LNG z wielu źródeł. Kto odpowiada za emisje metanu, których importer nie może sprawdzić?

W 2025 r. Unia Europejska sprowadziła rekordowe 146 mld m³ gazu w postaci LNG. Za każdym ładunkiem kryje się jednak historia, której nie widać w dokumentach przewozowych. Gaz może pochodzić z wielu złóż, a po drodze nieraz zmienia właściciela. Unijne przepisy wymagają od importerów informacji o emisjach metanu podczas produkcji, choć nie zawsze mają oni kontakt z producentami. Teraz Bruksela rozważa przesunięcie części terminów. Jak udokumentować pochodzenie gazu, jeśli nawet sprzedawca nie zna wszystkich jego dostawców? Czy wiarygodność danych o emisjach zacznie decydować o wyborze LNG?

Jeden tankowiec, kilku producentów. Skąd wziąć dane o emisjach?

Jest chłodna, listopadowa noc, ale pracownicy terminala nie śpią, czekają na dostawę. Wtem, spośród morskiej mgły wyłania się, niczym statek-widmo tankowiec z ładunkiem LNG. Oczekujący nań pracownik za chwilę otrzyma dokumentację, przejrzy ją i odczyta z niej port załadunku, ilość paliwa i nazwę sprzedawcy. Ale nie dowie się przez ile gazociągów wcześniej przepływał surowiec i z jakich różnych źródeł tam trafiał. W terminalu, z którego tankowiec wypłynął, mieszaninę tę schłodzono do ok. minus 162 stopni Celsjusza, a następnie załadowano na statek.

Jeden ładunek może więc pochodzić od wielu producentów. Każdy korzysta z innych urządzeń, inaczej kontroluje wycieki i nie zawsze ujawnia dane w takim samym zakresie. W handlu międzynarodowym to poważne utrudnienie. Wg International Gas Union w 2025 r. światowy handel LNG osiągnął rekordowe 437 mln ton, o 6,3 proc. więcej niż rok wcześniej.

Sytuacja komplikuje się przy zakupach z udziałem pośredników. Przedsiębiorstwo handlowe może nabywać gaz od różnych producentów i korzystać ze wspólnej infrastruktury, nie przekazując importerowi pełnej historii paliwa. Sam kraj eksportu nie wystarczy. Potrzebna jest też wiedza o faktycznych producentach oraz sposobach wykrywania i ograniczenia wycieków.

Importer odpowiada za informacje, choć nie zarządza odwiertami

Rozporządzenie UE 2024/1787 ustanowiło obowiązki dot. emisji metanu w energetyce, także w odniesieniu do gazu sprowadzanego spoza Unii. Przyjęto je 13 czerwca 2024 r., a nieco ponad miesiąc później opublikowano w Dzienniku Urzędowym UE. Art. 27 wprowadza coroczne sprawozdania, a pierwszy termin upłynął 5 maja 2025 r. Drugie sprawozdanie, obejmujące dane za 2025 r. należało złożyć do 31 maja 2026 r. Kolejny termin przypada 31 maja 2027 r. i dot. danych za rok 2026.

Zakres wymaganych informacji określa załącznik IX. Chodzi m.in. o producentów, kraje pochodzenia, systemy pomiarowe, niezależną weryfikację oraz działania ograniczające emisje. Importer zwykle nie zarządza odwiertami. Nie sprawdzi więc osobiście wszystkich zaworów, sprężarek czy urządzeń pomiarowych.

Komisja Europejska wskazuje, że dane trzeba pozyskiwać za pośrednictwem kontrahentów, również wtedy, gdy gaz kupowany jest od firm handlowych. Gdy informacji brakuje, przedsiębiorstwo powinno wyjaśnić przyczyny takiego stanu rzeczy i wykazać, jakie działania podjęło, aby zdobyć informacje. Tak więc sama faktura nie wystarczy, potrzebne są jeszcze ustalone zasady wymiany informacji na kolejnych etapach dostaw.

Terminy od 2027 r. mogą się zmienić

Unijne wymogi mają być wprowadzane stopniowo. Najpierw importerzy zbierają informacje, później muszą potwierdzać jakość systemów służących do ustalania emisji. Rok 2027 przyniesie kolejny etap. Od 1 stycznia importerzy powinni wykazywać równoważność systemów monitorowania, raportowania i weryfikacji, nazywanych MRV, ze standardami unijnymi.

