EU-Methanverordnung 2027 bis 2030: sechs Fristen für Gasnetzbetreiber, Speicherbetreiber und Gasimporteure

Sechs Fristen von 2027 bis 2030

Die beiden Fristen für den Netzbetrieb fallen auf denselben Tag: Am Freitag, 5. Februar 2027, sind der Quellenbericht für nicht selbst betriebene Einheiten und der erste geprüfte Bericht mit Standortmessungen fällig. Wer Gas aus Drittländern einführt, hat vier Termine, und drei davon kehren jedes Jahr wieder. Zwei Berichte liegen schon hinter den Netzbetreibern, der Bericht mit allgemeinen Emissionsfaktoren zum 5. August 2025 und der Quellenbericht für selbst betriebene Einheiten zum 5. Februar 2026 (Art. 12 Abs. 1 und Abs. 2 Buchst. a).

Alle sechs Fristen stehen im geltenden Verordnungstext. Zwei Bausteine fehlen trotzdem noch: Die Kommission hat die Methode für die Methanintensität bis 5. August 2027 per delegiertem Rechtsakt festzulegen (Art. 29 Abs. 4), und die Höchstwerte folgen erst nach einem Bericht, den sie bis 5. August 2029 vorlegen muss (Art. 29 Abs. 5 und 6). Die Termine des Kalenders 2028 und 2030 hängen also an Rechtsakten, die es noch nicht gibt. Die übrigen Termine dieses Themenfelds, etwa für die Wasserstoffnetze, stehen im Fristenkalender Energiewende.

Wer unter die Verordnung fällt

Die Berichtspflichten aus Kapitel 3 treffen in der Union niedergelassene Betreiber und Unternehmen, die Erdgas fernleiten oder verteilen, Gas untertägig speichern oder LNG-Anlagen betreiben (Art. 1 Abs. 2 Buchst. c, Art. 11). Das schließt die Gasverteilnetze der Stadtwerke ein. Ausgenommen sind nur die Messsysteme an den Endverbrauchspunkten und die Teile der Anschlussleitung, die auf dem Grundstück des Endkunden zwischen Verteilernetz und Messsystem liegen. Den Gaszähler im Keller und den Hausanschluss auf dem Privatgrundstück muss also niemand in die Methanbilanz aufnehmen; die Gas-Druckregel- und Messanlage des Netzbetreibers gehört dagegen hinein.

Kapitel 5 erfasst eine andere Gruppe. Importeur ist, wer im Rahmen einer Geschäftstätigkeit Rohöl, Erdgas oder Kohle aus einem Drittland auf dem Unionsmarkt in Verkehr bringt (Art. 2 Nr. 59). Ein Stadtwerk, das sein Gas am deutschen Handelspunkt oder bei einem Vorlieferanten in der Union kauft, ist nach dieser Begriffsbestimmung kein Importeur. Anders liegt es bei einer Handelsgesellschaft, die norwegisches Pipelinegas oder eine LNG-Ladung selbst an der Unionsgrenze übernimmt; für sie gelten alle vier Importeursfristen.

Quellenbericht für nicht selbst betriebene Einheiten bis 5. Februar 2027

Für alle Betriebseinheiten, die sie nicht selbst betreiben, berichten Betreiber und Unternehmen die Methanemissionen an der Quelle bis Freitag, 5. Februar 2027, sofern sie diese nicht schon mit dem Bericht vom Februar 2026 gemeldet haben (Art. 12 Abs. 2 Buchst. b). „An der Quelle“ heißt je Komponente, aus der Methan austreten kann, etwa ein Ventil, ein Flansch oder ein Verdichter (Art. 2 Nr. 2 und 15). Der Bericht geht an die zuständige Behörde des Mitgliedstaats, in dem die Einheit liegt, nicht an die Behörde am Sitz des Unternehmens. Wo sich eine Emission nicht direkt messen lässt, verlangt die Verordnung spezifische Emissionsfaktoren, die auf Quantifizierungen oder Stichproben an der Quelle beruhen; generische Faktoren aus Datenbanken genügten nur für den ersten Bericht zum 5. August 2025.

