EU-Methanverordnung 2024/1787: was sie umfasst und was sie für Biogas bedeutet

Die Verordnung (EU) 2024/1787 zur Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor wurde 2024 angenommen und tritt im August 2024 in Kraft (4. August). Sie legt Betreibern der Förderung und des Transports von Erdöl, Erdgas und Kohle Pflichten zu Messung, Berichterstattung und Verifizierung der Emissionen (MRV), regelmäßigen Programmen zur Erkennung und Behebung von Undichtigkeiten (LDAR) sowie Beschränkungen für Ablassen und Abfackeln auf. Sie erfasst auch Importeure, die in den kommenden Jahren nachweisen müssen, dass Lieferungen von außerhalb der EU gleichwertige Anforderungen erfüllen. Für Biogasanlagen ist die Verordnung kein unmittelbar maßgeblicher Rechtsakt, setzt aber den Trend der Erwartungen an die Methanreduktion.

Geltungsbereich

Die Verordnung betrifft den Energiesektor: Förderung, Sammlung, Verarbeitung, Übertragung, Verteilung und Speicherung von Gas, Öl und Kohle, einschließlich Steinkohlebergwerken. Die Pflichten der Betreiber umfassen:

1. Bestandsaufnahme der Quellen und Emissionsmessungen auf Quellen- und Standortebene (in den folgenden Stufen).
2. LDAR: regelmäßige Dichtheitsprüfungen mit festgelegten Methoden und Behebung innerhalb festgelegter Fristen.
3. Beschränkungen von Ablassen und Abfackeln: Verbot des routinemäßigen Ablassens und Abfackelns, mit Ausnahmen für Notfälle und Sicherheitssituationen.
4. Berichterstattung an nationale Behörden und die Kommission.
5. Anforderungen an Bergwerke hinsichtlich Messungen und Begrenzung von Emissionen aus der Grubengasabsaugung.

Die Umsetzungsfristen sind zeitlich gestaffelt, und die Einzelheiten (Messmethoden, Schwellen) werden durch Durchführungs- und delegierte Rechtsakte ergänzt.

Import

Die Verordnung schafft einen Mechanismus, nach dem Importeure von Öl, Gas und Kohle verpflichtet sein werden nachzuweisen, dass die Methanemissionen in der Lieferkette Anforderungen erfüllen, die denen der Union gleichwertig sind. Die Pflichten der Importeure werden schrittweise eingeführt: In den ersten Jahren dominiert die Berichterstattung, und die Pflicht zum Nachweis der Gleichwertigkeit von Messung und Berichterstattung beginnt ab 2027. Für den Gasmarkt bedeutet das mehr Transparenz und potenzielle Kosten für Lieferungen aus Ländern mit höherer Emissionsintensität.

Biogas und Biomethan

Biogasanlagen sind nicht die Hauptadressaten der Pflichten der Verordnung, die sich auf fossile Brennstoffe konzentriert. Allerdings:

• unterliegen die Netzbetreiber, in deren Netze Biomethan eingespeist wird, den Vorschriften zu LDAR und Berichterstattung, was die Anforderungen an Messungen und Dichtheit der Anschlusspunkte beeinflusst;
• taucht in der EU-Methanstrategie und in den Diskussionen über die Industrieemissionsrichtlinie und die Zertifizierung von Biomethan das Thema der Begrenzung von Leckagen aus Biogasanlagen auf;
• entwickeln viele Staaten und Organisationen bewährte Verfahren (Kodizes, Messkampagnen);
• berücksichtigen die Zertifizierungsanforderungen (RED) bereits jetzt Methanemissionen aus Gärrest und Aufbereitung in der Bilanz.

Es ist daher vernünftig, LDAR und Messungen freiwillig einzuführen, bevor dies zur allgemeinen Pflicht wird.

Beispiel: Auswirkung auf die Kosten eines Netzbetreibers

Ein Verteilnetzbetreiber mit 500 Gasdruckregel- und Messstationen führt ein LDAR-Programm ein: Eine jährliche Kontrolle mit der OGI-Kamera kostet z. B. 400 PLN je Station (Annahme), also 200.000 PLN jährlich. Bei 10 t CH₄ vermiedener Leckagen (ca. 280 t CO₂e bei GWP₁₀₀ = 28) betragen die Stückkosten ca. 700 PLN/t CO₂e. Die Zahlen dienen ausschließlich der Veranschaulichung der Rechenweise.

Für wen wichtig

• Betreiber von Gasnetzen (Anforderungen an Messungen und Reparaturen),
• Biomethanerzeuger (Qualität der Daten zur Dichtheit, Erwartungen der Abnehmer),
• Importeure von Gas und LNG (Anforderungen an Lieferanten),
• Anbieter von Messtechnologien.

Perspektive

Die Verordnung zeigt, dass Methan zum Gegenstand detaillierter Regulierung geworden ist. In den kommenden Jahren sind Leitlinien zu Messmethoden und mögliche Ausweitungen auf andere Sektoren zu erwarten. Biomethanerzeuger, die Verluste bereits heute dokumentieren, werden besser vorbereitet sein.

Wie man sich vorbereitet

Biomethanerzeuger können schon jetzt die Stellen potenzieller Leckagen erfassen, Dichtheitskontrollen an der Einspeisestation und in den technologischen Räumen einführen und die Ergebnisse in einem Register festhalten. Es empfiehlt sich auch, mit dem Netzbetreiber Verfahren für den Informationsaustausch über Störungen und geplante Arbeiten festzulegen, da viele Maßnahmen des Betreibers die Kontinuität der Einspeisung beeinflussen. Aus handelspolitischer Sicht können dokumentierte niedrige Methanverluste ein Argument in Gesprächen mit Abnehmern sein, die die Emissionen der Lieferkette berichten.

Unterschiede zur RED

Die RED regelt Nachhaltigkeit und Emissionsminderung von Biokraftstoffen, die Methanverordnung dagegen die Emissionskontrolle im Sektor der fossilen Brennstoffe. Beide Rechtsakte wirken parallel und verstärken den Druck zur Begrenzung von Methanverlusten, haben aber andere Adressaten und andere Durchsetzungsmechanismen.

Zusammenfassung

Die Methanverordnung erfasst Biogasanlagen nicht unmittelbar, verschiebt aber die Standards im Gassektor. Es lohnt sich, ihre Umsetzung zu beobachten, da sie die Erwartungen der Abnehmer und das Netz beeinflusst, in das Biomethan eingespeist wird.