivalence exige que les pays tiers « disposent et appliquent » un cadre réglementaire MMRV au moins équivalent à celui appliqué au sein de l’UE, et impose une vérification par un tiers. Au moment de la rédaction de cet article, aucun pays n’a établi d’équivalence.
Un examen des principaux importateurs de pétrole brut et de gaz naturel vers l’Union européenne met en évidence les pays — et, par extension, les producteurs qui s’y trouvent — qui doivent agir immédiatement pour s’assurer que leurs normes MMRV répondent aux spécifications de l’EUMR. La figure 4 présente les principales sources d’importations de pétrole brut, tandis que la figure 5 montre les principaux fournisseurs de gaz naturel de l’UE. Les États-Unis sont un acteur clé dans les deux catégories, en particulier pour le gaz, avec près de 20 % des importations provenant des États-Unis. En 2023, les États-Unis ont fourni plus de 50 % des 120 milliards de mètres cubes (bcm) d’importations de GNL de l’UE1.
Alors que l’UE cherche à établir une base de données mondiale sur la transparence du méthane d’ici 2026, il est important que les pays importateurs et les opérateurs prennent les mesures nécessaires pour détecter et réduire les émissions de méthane au sein de leurs juridictions.
Quelles incertitudes subsistent ?
Maintenant que l’EUMR est en vigueur, tous les regards se tournent vers sa mise en œuvre et son application. Le règlement lui-même ne comporte pas encore des éléments essentiels à son exécution, qui doivent être établis rapidement afin d’assurer une mise en œuvre efficace. Par exemple :
- Les autorités compétentes au sein de chaque État membre doivent être établies.
- Les normes techniques et prescriptions doivent encore être élaborées.
- Les normes relatives aux équipements ne sont pas déterminées.
- Les organismes de vérification doivent encore être certifiés.
- Les paramètres d’application ne sont pas exactement clairs, au mieux.
Toutes ces questions restent ouvertes pour l’industrie qui cherche à s’assurer qu’elle répond aux exigences du règlement.
Des défis se profilent également pour l’industrie et les gouvernements au-delà des frontières de l’Union européenne. Le plus pressant est le processus d’établissement de l’équivalence. Compte tenu des disparités en matière de maturité réglementaire, on peut imaginer que le niveau de complexité pour créer une équivalence variera d’un pays à l’autre. Par exemple, les États-Unis ont réalisé des progrès significatifs dans la réglementation des émissions de méthane avec les règles Quad-O b/c, qui ont introduit le Super Emitter Program et la Waste Emissions Charge (WEC). Ils ont également finalisé des amendements à Subpart W, qui visent tous à réduire le méthane et d’autres émissions de gaz à effet de serre dans l’industrie pétrolière et gazière américaine.
Cependant, il reste à voir si l’UE considérera ces efforts comme équivalents à l’EUMR, ou si l’UE exigera que les États-Unis introduisent une vérification par un tiers et une réconciliation au niveau des sources ou des sites, qui constituent des différences clés entre l’EUMR et la réglementation américaine. La question des produits co-mélangés est majeure, avec la difficulté de déterminer l’intensité de méthane pour chaque flux d’approvisionnement, aggravée par le fait que la méthodologie permettant de fixer une intensité maximale n’est pas encore définie.
Malgré ces incertitudes persistantes, les opérateurs au sein de l’UE et des pays tiers ne peuvent pas rester inactifs alors que les échéances des premières exigences approchent. Ils devraient plutôt commencer à se préparer à répondre à ces exigences en s’appuyant sur les meilleurs cadres et technologies disponibles.
Comment l’industrie peut se préparer à un nouveau paysage réglementaire
La première étape pour être prêt consiste à comprendre de manière exhaustive l’empreinte des émissions — leur intensité et leurs sources. Aujourd’hui, des technologies innovantes permettent de quantifier des émissions qui n’étaient auparavant évaluées que par des estimations ou des formules, en fournissant des informations exploitables sur la source exacte d’une émission.
Solutions technologiques
- Les technologies de surveillance par avion, drones et satellites joueront toutes un rôle clé pour fournir aux opérateurs industriels les données sur les émissions dont ils ont besoin pour répondre aux exigences.
- Les satellites de cartographie régionale peuvent alerter les opérateurs en cas d’événements importants ou de super-émissions.
- Les technologies de drones peuvent localiser précisément les fuites identifiées.
- Les satellites à haute résolution comme ceux de GHGSat peuvent offrir une capacité de surveillance régulière avec des taux de revisite élevés et des données détaillées au niveau des installations.
GHGSat a constaté un impact concret de ces collaborations technologiques. Sa constellation de satellites à haute résolution permet des revisites quasi quotidiennes, ce qui permet aux opérateurs de surveiller en continu et d’identifier les sources exactes des fuites. Par exemple, grâce à un partenariat avec l’Oil & Gas Climate Initiative (OGCI), la constellation de GHGSat a aidé des opérateurs au Moyen-Orient — notamment en Algérie, au Kazakhstan et en Égypte — à réduire des panaches de méthane avec un taux d’émissions moyen combiné de 3 200 kg/h. GHGSat a fourni des données satellitaires à haute résolution permettant de remonter les panaches de méthane jusqu’au pipeline responsable ou à une autre source, afin que les opérateurs puissent traiter rapidement les fuites, répondre aux exigences réglementaires et réduire les pertes financières.
Ces types de technologies sont disponibles dès aujourd’hui pour les opérateurs qui cherchent à garantir leur conformité face à l’évolution des réglementations — la capacité à détecter et à quantifier les émissions est fondamentale pour répondre aux exigences à venir.
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