Methanemissionen quantifizieren
Für die MEVO-Umsetzung reicht es nicht, Leckagen nur zu finden. Sie müssen Messwerte für Berichte und Nachweise quantifizierbar und übernehmbar aufbereiten. Unser kostenloser Emissionsrechner unterstützt Sie bei der Quantifizierung von Gasaustritten bei der Prüfung freiverlegter Leitungen und Anlagen.
- Geben Sie die Methanmesswerte ein
- Lassen Sie sich die Methanemissionen sofort in g/h und in l/h anzeigen
- Laden Sie die Ergebnisse direkt als CSV-File herunter
- Übernehmen Sie die Werte einfach und bequem in Ihren EU-Methanemissionsbericht
In Kürze werden Sie auf dieser Seite auch eine Lösung für die Quantifizierung an erdverlegten Leitungen finden.
Fahrzeuggestützte Rohrnetzüberprüfung
Mit der EU-Methanemissionsverordnung verkürzen sich die Prüfzyklen für erdverlegte Gasleitungen. Große Netzabschnitte müssen häufiger und lückenlos auf Methanemissionen kontrolliert werden. Der LaserGasPatroller LGP 800 und LGP 900 unterstützen Sie dabei, diese Anforderungen wirtschaftlich zu erfüllen: Die laserbasierten Systeme detektieren Methan-Leckagen während der Fahrt, verknüpfen Gasindikationen mit Leitungsabschnitten und erfassen alle relevanten Messdaten automatisch für Ihre LDAR- und Emissionsberichte. So wird Fahrzeit zu Prüfzeit – und Sie schaffen die Grundlage für rechtssichere Dokumentation im Sinne der MEVO.
LDAR-Programm
Die EU-Methanemissionsverordnung gibt vor, dass Fernleitungs- und Verteilnetzbetreiber einen jährlichen Emissionsbericht vorlegen müssen, in dem die Methanemissionsmengen dokumentiert werden.
Darüber hinaus sind Sie dazu verpflichtet, ein LDAR-Programm (Leak Detection and Repair) einzureichen. Hierbei handelt es sich um einen verbindlichen Plan zur systematischen Leckerkennung und Reparaturen von Gasinfrastrukturen. In Ihrem LDAR-Programm legen Sie fest, welche Anlagen in welchen Intervallen mit welchen Messgeräten und Methoden überwacht werden, damit Lecks identifiziert, repariert und dokumentiert werden können.
Das LDAR-Programm unterscheidet zwischen den LDAR-Untersuchungen Typ 1 und Typ 2:
- Typ 1: Dies betrifft die Detektion großer Leckagen an Leitungen, Armaturenstationen und Gasdruckregelanlagen mit einem Druck >16 bar. Es werden gröbere Messmethoden genutzt, die daher häufiger durchgeführt werden müssen.
- Typ 2: Diese Untersuchung betrifft Gasversorgungsleitungen mit einem Druck von ≤ 16 bar und setzt genauere Messmethoden voraus.
Um Sie bei der Erstellung Ihres LDAR-Programms bestmöglich zu unterstützen, haben wir die notwendigen Informationen für Ihre SEWERIN-Geräte zusammengestellt.
Häufig gestellte Fragen zur EU-Methanverordnung
Abfackeln & Entlüften
Neben Lecksuche setzt die EU-Methanemissionsverordnung auch auf die Reduzierung von vermeidbaren Methanemissionen, zum Beispiel aus Betriebs- und Arbeitsprozessen. Das bedeutet, dass das Entlüften und Abfackeln von Restgasten zwar eigentlich untersagt ist, es jedoch auch Ausnahmen gibt. Ist das Entlüften oder Abfackeln aus technischen oder sicherheitsrelevanten Gründen unvermeidbar, dann ist das Abbrennen von Restgasen erlaubt, unterliegt jedoch Nachweis- und Berichtspflichten. Ein unkontrollierte Freisetzung von Gasen kann dadurch vermieden werden. Mit den Gasfackeln DN 25 oder DN 50 können Sie Restgasmengen kontrolliert abfackeln und diese flexibel einsetzen.