Was hineingehört, regelt Art. 12 Abs. 4: Art und Ort der Quellen, Werte je Quellenart in Tonnen Methan und in Tonnen CO2-Äquivalent nach dem sechsten Sachstandsbericht des Weltklimarats, die Quantifizierungsmethoden, der Eigentumsanteil an der nicht selbst betriebenen Einheit mit den anteiligen Emissionen und eine Liste der Unternehmen, die die operative Kontrolle haben. Eine eigene EU-Berichtsvorlage gibt es dafür noch nicht. Bis die Kommission sie per Durchführungsrechtsakt erlässt, gelten die technischen Leitfäden und Vorlagen der Oil and Gas Methane Partnership 2.0 (OGMP 2.0). Im Vorschlag vom 14. Oktober 2026 kündigt die Kommission an, „in Kürze einige der erforderlichen Vorlagen“ anzunehmen.

Den Aufwand verursacht weniger das Rechnen als das Beschaffen. Die Daten einer nicht selbst betriebenen Einheit liegen beim Betreiber, und der Bericht des Beteiligten hängt davon ab, dass dieser sie rechtzeitig liefert. Wer bis Anfang Dezember keine Zahlen hat, bekommt den Bericht bis Februar kaum noch intern abgestimmt.

Geprüfter Bericht mit Standortmessungen bis 5. Februar 2027

Der zweite Bericht vom 5. Februar 2027 ist der schwerere. Er verbindet die Quantifizierung an der Quelle mit Messungen auf Standortebene, damit die Behörde die nach Standorten aufaddierten Quellenwerte mit gemessenen Werten vergleichen kann, und er braucht vor der Einreichung den Prüfungsvermerk einer Prüfstelle (Art. 12 Abs. 3). Danach ist er jedes Jahr zum 31. Mai fällig, erstmals am 31. Mai 2028. Für nicht selbst betriebene Einheiten nennt die deutsche Fassung den 5. Februar 2028; die englische, französische, italienische, niederländische und spanische Fassung nennen den 5. August 2028. Wer auf den Februar plant, ist bei beiden Lesarten rechtzeitig.

Für einen Gasverteilnetzbetreiber heißt das: Neben die Leckstatistik aus der Rohrnetzüberprüfung tritt eine Messkampagne, die Netzsegmente vollständig abdeckt, etwa mit Messfahrzeugen auf den Straßen über den Leitungen. Weichen Quellenwerte und Standortwerte statistisch signifikant voneinander ab, unterrichtet der Betreiber die Behörde unverzüglich und noch vor Ende des Berichtszeitraums, gleicht die Werte so bald wie möglich ab und meldet das Ergebnis spätestens mit dem nächsten Bericht (Art. 12 Abs. 6). Der Abgleich muss mindestens Genauigkeit und Eignung der verwendeten Technik und Methoden sowie die Datenunsicherheit erklären.

Den Engpass sehen wir bei der Prüfstelle. Prüfen darf eine juristische Person, die von einer nationalen Akkreditierungsstelle nach der Verordnung (EG) Nr. 765/2008 akkreditiert ist, oder eine natürliche Person, wenn ein Mitgliedstaat das zulässt; in beiden Fällen darf die Prüfstelle weder zum Betreiber gehören noch ihn besitzen (Art. 2 Nr. 14, Art. 9). Die Kommission selbst begründet ihren Aufschubvorschlag unter anderem damit, dass die Akkreditierungsstellen mehr Zeit brauchen, um Prüfstellen zu akkreditieren. Ihr Vorschlag verschiebt aber nur die Importeurspflichten, nicht den Bericht der Netzbetreiber. Hält die Prüfstelle den Bericht für nicht konform, legt der Betreiber innerhalb der von ihr gesetzten Frist eine überarbeitete Fassung vor (Art. 8 Abs. 4); auch dafür muss im Januar 2027 noch Zeit sein. Spätestens drei Monate nach der Einreichung macht die Behörde die Berichte öffentlich (Art. 12 Abs. 8); hält der Betreiber Geschäftsgeheimnisse zurück, gibt er im Bericht an, welche Art von Informationen das ist, und begründet es (Abs. 7).

