Erste EU-weite Methan-Verordnung ((EU) 2024/1787)

Am 4. August 2024 trat die Verordnung 2024/1787 zur Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor („MethanVO“) in Kraft. Sie zielt darauf ab, die vermeidbare Freisetzung von Methan in die Atmosphäre aus erzeugter und verbrauchter Energie zu stoppen. Dabei umfasst die MethanVO neben Methanemissionen innerhalb der EU, auch die Methanemissionen aus den globalen Lieferketten, die bis zur Bereitstellung der fossilen Energie außerhalb der EU entstehen (sog. „Vorkettenemissionen“). Ein wesentlicher Grund für diese Maßnahme ist der hohe Verbrauchsanteil an importierter fossiler Energie in der EU – ganze 80 % der verbrauchten fossilen Brennstoffe der EU stammt aus Importen. Um diesem Umstand Rechnung zu tragen, enthält die Verordnung nicht nur neue umfangreiche Pflichten für Betreiber und Unternehmen aus dem Öl-, Gas- und Kohlesektor, sondern auch spezifische Vorschriften für Importeure und Erzeuger von Rohöl, Erdgas und Kohle, die in der Union in Verkehr gebracht werden. Durch diese umfassenden Regelungen soll ein bedeutender Beitrag zum Klimaschutz geleistet und die Methanemissionen nachhaltig reduziert werden.

Hintergrund und Ziele des Entwurfs

Methan ist nach Kohlenstoffdioxid („CO²“) das zweitstärkste Treibhausgas, welches für etwa ein Drittel der globalen Erderwärmung verantwortlich ist. Obwohl Methan im Vergleich zu CO² ein kurzlebiger Klimaschadstoff ist, entfaltet es über einen Zeitraum von 20 Jahren eine bis zu 85 bis 86 Mal schädlichere Wirkung als CO² und trägt zur Bildung von Ozon, einem bedeutenden und gesundheitsschädlichen Luftschadstoff, bei. Vor diesem Hintergrund betont die Europäische Kommission ("Kommission") die Notwendigkeit, (energiebezogene) Methanemissionen zu reduzieren, um sowohl die EU-Energie- und Klimaziele für 2030 als auch das langfristige Ziel der Klimaneutralität bis 2050 zu erreichen (vgl. Europäische Kommission, Mitteilung vom 14. Oktober 2020 über eine EU-Strategie zur Verringerung der Methanemissionen COM (2020) 663 final, S. 1; Europäische Kommission, Mitteilung vom 11. Dezember 2019 „Der europäische Green Deal“, COM (2019) 640 final). Im Kontext des europäischen Green Deals hat die Kommission daher im Oktober 2020 eine Strategie zur Minderung der Methanemissionen in den Bereichen Energie, Landwirtschaft und Abfall („EU-Methanstrategie“) verabschiedet. Die EU-Methanstrategie umfasst Maßnahmen zur Verringerung der Methanemissionen in Europa und auf globaler Ebene, einschließlich Vorschlägen für legislative und nicht-legislative Maßnahmen in den jeweiligen Sektoren. Die Erzeugung und Nutzung fossiler Brennstoffe macht in diesem Kontext ein Viertel bis ein Drittel der weltweiten durch menschliche Tätigkeiten verursachten Methanemissionen aus. Ein zentraler Bestandteil der Umsetzung der EU-Methanstrategie ist daher die MethanVO, die erstmalig EU-weite Vorschriften zur Eindämmung von Methanemissionen im Energiesektor festlegt. Durch diese Maßnahme soll sowohl zur Verlangsamung des Klimawandels als auch zur Verbesserung der Luftqualität beigetragen werden.

Wer ist betroffen?

Die MethanVO legt verschiedene Pflichten für 

• Anlagenbetreiber und Unternehmen des Öl- und Gassektors, 
• Bergwerksbetreiber des Kohlesektors, sowie 
• Importeure und Erzeuger von Rohöl, Erdgas und Kohle, die in der Union in Verkehr gebracht werden,

fest. Der Unternehmensbegriff des Art. 2 Nr. 23 MethanVO umfasst dabei die gesamte Energieversorgungskette, beginnend mit der vorgelagerten Exploration und Produktion von Öl, über die Sammlung und Verarbeitung von fossilem Gas, bis hin zur Fernleitung, Verteilung und Untertagespeicherung von Gas.