Wymóg obejmuje umowy zawarte lub odnowione od 4 sierpnia 2024 r. W przypadku starszych kontraktów importerzy mają podejmować wszelkie uzasadnione starania, by uzyskać wymagane informacje. Potem przyjdzie czas na raportowanie. Od 5 sierpnia 2028 r. ma ono obejmować intensywność emisji metanu. Od 30 sierpnia 2030 r. znaczenia mają nabrać maksymalne dopuszczalne wartości tego wskaźnika.

Harmonogram wciąż może się zmienić. 14 października 2026 r. KE przedstawiła projekt nowelizacji COM(2026) 569, który przewiduje odroczenie wybranych obowiązków. Wg tej propozycji równoważność systemów MRV po raz pierwszy należałoby wykazać do 31 maja 2029 r. za dostawy z 2028 r. Raportowanie intensywności emisji rozpoczęłoby się 5 sierpnia 2029 r.

Z kolei wymóg przestrzegania maksymalnych wartości miałby obowiązywać od 5 sierpnia 2031 r. Projekt zachowuje datę 5 sierpnia 2030 r. jako granicę dla umów objętych przyszłymi limitami. Art. 27 pozostałby bez zmian, jednak póki co jest to propozycja, nie obowiązujące prawo.

PE proponuje jeszcze dłuższe odroczenie

22 października 2026 r. Parlament Europejski poparł dalsze przesunięcie części terminów. Za jego stanowiskiem głosowało 341 europosłów, przeciw było 225, a 6 wstrzymało się od głosu. Importerzy zyskaliby trzy dodatkowe lata. Na wykazanie równoważności systemów MRV mieliby czas do 31 maja 2031 r. Również raportowanie intensywności emisji miałoby rozpocząć się później, bo 5 sierpnia 2031 roku.

PE przewidział także osobne zabezpieczenia. Dot. paliw z państw objętych odpowiednimi, unijnymi sankcjami importowymi. Dłuższe terminy nie obejmowałyby takich dostaw. W przypadku gazu mieszanego importer musiałby osobno wykazać ich ilość.

Gaz z kilku złóż. Czy wystarczy wyliczyć średnią?

Możemy założyć, że 60 proc. dostawy pochodzi od producenta A, natomiast 40 proc. od producenta B. W przypadku producenta A emisje metanu odpowiadałyby 0,2 proc. wydobytego gazu, zaś u producenta B byłby to 1 proc. Średnia ważona wynosi w takim przykładzie:

(0,002 x 0,6) + (0,01 x 0,4) = 0,0052

Wychodzi więc 0,52 proc. Warunkiem jest jednakowa podstawa obliczenia obu wskaźników. To prosty przykład. Pokazuje, dlaczego udział poszczególnych producentów ma znaczenie.

Nie jest to jednak gotowa metoda rozliczenia wymagana przez unijne przepisy. Przy rzeczywistym obliczaniu intensywności emisji trzeba uwzględnić odpowiednią metodologię, okres produkcji oraz zakres pomiarów. A jeśli drugi producent nie odpowiada? Wtedy nie można po prostu przyjąć wyniku drugiego. Takie uproszczenie mogłoby poważnie zaniżyć emisje.

Nie trzeba śledzić każdej cząsteczki gazu

Przypisanie danych do konkretnych dostaw jest szczególnie trudne, gdy gaz miesza się w sieciach i terminalach. Komisja Europejska odniosła się do tego w zaleceniu 2026/1834, przyjętym 20 lipca i opublikowanym 24 lipca 2026 r. Śledzenie pojedynczych cząsteczek nie jest wymagane. KE dopuszcza natomiast dwa sposoby dokumentowania pochodzenia gazu, tj. śledzenie informacji przez kolejne transakcje oraz certyfikację.

W pierwszym przypadku dokumenty przypisuje się do określonej ilości gazu i przekazuje wraz z informacjami o kolejnych transakcjach. W drugim uprawiony podmiot potwierdza, że producent przedstawił wymagane dowody. Importer może posłużyć się takim potwierdzeniem. Nie oznacza to jednak, że certyfikat automatycznie dowodzi zgodności z przepisami.