Leckerkennung und Reparatur laufen seit 2025

Die Berichte stehen nicht allein. Seit dem 5. Mai 2025 muss für bestehende Standorte ein Programm zur Leckerkennung und -reparatur (LDAR-Programm) bei der Behörde liegen, die erste LDAR-Untersuchung vom Typ 2 war bis 5. August 2025 fällig, und jedes Jahr geht ein Bericht über die Untersuchungen des Vorjahres an die Behörde (Art. 14 Abs. 1, 2 und 14). Für Verteil- und Fernleitungsnetze legt Anhang I Teil 1 Nr. 2 die Abstände fest; bei einem Auslegungsdruck bis 16 bar verlangt er nur Untersuchungen vom Typ 2. Der Typ entscheidet über die Schwelle, ab der repariert werden muss: beim Typ 1 ab 7.000 Volumenteilen pro Million Methan oder 17 Gramm pro Stunde, beim Typ 2 an oberirdischen Komponenten schon ab 500 ppm oder 1 Gramm pro Stunde, an unterirdischen im zweiten Messschritt ab 1.000 ppm oder 5 Gramm pro Stunde (Art. 14 Abs. 8).

Ist das Material einer Leitung nicht bekannt, gilt der kürzeste Abstand. Ein Netz mit unklarer Werkstoffdokumentation wird damit im Takt von sechs Monaten begangen, bis die Daten bereinigt sind. Ein erkanntes Leck oberhalb der Schwellen aus Art. 14 Abs. 8 wird unmittelbar repariert; geht das nicht, muss der erste Versuch spätestens nach fünf Tagen erfolgen und die Reparatur nach 30 Tagen abgeschlossen sein (Abs. 9). Die Aufzeichnungen über alle Lecks bewahrt der Betreiber mindestens zehn Jahre auf (Abs. 13). Für Betreiber, die ihr Netz nach dem Gasnetz-Transformationsplan in Teilen stilllegen oder auf Wasserstoff umstellen wollen, bleibt jede Leitung bis dahin im LDAR-Takt.

Importeure: Nachweis der Gleichwertigkeit ab 1. Januar 2027

Ab 1. Januar 2027 müssen Importeure der Behörde ihres Sitzstaats nachweisen, dass Lieferverträge, die sie am oder nach dem 4. August 2024 geschlossen oder erneuert haben, nur Rohöl, Erdgas oder Kohle umfassen, deren Erzeugung einer gleichwertigen Überwachung, Berichterstattung und Prüfung unterliegt (Art. 28 Abs. 1). Gemeldet wird das mit der Jahresmeldung nach Art. 27, in der Praxis also erstmals zum 31. Mai 2027. Für ältere Verträge verlangt die Verordnung alle zumutbaren Anstrengungen, bis hin zur Vertragsänderung, und ab 2027 einen jährlichen Bericht über deren Ergebnis; scheitern sie, braucht es eine stichhaltige Begründung (Abs. 2).