Webinare
Wir bieten Ihnen regelmäßig Webinare über Neuigkeiten zur EU-Methanemissionsverordnung an, um Sie bestmöglich bei der Umsetzung zu unterstützen. Aktuelle Seminare und Termine finden Sie hier:
Derzeit gibt es keine anstehende Webinare.
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Vergangene Webinare:
Hintergrund: Von Sicherheit zu Emissionsreduktion
Die EU-Methanemissionsverordnung bildet einen zentralen Baustein des europäischen "Fit for 55"-Pakets, um die gesetzten Klimaziele zu erreichen. Hierfür müssen die Treibhausgasemissionen innerhalb der EU bis 2030 um 55 Prozent gesenkt werden. Die EU-Methanemissionsverordnung hat das Ziel, die Methanemissionen innerhalb der EU zu senken. Während bislang die Sicherheit von Gasleitungen und Gasanlagen im Vordergrund stand, rückt nun zusätzlich die systematische Reduktion von Methanemissionen in den Fokus der regulatorischen Vorgaben.
Bisherige Praxis nach DVGW-Regelwerk
Im Bereich der Gasverteilung folgt das bestehende DVGW-Regelwerk einer klar sicherheitsorientierten Logik. Grundsätzlich gilt jede Leckstelle als potenzielles Sicherheitsrisiko, wobei das Gefährdungspotenzial unterschiedlich bewertet wird. Maßgeblich sind dabei insbesondere die unterirdische Gasausbreitung sowie die Nähe zu Bauwerken.
Auf Basis dieser Bewertung werden Leckstellen klassifiziert und entsprechend ihrer Gefährdung priorisiert instandgesetzt. Die Prüfintervalle orientieren sich unter anderem an der Schadenshäufigkeit einer Leitung sowie an Faktoren wie Material und Betriebsdruck. Treten an einer Gasleitung nur selten Leckstellen auf, verlängern sich die Überprüfungszyklen entsprechend.
Die Überprüfung selbst erfolgt durch qualifizierte Fachkräfte, die das gesamte Gasrohrnetz einschließlich der Netzanschlussleitungen systematisch kontrollieren.
Emissionsreduktion im Fokus
Mit der EU-Methanemissionsverordnung verschiebt sich der Schwerpunkt der Bewertung. Hintergrund ist die Erkenntnis, dass 0,2 % der Leckagen 80 % Methanemissionen verursachen. Vor diesem Hintergrund konzentrieren sich die regulatorischen Anforderungen verstärkt auf das schnelle Auffinden und Beseitigen besonders emissionsstarker Leckstellen.
Ziel ist es, große Emissionsquellen frühzeitig zu identifizieren und zeitnah zu beheben. Daraus resultieren verkürzte Prüfzyklen im Vergleich zur bisherigen sicherheitsgetriebenen Praxis. Während Überprüfungsintervalle bislang mehrere Jahre betragen konnten, ist künftig von deutlich häufigeren Kontrollen auszugehen.
Technische Umsetzung und Ausblick
Nach aktuellem Stand können die bisher für die sicherheitstechnische Überprüfung zugelassenen Geräte grundsätzlich auch zur Umsetzung der Anforderungen der EU-Methanemissionsverordnung eingesetzt werden. Allerdings werden derzeit auf fachlicher Ebene zusätzliche Messmethoden, weiterentwickelte Quantifizierungsverfahren sowie angepasste Messstrategien diskutiert.
Für Betreiber bedeutet dies, bestehende Prozesse und eingesetzte Messtechnik frühzeitig zu überprüfen und gegebenenfalls weiterzuentwickeln, um sowohl aktuelle als auch zukünftige Anforderungen zuverlässig zu erfüllen. Um diese Anforderungen strukturiert umzusetzen, sieht die EU-Methanemissionsverordnung die Einführung systematischer LDAR-Programme (Leak Detection and Repair) vor. Sie bilden den organisatorischen Rahmen, um Methanemissionen regelmäßig zu erfassen, zu bewerten und fristgerecht zu beheben.
Tipps für die Umsetzung
Stand 9. September 2024
TIPP 1: Schauen Sie sich ruhig einmal die OGMP 2.0 an. Diese zeigt die Richtung auf.