Pflichten für den Öl- und Gassektor
Mess- und Berichtserstattungspflichten

Unternehmen müssen Systeme zur Quantifizierung und Berichterstattung von Methanemissionen einrichten. Dies umfasst die Erstellung und Einreichung von Berichten über Methanemissionen an der Quelle und auf Standortebene.

Betreiber und Unternehmen unterliegen der jährlichen Pflicht, den zuständigen Behörden einen geprüften Bericht über die Quantifizierung von Methanemissionen an der Quelle (Komponente oder eine geologische Struktur, aus der beabsichtigt oder unbeabsichtigt, intermittierend oder permanent Methan in die Atmosphäre freigesetzt wird) des vorangegangenen Kalenderjahrs vorzulegen. Diese Pflicht ist erstmalig bis zum 5. Februar 2026 (bzw. 5. Februar 2027 für nicht selbst betriebene Betriebseinheiten) zu erfüllen. Ab dem Folgejahr und danach jährlich sind diesem Bericht zudem Messungen der Methanemissionen auf Standortebene beizufügen sowie Vergleiche zwischen der Quantifizierung von Methanemissionen an der Quelle und der Messung von Methanemissionen auf Standortebene durchzuführen.

Bis zum 5. August 2025 müssen die Betreiber den zuständigen Behörden jedoch bereits einen Bericht vorlegen, in dem die geschätzten Methanemissionen an der Quelle unter Verwendung von zumindest allgemeinen Emissionsfaktoren für alle Quellen quantifiziert sind.

Im Wege von Durchführungsrechtsakten sollen zukünftig Berichtsvorlagen und Standards für die Messung und Quantifizierung durch die Kommission festgelegt werden. Insbesondere müssen die Berichte jedoch Art und Ort der Emissionsquellen sowie detaillierte Daten (angegeben in Tonnen Methan und in Tonnen CO²-Äquivalent) enthalten. Bis zum Zeitpunkt der Anwendung dieser Standards oder technischen Vorschriften müssen sich Betreiber und Unternehmen an die dem Stand der Technik entsprechenden Verfahren der Industrie halten. Unternehmen sollten die Entwicklungen in diesem Kontext aufmerksam und kontinuierlich verfolgen.

Darüber hinaus muss den Behörden auch über die Quantifizierung von in die Luft und ins Wasser abgegebenen Methanemissionen aus inaktiven und vorübergehend verfüllten Bohrlöchern berichtet werden (Art. 18 Abs. 3 MethanVO).

Emissionsminderungspflichten

Weiter enthält die MethanVO auch unmittelbare Pflichten zur Reduktion von Methanemissionen. Unternehmen müssen Maßnahmen zur Vermeidung und Minimierung von Methanemissionen identifizieren und ergreifen (Art. 13 Abs. 1 MethanVO) sowie die Implementierung von Programmen zur Leckerkennung und -reparatur (LDAR-Programme) und die Einhaltung von Beschränkungen für das Abfackelns (absichtliche Verbrennung) und Ausblasen (absichtliche Freisetzung) von Rohöl und Erdgas fristgerecht sicherstellen:

• Leckerkennung und -reparatur: Die Betreiber werden verpflichtet den Behörden für bestehende und neue Standorte fristgemäß ein detailliertes Programm für die Leckerkennung und -reparatur („LDAR-Programm“) vorzulegen (Art. 14 Abs. 1 MethanVO). Die Verordnung unterscheidet für die Inspektion der Komponenten zwischen einer Typ 1 und einer strengeren Typ 2 Inspektion. Zu Beginn ist jede Komponente der umfassenderen Typ 2 Inspektion zu unterziehen. Langfristig sind zyklische Leckerkennungs- und Reparaturpflichten des Typs 1 oder 2 – je nach Komponententyp – geregelt (Art. 14 Abs. 2 MethanVO). Zudem sind Grenzwerte und Fristen für die Reparatur normiert.
• Beschränkungen für das Ausblasen und Abfackeln: Die MethanVO verbietet zudem das routinemäßige Abfackeln von Rohöl und Erdgas. Nicht-routinemäßiges Abfackeln und Ausblasen ist nur in bestimmten, in Art. 15 Abs. 2 und 3 MethanVO festgelegten Situationen wie Notfällen oder Betriebsstörungen erlaubt. In solchen Fällen darf das Ausblasen jedoch nur erfolgen, wenn das Abfackeln technisch nicht möglich ist. Zusätzlich ist das Abfackeln nur erlaubt, wenn eine Wiedereinspeisung, Nutzung vor Ort, Lagerung zur späteren Nutzung oder Weiterleitung des Methans an einen Markt aus anderen als wirtschaftlichen Gründen nicht durchführbar ist. Flankiert werden diese Pflichten durch Meldepflichten bezüglich Ausblas- und Abfackelvorgängen (Art. 16 MethanVO). Neu installierte Gasfackeln oder Verbrennungseinrichtungen müssen entweder mit einem Selbstzünder oder einem Dauerzündbrenner ausgestattet sein und einen konzeptionsbedingten Zerstörungs- und Abscheidegrad von mindestens 99 % aufweisen.
• Bohrlöcher: Werden Methanemissionen an inaktiven Bohrlöchern, vorübergehend verfüllten Bohrlöchern oder dauerhaft verfüllten und aufgegebenen Bohrlöchern ermittelt, müssen die Betreiber alle ihnen zur Verfügung stehenden erforderlichen Maßnahmen ergreifen, um dieses Bohrloch zu sanieren bzw. zurückzubauen oder dauerhaft zu verfüllen, sofern dies technisch und umweltschonend realisierbar ist (Art. 18 Abs. 6 und 9 MethanVO). Vor diesem Hintergrund ist bis zum 5. August 2026 ein Emissionsminderungsplan für die Sanierung, den Rückbau und die dauerhafte Verfüllung inaktiver Bohrlöcher und vorübergehend verfüllter Bohrlöcher zu erstellen und innerhalb von 12 Monaten umzusetzen. Wenn dem Betreiber, Eigentümer oder Lizenznehmer die finanziellen Mittel hierfür fehlen oder eine verantwortliche Partei nicht ermittelbar ist, obliegt diese Pflicht den Mitgliedstaaten (Art. 18 Abs. 8 MethanVO).

Pflichten für den Kohlesektor

Adressatenkreis

Die MethanVO legt ferner unterschiedliche Überwachungs-, Berichterstattungs- und Emissionsminderungspflichten für Betreiber des Kohlesektors fest. Dies umfasst Betreiber von

• aktiven obertägigen Kohlebergwerken,
• aktiven untertägigen Kohlebergwerken, 
• Absaugstationen sowie
• stillgelegten untertägigen Kohlebergwerken.

Bei aufgegebenen untertägigen Kohlebergwerken sind grundsätzlich die Mitgliedstaaten für die Einhaltung der Pflichten verantwortlich. Etwas anderes ergibt sich lediglich bei einer alternativen Nutzung dieser Kohlebergwerke. In diesem Fall obliegt dem Genehmigungsinhaber die Einhaltung der Pflichten. 

Mess- und Berichterstattungspflichten

Betreiber von Kohlebergwerken und Absaugstationen müssen kontinuierliche Messungen und Berichterstattungen über Methanemissionen durchführen. Unternehmen sollten sicherstellen, dass sie die erforderlichen Messvorrichtungen installieren und die Berichte fristgerecht einreichen (Art. 20 und 25 MethanVO):

• Betreiber aktiver obertägiger Kohlebergwerke: Müssen zur Quantifizierung der durch die Bergbautätigkeiten verursachten Methanemissionen lagerstättenspezifische Methanemissionsfaktoren verwenden. Diese müssen vierteljährlich nach geeigneten wissenschaftlichen Standards bestimmt und aktualisiert werden (Art. 20 Abs. 3 MethanVO).
• Betreiber aktiver untertägiger Kohlebergwerke: An allen Wetterschächten kontinuierliche direkte Messungen und Quantifizierungen der Emissionen an der Quelle vorgesehen (Art. 20 Abs. 1 MethanVO).
• Betreiber von Absaugstationen: Direkte Messungen und Quantifizierungen der gesamten Freisetzungen von abgelassenem und abgefackeltem Methan an der Quelle (Art. 20 Abs. 2 MethanVO).