Gleichwertig ist die Überwachung nach Art. 28 Abs. 5 auf zwei Wegen. Entweder unterliegt die Erzeugung einer Prüfung durch einen unabhängigen Dritten, die der nach Art. 8 und 9 gleichwertig ist, und der Erzeuger überwacht Rohöl und Erdgas wie nach Art. 12 oder nach OGMP 2.0 auf Ebene 5, der höchsten Berichtsebene dieses Standards. Oder die Kommission stellt per Durchführungsrechtsakt fest, dass der Regelungsrahmen des Drittlands mindestens gleichwertig ist; dann entfallen die Berichtspflichten aus Art. 28 für Mengen aus diesem Land (Abs. 6 und 7). Bei Gas, das vor der Einfuhr mehrfach gehandelt oder mit anderen Mengen vermischt wurde, kennt der Importeur den Erzeuger oft nicht. Für diesen Fall hat die Kommission am 20. Juli 2026 in der Empfehlung (EU) 2026/1834 zwei Arten von Compliance-Lösungen beschrieben, die Behörden anerkennen sollen: „Trace and Claim“, bei dem die Transaktionen bis zum Erzeuger verfolgt werden, und die Zertifizierung des Erzeugers durch einen unabhängigen Anbieter. Dazu kommen fakultative Musterklauseln für Lieferverträge.

Jährliche Importeursmeldung bis 31. Mai

Bis 31. Mai jedes Jahres legen Importeure der Behörde ihres Sitzstaats die Angaben nach Anhang IX vor, zum ersten Mal waren sie am 5. Mai 2025 fällig (Art. 27 Abs. 1). In Deutschland nimmt das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) die Meldungen entgegen; die Meldung für 2026 lief über das Portal ELAN-K2 mit Meldeschluss am 31. Mai 2026. Der nächste Termin, Montag, 31. Mai 2027, ist der erste, an dem auch der Gleichwertigkeitsnachweis nach Art. 28 dazugehört.

Anhang IX verlangt unter anderem Name und Anschrift des Exporteurs und, wenn abweichend, des Erzeugers; die Förder- und Transitregionen auf NUTS-1-Ebene; ob der Erzeuger an Quelle und Standort misst, ob ein unabhängiger Dritter prüft und nach welchem Standard berichtet wird, samt Kopie des letzten Methanberichts; die Maßnahmen gegen Lecks, Ausblasen und Abfackeln; den Gleichwertigkeitsnachweis; ob die Musterklauseln verwendet werden; und ab 2028 die Methanintensität. Fehlen Angaben, legt der Importeur eine stichhaltige Begründung und die Schritte vor, mit denen er sich um die Daten bemüht hat. Ohne Mitwirkung des Lieferanten lässt sich diese Liste nicht füllen, sie gehört deshalb in die Vertragsverhandlung und nicht erst in den Mai.

Methanintensität: Meldung 2028, Höchstwerte 2030

Bis Samstag, 5. August 2028, und danach jedes Jahr melden Erzeuger in der Union und Importeure für Lieferverträge seit dem 4. August 2024 die Methanintensität der Förderung, die sie in der Union in Verkehr bringen (Art. 29 Abs. 1). Für Altverträge gilt wieder die Pflicht zu zumutbaren Anstrengungen mit einem jährlichen Bericht ab 5. August 2028. Wie die Intensität berechnet wird, legt die Kommission bis 5. August 2027 per delegiertem Rechtsakt fest (Abs. 4); bis dahin lässt sich nur vorbereiten, welche Daten je Vertrag gebraucht werden.

Die erste Pflicht, die über das Melden hinausgeht, folgt 2030. Bis Montag, 5. August 2030, und danach jedes Jahr weisen Erzeuger und Importeure nach, dass die Methanintensität unter Höchstwerten liegt, für Verträge, die nach dem 5. August 2030 geschlossen oder erneuert wurden (Abs. 2). Die Höchstwerte und Intensitätsklassen setzt die Kommission per delegiertem Rechtsakt fest, nachdem sie bis 5. August 2029 einen Bericht über ihre Folgen für Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit vorgelegt hat (Abs. 5 und 6). Für den Gaseinkauf heißt das: Langfristverträge, die heute verhandelt und nach 2030 verlängert werden, sollten Daten zur Methanintensität schon jetzt mitliefern.