Grundsätzlich unterscheidet das LDAR-Programm – abhängig von den eingesetzten Messmethoden und geltenden Reparaturgrenzwerten – zwischen LDAR-Untersuchungen Typ 1 und Typ 2. Typ 1-Untersuchungen nutzen gröbere Messmethoden, werden deshalb häufiger durchgeführt und zielen auf die Detektion großer Leckagen an Leitungen, Armaturenstationen und Gasdruckregelanlagen mit einem Druck >16 bar. Für die Gasversorgungsleitungen mit einem Druck von ≤ 16 bar wird die LDAR-Untersuchung Typ 2 eingesetzt. Sie setzt genauere Messmethoden voraus.
Für den ersten Emissionsbericht dürfen Daten aus den vergangenen zwei Jahren vor Inkrafttreten der Verordnung genutzt werden.
Sofort repariert werden muss ab den folgenden festgestellten Methanemissionen:
Bei LDAR-Untersuchungen von Typ 1: 7.000 ppm oder 17 g/h
Bei LDAR-Untersuchungen von Typ 2:
- 500 ppm oder 1g/h für oberirdische Komponenten und Überwasser-Offshore-Komponenten
- 1.000 ppm oder 5g/h für LDAR-Untersuchungen bei unterirdischen Komponenten – also Rohrleitungen und Armaturen.
(ME-VO Artikel 14, 8)
TIPP 2: Zentrale Abschnitte der EU-Verordnung für Netzbetreiber sind Artikel 12, 14, 32 und Anhang I.
Weil Leckagen an Netzanschlussleitungen signifikant geringere Methanemissionsraten aufweisen als Leckagen an Versorgungsleitungen (energie-wasser-praxis 05/2022, S. 68), bezieht sich das LDAR-Programm ausschließlich auf Leitungen und Anlagen auf öffentlichem Grund. Netzanschlussleitungen auf Privatgelände und Industrieanlagen gehören nicht dazu.
TIPP 3: Um die Anforderungen der Prüfung zu erfüllen, dürfen Sie die Ergebnisse der sicherheitstechnischen Überprüfung nach DVGW G 465-1 der letzten beiden Jahre nutzen. (Artikel 14, 2).
Der erste Emissionsbericht unterliegt noch weniger strengen Anforderungen.
Im ersten Emissionsbericht, der bis zum 5. August 2025 vorliegen muss, sind nur für selbst betriebene gastechnische Anlagen die geschätzten Methanemissionen an der Quelle unter Verwendung von allgemeinen (generischen) Emissionsfaktoren für alle Quellen zu quantifizieren. Das heißt, hier gilt ein vereinfachtes Verfahren: Für Leckagen an Leitungen verschiedener Materialien liegen Emissionsfaktoren vor wie zum Beispiel für PE-Leitungen oder für Leitungen aus KKS-geschütztem Stahl. Die eigenen Emissionen lassen sich also in diesem Jahr noch über Multiplikation errechnen:
Beispiel:
Leitung PE in km x Emissionsfaktor PE = Emission PE
Voraussetzung ist hier also lediglich, dass Sie die Leitungen innerhalb der vergangenen 24 Monate geprüft haben bzw. noch bis zum 5. August 2025 prüfen und dass Sie die Beschaffenheit Ihres Leitungsnetzes kennen, dass Sie also wissen, wie viele Kilometer Leitung mit welchem Material verbaut sind.
Der DVGW unterstützt Sie mit dem GaWas-Tool (Gas-Wasser-Statistik-Tool) bei der Erstellung des Emissionsberichts. Für die Berechnung der Methanemissionen braucht es die folgenden Daten, die ins GaWaS-Tool eingegeben werden müssen: Leitungen in km nach Druckstufen.
Die Berechnung der Emissionen durch Permeation, also durch einfaches Entweichen durch das Material, erfolgt dann automatisch.
Für die Berechnung der Emissionen durch Leckagen sieht das im GaWaS-Tool wie folgt aus. Im Rahmen der Ereignisdaten gibt man die Anzahl der Leitungskilometer, die überprüft wurden, sowie die Anzahl gefundener Lecks ein. Auf dieser Basis werden dann die Methanemissionen wieder automatisch berechnet.