Diese Bergwerkbetreiber und Betreiber von Absaugstationen müssen den zuständigen Behörden bis zum 5. August 2025 und bis zum 31. Mai jedes Folgejahres einen Bericht mit Daten über diese jährlichen Methanemissionen an der Quelle vorlegen. Die Berichte müssen zudem vor Abgabe von einer unabhängigen Prüfstelle bewertet werden und einen Prüfvermerk enthalten (Art. 20 Abs. 6 und Art. 25 Abs. 6 MethanVO).

Ab dem 5. Mai 2026 müssen auch in stillgelegten und aufgegebenen untertägigen Bergwerken, deren Betrieb nach dem 3. August 1954 eingestellt worden ist, die Methanemissionen gemessen werden. Je nach initialem Messergebnis sind hierfür Messvorrichtungen an bestimmten Elementen zu installieren, um eine repräsentative Schätzung der jährlichen Methanemissionen zu ermöglichen (Art. 25 Abs. 2 MethanVO). Die Betreiber müssen der Behörde ihre Schätzungen der jährlichen Methanemissionen an der Quelle bis zum 5. August 2026 und danach jährlich vorlegen. Für geflutete Bergwerke enthält die Verordnung Sonderregelungen bzw. Ausnahmen (Art. 25 Abs. 3 f. MethanVO).

Emissionsminderungspflichten

Für untertägige aktive Kohlebergwerke, stillgelegte Kohlebergwerke und aufgegebene Kohlebergwerke bestehen unterschiedliche Minderungspflichten (Art. 22 und 26 MethanVO). Dies umfasst die Vermeidung des Ausblasens und Abfackeln sowie ggf. die Erstellung und Umsetzung von Emissionsminderungsplänen.

• Aktive untertägige Kohlebergwerke: Das Ausblasen aus Gasabsaugsystemen und das Abfackeln mit einer Gasfackel mit einer Effizienz von weniger als 99 % ist ab dem 1. Januar 2025 grundsätzlich verboten und nur in bestimmten, in Art. 22 Abs. 1 MethanVO festgelegten Situationen wie Notfällen oder Betriebsstörungen erlaubt. Ein Ausblasen darf jedoch nur erfolgen, wenn das Abfackeln technisch nicht möglich ist. Alle aufgrund einer Ausnahme durchgeführten Ausblas- und Abfackelvorgänge sind den Behörden zu melden (Art. 23 Abs. 1 MethanVO). Das Ausblasen über Wetterschächte in Kohlebergwerken oder Kokskohlebergwerken trifft spezifische Beschränkungen (Art. 22 Abs. 2 f. MethanVO).
• Stillgelegte untertägige und aufgegebene untertägige Kohlebergwerke: Auf der Grundlage des Bestandsverzeichnisses wird von den Mitgliedstaaten ein Emissionsminderungsplan erstellt und umgesetzt (Art. 26 Abs. 1 MethanVO). Das Ausblasen und Abfackeln im Zusammenhang mit bestimmten in Art. 25 Abs. 2 MethanVO aufgelisteten Vorrichtungen ist ab dem 1. Januar 2030 verboten (Art. 26 Abs. 2 MethanVO). 
• Alternative Nutzung aufgegebener Kohlebergwerke: Ein detaillierter Maßnahmenplan zur Vermeidung von Methanemissionen ist vom Antragsteller vorzulegen. Im Falle einer Genehmigung ist er zudem verpflichtet, die Überwachungs-, Berichterstattungs- und Emissionsminderungspflichten gem. Art. 25 und 26 MethanVO zu erfüllen (Art. 26 Abs. 3 MethanVO).

Für obertägige Kohlebergwerke sind keine Emissionsminderungspflichten vorgesehen.