Der Aufschub im Gesetzgebungsverfahren

Geltendes Recht ist am 27. Oktober 2026 der Text von 2024. Die Kommission hat am 14. Oktober 2026 eine Änderungsverordnung vorgeschlagen (COM(2026) 569), die nur Art. 28 und 29 betrifft: Der Gleichwertigkeitsnachweis und der Bericht über die Anstrengungen bei Altverträgen wären „bis zum 31. Mai 2029 und danach jedes Jahr“ fällig, jeweils für das vorangegangene Kalenderjahr; die Methanintensität bis 5. August 2029 und danach jährlich zum 31. Mai; der Höchstwertnachweis bis 5. August 2031. Art. 12 und Art. 27 lässt der Vorschlag unberührt. Als Grund nennt die Kommission die Versorgungslage nach dem Angebotsschock im Nahen Osten, fehlende nationale Sanktionsregeln und die noch ausstehende Akkreditierung von Prüfstellen.

Das Europäische Parlament hat am 22. Oktober 2026 Änderungen beschlossen (P10_TA(2026)0360) und die Sache zur Verhandlung mit dem Rat an die Ausschüsse zurückverwiesen. Es will den Gleichwertigkeitsnachweis auf den 31. Mai 2031 und die Meldung der Methanintensität auf den 5. August 2031 schieben, für Mengen aus Drittländern, deren Einfuhr die EU mit restriktiven Maßnahmen beschränkt, aber den 31. Mai 2028, den 5. August 2028 und den 5. August 2030 ansetzen. Dazu kommt ein Punkt, den die Kommission nicht vorgeschlagen hatte: Der geprüfte Bericht mit Standortmessungen nach Art. 12 Abs. 3 soll für selbst betriebene Einheiten erst am 5. Februar 2030 fällig werden, für nicht selbst betriebene am 5. August 2031. Eine Position des Rates haben wir bis zum 27. Oktober nicht gefunden.

Auch in Deutschland ist die Durchführung offen. Nach einer Antwort der Bundesregierung auf eine Kleine Anfrage (Drucksache 21/8334, hib vom 12. Oktober 2026) befindet sich der Referentenentwurf eines Durchführungsgesetzes in der Abstimmung innerhalb der Bundesregierung; er soll Änderungen auf EU-Ebene berücksichtigen, und Ziel sei, die Einführung der Berichtspflichten zu verschieben.

Was gilt, wenn eine Frist verpasst wird

Die Verordnung überlässt die Sanktionen den Mitgliedstaaten, gibt aber den Rahmen vor. Art. 33 verlangt wirksame, verhältnismäßige und abschreckende Sanktionen, mindestens Bußgelder, die den wirtschaftlichen Vorteil aus dem Verstoß abschöpfen, und Zwangsgelder. Die Behörden müssen befugt sein, einen Verstoß per Beschluss zu beenden, Gewinne einzuziehen, öffentlich zu warnen sowie Zwangsgelder und Bußgelder zu verhängen, soweit das die Versorgungssicherheit nicht gefährdet; Bußgelder gegen juristische Personen dürfen 20 Prozent des Jahresumsatzes des vorangegangenen Geschäftsjahres nicht überschreiten (Abs. 2). Ein fehlender Bericht nach Art. 12 samt Prüfungsvermerk steht ausdrücklich in der Liste der Verstöße (Abs. 5 Buchst. c), die Pflichten der Importeure in den Buchstaben m bis p. Daneben kann die Behörde bei Inspektionen Abhilfemaßnahmen mit Fristen anordnen (Art. 6).

Für Importeure hat die Kommission am 20. Juli 2026 empfohlen, die Sanktionen nach Art. 33 Abs. 5 Buchst. m, n und o für Verstöße gegen die Pflichten der Jahre 2027, 2028 und 2029 nicht anzuwenden, außer bei Betrug (Empfehlung (EU) 2026/1835). Die Empfehlung ist nicht bindend, und die Pflichten selbst gelten weiter. Für Netzbetreiber gibt es keine solche Empfehlung. In Deutschland fehlt das Sanktionsrecht noch ganz, weil das Durchführungsgesetz nicht erlassen ist. Was hier steht, ist eine allgemeine Einordnung für Rollen, keine Prüfung Ihres Einzelfalls.