In beiden Fällen gilt: Liegen eigene, also spezifische Emissionsfaktoren vor, können diese überschrieben werden.
TIPP 4: Prüfen Sie also zeitnah Ihr Planwerk und legen Sie schon frühzeitig Überprüfungsabschnitte mit gleichen Materialien fest, denn ansonsten bestimmt das Material mit dem engsten Turnus Ihre Überprüfung.
Bei der Berechnung der Emissionen und der Erstellung des Emissionsberichts für 2025 unterstützt Sie also das Statistiktool GaWaS des DVGWs. „Das neue Tool bietet allen Unternehmen die Möglichkeit, ihren Berichtspflichten nachzukommen, und schafft gleichzeitig die von der EU-Verordnung geforderte Transparenz hinsichtlich der Methanemissionen …“, sagt Prof. Dr. Gerald Linke, Vorstandsvorsitzender des DVGW. Wie Sie das GaWaS-Tool nutzen, wird hier detailliert erklärt: GaWaS-Anleitung Methanemissionen.
TIPP 5: Nutzen Sie das GaWaS-Tool in 2025, um Ihrer Berichtspflicht nachzukommen.
In den Folgejahren verschärfen sich die Anforderungen.
Bis 5. Februar 2026 ist ein Emissionsbericht vorzulegen, in dem die Methanemissionen selbstbetriebener gastechnische Anlagen an der Quelle quantifiziert sind. Ist eine direkte Messung nicht möglich, müssen jetzt für die Berichterstattung spezifische Emissionsfaktoren verwendet werden, die auf Quantifizierungen oder Stichproben an der Quelle beruhen. Bereits 18 Monate nach Inkrafttreten der Verordnung benötigt jeder Betreiber also spezifische, d. h. unternehmensspezifische Emissionsfaktoren, die zumindest auf Stichproben an den eigenen Quellen beruhen. Offen ist, wie viel Prozent der Leitungen tatsächlich überprüft sein müssen. OGMP 2.0 gibt dazu Hinweise: Wenn die Quellen gleich sind, kann mit einigen Quellen auf den gesamten Standort hochgerechnet werden. Wir gehen davon aus, dass sich auch das DVGW-Regelwerk in diesem Punkt auf OGMP 2.0 beziehen und vermutlich eine Stichprobengröße von < 5% angeben wird.
Ab dem 5. Februar 2027 ist dann ein Emissionsbericht vorzulegen, in dem für nicht selbstbetriebene gastechnische Anlagen die Methanemissionen an der Quelle quantifiziert sind, ergänzt durch Messungen der Methanemissionen auf Standortebene, d. h. auf der Ebene von Betriebsstätten bzw. bei Rohrleitungsnetzen von Leitungsabschnitten. Laut DVGW Merkblatt G 400, 3.66 ist ein Leitungsabschnitt Teil einer Leitung mit gleichen bestandsbeschreibenden Attributen (z. B. Nennweite, Rohrwerkstoff, Rohrverbindung, Rohrumhüllung, Baujahr) oder funktionaler Trennung. Der Netzbetreiber definiert die Leitungsabschnitte anhand dieser Attribute selbst.
Zugelassene Methoden der Quantifizierung werden sein: Absaugen, Bagging, High-Flow-Sampling
Die Standards für die Quantifizierung von Methanemissionen sind noch offen. Zugelassene Methoden der Quantifizierung werden sicher sein:
Absaugen: Die Absaugmethode eignet sich für erdverlegte Leitungen. Über in den Boden eingebrachte Sonden wird die Bodenluft über Leitungen mittels einer Vakuumpumpe/eines Luftgebläses abgesaugt. Die Absaugmenge wird erfasst, auf einen Stundenwert hochgerechnet und zeitgleich im Absaugvolumen die Methankonzentration ermittelt. Liegt eine konstante Methankonzentration vor, wird aus Konzentration und Volumenstrom die Methanemissionsrate der Leckstelle an der Leitung im Boden berechnet. Bei der Messung darf an der Oberfläche keine Methankonzentration nachweisbar sein.