Komisja stawia wyraźnie warunki, taki jak ten, że kraj wskazany w dokumentacji musi być rzeczywistym krajem produkcji. Z kolei potwierdzenia mają dot. konkretnych ilości paliwa i okresów. Tych samych dokumentów nie wolno nadużywać. Nie można przypisywać ich do większego wolumenu niż odpowiadający im import. Dlatego potrzebne są rejestry, zabezpieczenia przed wielokrotnym użyciem potwierdzeń i niezależna kontrola. Ocenę przeprowadzają właściwe organy krajowe.

Satelity wykryją wycieki, lecz nie zmierzą wszystkiego

Metan ulatnia się m.in. przez nieszczelne zawory, sprężarki i połączenia instalacji. Bywa też celowo uwalniani podczas niektórych prac. Niecałkowite spalanie także powoduje emisje. Wg Międzynarodowej Agencji Energetycznej sektor energii odpowiada za ok. 40 proc. emisji metanu wywołanych działalnością człowieka.

Ograniczenie tych strat może szybko zmniejszyć emisje. Niekiedy pozwala też odzyskać gaz, który w innym przypadku zostałby utracony. Pomagają w tym różne urządzenia. Wycieków szuka się za pomocą czujników, specjalistycznych kamer i pomiarów prowadzonych bezpośrednio przy instalacjach. Coraz częściej wykorzystuje się także satelity.

Obserwacje z orbity pomagają dostrzec duże wycieki. Nie wykrywają jednak wszystkich mniejszych emisji i nie zapewniają nieprzerwanej kontroli każdego obiektu. Potrzeba zatem kilku niezależnych źródeł informacji. Wyniki pomiarów przy urządzeniach warto zestawić z danymi dot. całych instalacji, a zauważone różnice wyjaśnić.

Takie podejście rozwija inicjatywa Oil and Gas Methane Partnership 2.0, która promuje raportowanie oparte na pomiarach, zamiast samych szacunków. Na znaczenie niezależnych obserwacji zwraca też uwagę Program Środowiskowy ONZ w raporcie „An Eye on Methane 2025”. Importer potrzebuje czegoś więcej. Musi znać metodę i zakres pomiaru, a także wiedzieć, kto niezależnie zweryfikował jego wyniki.

W umowie trzeba zabezpieczyć nie tylko cenę i dostawy

Cena, ilość paliwa i terminy dostawy nadal pozostają podstawą negocjacji. Przepisy metanowe dołożyły jednak kolejny obszar odpowiedzialności. Importer sam nie zbierze wszystkich danych, dlatego odpowiednie postanowienia umowne stają się istotnym zabezpieczeniem.

KE przedstawiła przykładowe klauzule w zaleceniu 2026/1834. Dot. one obowiązków stron i przekazywania dowodów zgodności z wymaganiami. Najważniejszy jest zakres przekazywanych informacji. Umowa powinna wskazywać terminy ich dostarczania i określać odpowiedzialność sprzedawcy za ewentualne braki. Przydatne są również procedury uzupełniania dokumentów, niezależnej kontroli i wyjaśnienia rozbieżności.

Szczególne znaczenie ma odpowiedzialność pośredników. Sprzedawca, który sam nie wydobywa gazu, powinien zapewnić sobie możliwość uzyskania informacji od producentów. To wymaga zapisów w umowach. Obowiązki te warto przewidywać na kolejnych etapach handlu gazem. Kontrakt może także określać skutki przekazania nieprawdziwych danych, choć nie wszystkie takie zabezpieczenia wynikają wprost z rozporządzenia i wymagają negocjacji.

Pozostaje jeszcze kwestia poufności. Producent nie zawsze zechce ujawnić szczegółowe dane handlowe każdemu uczestnikowi dostawy. Pomóc może niezależny kontroler. Sprawdziłby dokumenty, mając ograniczony dostęp do wrażliwych informacji handlowych. Ważne, by poufność nie uniemożliwiała potwierdzenia emisji.