Verbände gegen Detailvorgaben, Umwelthilfe gegen Verzug

Die Gaswirtschaft hält die technischen Vorgaben für überzogen, die Umweltverbände die Umsetzung für verschleppt. BDEW, DVGW, FNB Gas und figawa lehnten im Mai 2025 den Entwurf der Kommission für die Mindestnachweisgrenzen und Schwellenwerte der Leckerkennung ab, den Art. 14 Abs. 7 als Durchführungsrechtsakt vorsieht:

Die Verbände fordern außerdem, die Mehrkosten nach Art. 3 in den Netzentgelten anzuerkennen. Die Verordnung sieht das vor, soweit die Kosten denen eines effizienten Unternehmens entsprechen; wie der neue Regulierungsrahmen für Gasnetze ab 2028 Kosten anerkennt, beschreiben wir im Beitrag zu RAMEN Gas und GasNEF. Die Deutsche Umwelthilfe sah zwei Monate später das Gegenteil eines zu strengen Vollzugs: Ein Jahr nach Inkrafttreten hätten elf von 16 Ländern keine Kontrollbehörde benannt, ein Bundesgesetz zu Verstößen fehle. Constantin Zerger, Leiter Energie und Klimaschutz der DUH, sagte am 29. Juli 2025: „Die Behörden müssen Verstöße proaktiv identifizieren und ahnden.“

Für den Netzbetreiber folgt aus beiden Kritiken dasselbe: Er berichtet nach einem Text, dessen Vorlagen und Messgrenzen noch fehlen und dessen nationale Behörden nicht überall benannt sind. Die Kommission verweist in ihrem Vorschlag selbst darauf, dass Durchführungsrechtsakte und Normen noch ausstehen und sie dafür einen Normungsauftrag erteilt hat. Am Termin für die Netzbetreiber ändert ihr Vorschlag trotzdem nichts.

Was bis Februar 2027 zu tun ist

Für Gasnetz- und Speicherbetreiber bleiben gut drei Monate bis zum 5. Februar 2027, und der Engpass ist die Prüfstelle, nicht die Rechnung. Importeure haben mit dem 31. Mai 2027 mehr Zeit, aber ihre Daten kommen von Lieferanten, die sie erst vertraglich dazu bringen müssen.

Die nächsten Schritte je Rolle

1. Prüfstelle beauftragen

   Netzbetreiber, Speicher- und LNG-Betreiber: jetzt eine akkreditierte Prüfstelle binden und mit ihr klären, welche Standortmessungen sie als ausreichend ansieht, bevor die Messkampagne startet.

2. Messkampagne abschließen

   Netzsegmente und Anlagen so messen, dass die Werte im Dezember 2026 vorliegen. Den Abgleich mit der Quantifizierung an der Quelle einplanen, denn eine signifikante Abweichung ist noch vor Ende des Berichtszeitraums zu melden.

3. Beteiligungen klären

   Alle nicht selbst betriebenen Einheiten mit Eigentumsanteil und Betreiber auflisten und die Daten für den Bericht zum 5. Februar 2027 schriftlich anfordern.

4. Berichtskalender umstellen

   Ab 2028 ist der 31. Mai der Jahrestermin; LDAR-Jahresbericht, Reparaturpläne und Methanbericht in einen gemeinsamen Ablauf mit festen Verantwortlichen legen.

5. Lieferverträge erfassen

   Importeure: alle seit dem 4. August 2024 geschlossenen oder erneuerten Verträge listen, Nachweise nach Art. 28 Abs. 5 beim Lieferanten anfordern, bei neuen Verträgen die Musterklauseln der Empfehlung (EU) 2026/1834 prüfen und für gehandelte Mengen eine Compliance-Lösung wählen, die das BAFA anerkennen kann.

Weiterführende Informationen

Häufig gestellte Fragen