Bagging: Die Bagging-Methode eignet sich für oberirdische Installationen. Durch Abdichten der Gebäudehülle einer Gas-Druckregel- und Messanlage oder durch Einhausen einer Komponente bzw. eines Bauteils mit einer luftdichten Folie wird ein definierter Absaugraum hergestellt. Wichtig ist dabei, relevante Sicherheitsbestimmungen zu beachten. Aus diesem Raum wird mittels einer Vakuumpumpe/eines Luftgebläses bei Undichtigkeiten ein Methan-/Luftgemisch abgesaugt. Die Absaugmenge wird erfasst, auf einen Stundenwert hochgerechnet und zeitgleich im Absaugvolumen die Methankonzentration ermittelt. Liegt eine konstante Methankonzentration vor, wird aus Konzentration und Volumenstrom die Methanemissionsrate der Leckstelle oder einer Anlage berechnet.
High-Flow-Sampling: Die High-Flow-Sampling-Methode eignet sich für oberirdische Installationen Bei der High-Flow-Sampling-Methode (HFS) wird die Leckagestelle mit einem System, einer Art „Sauger mit Methansensor“, so stark abgesaugt, dass das gesamte aus dem Leck entweichende Gas in ein Detektionsgerät gepumpt wird. Eine Umhüllung ist damit nicht notwendig. Anhand des Durchflusses sowie der in der Probe gemessenen Methankonzentration wird die Menge des austretenden Methans gemessen.
Ab 2029 gilt der 31. Mai als jährlicher Stichtag für das Vorlegen des Berichts über selbstbetriebene und nicht selbstbetriebene gastechnische Anlagen. In Artikel 12 der EU-Methanemissionsverordnung ist weiter spezifiziert, welche Informationen diese Berichte mindestens enthalten müssen.
Im deutschen Regelwerk wird es voraussichtlich auch vom Material abhängig sein, wie oft man prüfen muss. Denn die EU-Methanemissionsverordnung gibt bereits Zeitabstände zwischen den Prüfungen vor, die vom jeweiligen Material abhängen (ME-VO Anhang I, Seite 4).
Lecks müssen schneller repariert werden.
Sicher ist jetzt schon, dass Leckstellen viel schneller repariert werden müssen als bisher, denn die EU-Methanemissionsverordnung regelt in Artikel 14, 9, dass Lecks innerhalb von 5 Tagen zu reparieren sind, spätestens nach 30 Tagen muss die Reparatur auch abgeschlossen sein. Es gibt Ausnahmefälle, diese führen jedoch zu weiteren Nachweis- und Genehmigungspflichten
TIPP 6: Stellen Sie jetzt schon sicher, wie Sie den steigenden Arbeitsaufwand für die Überprüfung, die Quantifizierung und für die Reparatur personell stemmen können.
Ausblasen und routinemäßiges Abfackeln sind grundsätzlich untersagt.
Ausblasen und Abfackeln sind nur dann erlaubt, wenn es unvermeidbar ist und zieht Berichtspflichten nach sich. Was als unvermeidbar gilt, ist in Artikel 15 der EU-Methanemissions-Verordnung klar geregelt.
Wer sich nicht an diese Anforderungen hält, muss mit einem Bußgeld rechnen. Die Höhe ist noch nicht festgelegt. Seit kurzem ist klar, dass in Deutschland die Überwachung durch die Überwachungsbehörden der Bundesländer erfolgt, die jährliche Berichterstattung der Emissionen obliegt dem Umweltbundesamt (https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/treibhausgas-emissionen/europaeische-methanverordnung#Brennstoffe).
Neben der Frage der Standards für die Quantifizierung sind noch weitere Fragen offen. Manche davon sind Detailfragen, andere schon eher grundsätzlicher Art. Ungeklärt ist beispielsweise noch, wie nah das Messgerät an der Emissionsquelle sein muss. Damit ist die Frage der zugelassenen Technologien noch in der Diskussion, auch wenn OGMP 2.0 dazu Hinweise gibt und manche Geräte-Anbieter dazu anderes suggerieren.
TIPP 7: Fangen Sie jetzt an!
Dieser Artikel versteht sich lediglich als Einschätzung und beinhaltet keine rechtsverbindliche Empfehlung.
Mehr Informationen zum Thema Methanemissionsverordnung finden Sie hier: https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/treibhausgas-emissionen/europaeische-methanverordnung