Pflichten für Importeure und Erzeuger

Berichts- und Informationspflichten

Ein zentraler Aspekt der MethanVO ist die Lieferketten-Compliance für Importeure und Erzeuger fossiler Brennstoffe in den globalen Lieferketten. Diese müssen sicherstellen, dass ihre gesamten Lieferketten den neuen Anforderungen entsprechen. Importeure und Erzeuger fossiler Brennstoffe müssen umfassende Informationen über ihre Exporteure und Produzenten bereitstellen und sind verpflichtet, Auskunft über die Konformität der Verträge sowie die Methanintensität der Ressourcenförderung zu geben. Die Einhaltung dieser Vorschriften erfordert ein umfassendes Lieferketten-Compliance-System, das Transparenz und Nachverfolgbarkeit entlang der gesamten Lieferkette gewährleistet. Unternehmen sollten daher ihre Lieferkettenprozesse überprüfen und gegebenenfalls anpassen, um sicherzustellen, dass alle Beteiligten die regulatorischen Anforderungen erfüllen.

Folgende Regelungen sieht die MethanVO vor dem Hintergrund der Lieferketten-Compliance vor:

• Informationspflicht der Importeure: Importeure müssen der zuständigen Behörde, erstmalig bis zum 5. Mai 2025 und danach jährlich, die in Anhang IX genannten Informationen vorlegen (Art. 27 Abs. 1 MethanVO). Diese Informationen umfassen insbesondere Angaben zu deren Exporteure und Erzeuger, wie beispielsweise, ob diese Messungen und Quantifizierungen auf Quellenebene durchführen oder regulatorische oder freiwillige Maßnahmen zur Eindämmung ihrer Methanemissionen anwenden. Ein umfassendes Lieferketten-Compliance-System ist somit unerlässlich für Importeure. 
• Melde- und Nachweispflicht der Importeure zu Verträgen: Hinsichtlich der am oder nach dem 4. August 2024 geschlossenen oder erneuerten Verträge über die Lieferung von Rohöl, Erdgas oder Kohle, die außerhalb der EU erzeugt wurden, müssen die Importeure nachweisen und entsprechend melden, dass die Verträge nur Rohöl, Erdgas oder Kohle umfassen, das bzw. die Überwachungs-, Berichterstattungs- und Prüfungsmaßnahmen auf Erzeugerebene unterliegen, die der MethanVO gleichwertig sind.
• Meldepflicht der Importeure und Erzeuger zur Methanintensität: Bis zum 5. August 2028 und danach jedes Jahr müssen die Erzeuger und gem. Art. 27 Abs. 1 MethanVO die Importeure, die Methanintensität der von ihnen in der Union in Verkehr gebrachten Rohöl‑, Erdgas- und Kohleförderung den zuständigen Behörden melden. Die Methode zur Berechnung der Methanintensität wird durch die Kommission mittels Durchführungsrechtsakt festgelegt.

Bei Lieferverträgen, die vor dem 4. August 2024 geschlossen wurden, müssen die Erzeuger und gem. Art. 27 Abs. 1 MethanVO die Importeure alle zumutbaren Anstrengungen unternehmen, um diese Meldepflicht zu erfüllen. Über die Ergebnisse dieser Anstrengungen ist ab dem 5. August 2028 jährlich Bericht zu erstatten.

Vertragsanpassungspflichten

Importeure müssen bei bestehenden Lieferverträgen, die vor dem 4. August 2024 geschlossen wurden, alle zumutbaren Anstrengungen unternehmen, um den Vertrag so umzugestalten, dass die gelieferten fossilen Brennstoffe den Überwachungs-, Berichterstattungs- und Prüfungsmaßnahmen der MethanVO entsprechen (Art. 28 Abs. 2 MethanVO). Hierfür sollte zunächst eine systematische Bestandsaufnahme und Analyse der bestehenden Lieferverträge hinsichtlich der Erfüllung der Anforderungen der MethanVO erfolgen. Langfristig sind kontinuierliche Monitoring-Systeme zu implementieren und, falls erforderlich, die Anpassung der Verträge sicherzustellen, um eine fortlaufende Konformität mit der MethanVO zu gewährleisten. Dabei sollten auch die zukünftigen von der Kommission empfohlenen Musterklauseln berücksichtigt werden.