Łagodniejsze podejście do kar to nie jest zniesienie obowiązków

Obawy dot. kosztów dostosowania i dostępności paliwa skłoniły Komisję do złagodzenia podejścia do egzekwowania przepisów. W zaleceniu 2026/1835 z 20 lipca 2026 r. zarekomendowała państwom członkowskim niewymierzanie kar za naruszenia obowiązków przypadających za lata 2027-2029. Wyjątkiem są naruszenia o charakterze oszukańczym. KE jednocześnie zachęca do dalszego nadzorowania postępów inwestorów.

Trzeba rozróżnić to zalecenie od twardej zmiany prawa. Nie jest ono wiążącą nowelizacją i samo nie przesuwa żadnego terminu. Nie oznacza także zawieszenia obowiązków. Taką zmianę przewiduje dopiero projekt przedstawiony w październiku, którego los pozostaje otwarty.

W uzasadnieniu projektu Komisja wskazała na zakłócenia dostaw energii związane z kryzysem na Bliskim Wschodzie, w tym trudności z transportem przez Cieśninę Ormuz. To jeden z powodów dyskusji o dodatkowym czasie dla przedsiębiorstw. Dyskusja nie dot. porzucenia regulacji lecz sposobu wdrażania wymagań i czasu potrzebnego do ograniczenia emisji metanu. Importerzy nadal muszą przestrzegać obowiązujących zasad.

Czy lepsze dane o emisjach pomogą sprzedać LNG?

O zakupie gazu w dużej mierze decyduje cena. Rosną jednak koszty i ryzyka związane z dokumentowaniem emisji. Dlatego liczy się jakość danych. Importerzy mogą coraz uważniej oceniać nie tylko koszt paliwa i transportu, lecz także dostępność dokumentacji oraz wiarygodność pomiarów. Producent, który potrafi je rzetelnie udokumentować, ułatwia odbiorcy spełnienie obowiązków. Brak danych budzi pytania i niepewność.

Może to zmienić przebieg negocjacji i sprzyjać długoterminowej współpracy z dobrze przygotowanymi dostawcami. Nie ma jednak podstaw, by zakładać jednolitą premię cenową za LNG z potwierdzonymi danymi o emisjach. Jednolitej stawki nie można wskazać. Wiarygodna dokumentacja jest potencjalną przewagą, nie gwarancją wyższej ceny.

Warto przy tym odróżniać emisje samego metanu od całkowitego śladu klimatycznego LNG. Ten drugi obejmuje również dwutlenek węgla i pozostałe gazy cieplarniane. IEA zbadała łańcuch dostaw, uwzględniający wydobycie, przetwarzanie, transport, skraplanie i ponowne przekształcenie LNG w gaz. Na podstaw danych za 2025 r. oszacowała ich globalną średnią intensywność na 18,6 g ekwiwalentu CO₂/MJ dostarczonego LNG. Nie obejmuje jednak spalania u odbiorcy.

Nie wolno traktować go jak unijnego limitu emisji metanu podczas wydobycia. Opisuje szerszy zakres oddziaływania na klimat. O znaczeniu danych zdecyduje praktyka handlowa i ostateczny kształt przepisów. Obie kwestie pozostają otwarte.

O przyszłości handlu LNG rozstrzygną również dokumenty

Najtrudniejsze zadanie importera nie polega na wypełnieniu formularza. Chodzi o zebranie rzetelnych informacji od producentów i pośredników, często oddalonych od europejskiego odbiorcy o kilka etapów handlowych. Unijne zalecenia pomagają uporządkować dokumenty. Nie zastąpią jednak pomiarów, niezależnej weryfikacji i współpracy wszystkich uczestników dostaw.

Październikowe propozycje przesunięcia terminów pokazują, jak trudno wdrożyć nowe wymagania. Nie usuwają jednak zasadniczego problemu. Ważna staje się jakość informacji. Obok ceny i bezpieczeństwa dostaw coraz większego znaczenia mogą nabierać wiarygodne dane o emisjach. Przewagę mogą zdobyć te przedsiębiorstwa, które nie tylko potrafią dostarczyć gaz, ale też wiarygodnie udokumentować jego pochodzenie i emisje związane z produkcją.

---

Michał Krajniak

Dziennikarz analityczny, który patrzy na energetykę przez pryzmat polityki i gospodarki. Opisuje wyzwania sektora oraz przygląda się postępującym trendom rynkowym.