Der zuständigen Behörde ist jährlich über die Anstrengungen zu berichten. Sollte dabei kein Ergebnis erzielt werden, ist eine entsprechende Begründung vorzulegen (Art. 28 Abs. 2 MethanVO). Die Kommission kann unter bestimmten Voraussetzungen Drittstaaten auch den Status der Gleichwertigkeit erteilen. In diesem Fall werden die Importeure von der Pflicht zur Anpassung der Verträge befreit (Art. 28 Abs. 5 und 6 MethanVO). 

Methan Transparenz Datenbank

Die Kommission wird eine öffentlich zugängliche „Methan Transparenz Datenbank“ einrichten, die unter anderem Daten über Mitgliedstaaten und Drittländer, Unternehmen, Importeure und auf dem Unionsmarkt in Verkehr gebrachte Erdgas-, Kohle- und Rohölmengen sowie die der Kommission durch entsprechende Berichtspflichten vorgelegten Informationen enthält (Art. 30 MethanVO).

Unternehmen sollten sich daher bereits jetzt auf die Bereitstellung und Veröffentlichung der erforderlichen Daten in der Methan Transparenz Datenbank vorbereiten. 

Sanktionen

Die MethanVO legt einen umfassenden Mindestkatalog an Sanktionen fest, um die Einhaltung ihrer Bestimmungen effektiv zu gewährleisten (Art. 33 Abs. 1 und 4 MethanVO). Beispielsweise sollen Versäumnisse bei Berichts- oder Emissionsminderungspflichten sanktioniert werden und es können Zwangsgelder zur Abstellung von Verstößen verhängt werden (Art. 33 Abs. 2 lit. d MethanVO). Die konkrete Ausgestaltung der Sanktionen obliegt jedoch den Mitgliedstaaten, sodass abzuwarten bleibt, mit welchen spezifischen Sanktionen Betreiber, Unternehmen und Importeure zukünftig rechnen müssen. In Bezug auf Geldbußen ist jedoch eine Höhe bis zu 20 % des Jahresumsatzes (bzw. 20 % des Jahreseinkommens bei natürlichen Personen) denkbar.

Um eine zusätzliche Abschreckungswirkung zu erzielen, veröffentlichen die Mitgliedstaaten zudem jährlich Informationen zu den Verstößen, den verhängten Sanktionen und den Sanktionierten (Art. 33 Abs. 8 MethanVO). 

Unternehmen sollten somit die Entwicklungen in den für sie relevanten Mitgliedstaaten aufmerksam und kontinuierlich beobachten.

Ausblick und Bedeutung für betroffene Unternehmen

Vor dem Hintergrund aktueller Gesetzgebungsverfahren und Initiativen auf europäischer Ebene, die verstärkt auf Klimaschutz und Nachhaltigkeit abzielen, müssen sich Unternehmen auf eine zunehmend strenge Regulierung und steigende Anforderungen an die Nachhaltigkeit ihrer Geschäftsmodelle einstellen. Die MethanVO stellt in diesem Kontext eine bedeutende regulatorische Neuerung dar, die weitreichende Auswirkungen auf Unternehmen im Energiesektor haben wird. Für betroffene Unternehmen bedeutet dies, dass sie umfassende Verfahren zur Überwachung, Messung, Berichterstattung und Reduktion von Methanemissionen implementieren müssen. Darüber hinaus ist die Einhaltung der MethanVO von entscheidender Bedeutung für die Lieferketten-Compliance, da Importeure umfassende Auskunft über ihre Partner (Exporteure und Erzeuger) und die Methanintensität der von ihnen in der Union in Verkehr gebrachten Rohöl-, Erdgas- und Kohleförderung geben müssen. 

Unternehmen, die frühzeitig und effektiv auf die Anforderungen der MethanVO reagieren, können sich Wettbewerbsvorteile sichern. Durch die Reduktion von Methanemissionen können sie nicht nur regulatorische Sanktionen vermeiden, sondern auch ihre Umwelt- und Klimaschutzbilanz verbessern. Dies kann insbesondere in einem zunehmend umweltbewussten Marktumfeld zu einem positiven Image und einer stärkeren Kundenbindung führen.