Pricing Supply Chain Emissions of Natural Gas: Options for Their Inclusion in the EU ETS 1 and Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) ; Final Report

Abstract

Dieser Bericht untersucht die Relevanz von Emissionen entlang der Erdgas-Wertschöpfungskette sowie Optionen für deren Regulierung und Bepreisung im Rahmen der europäischen Klimapolitik. Der Einbezug direkte Emissionen aus der Lieferkette – sowohl Kohlendioxid (CO₂) als auch Methan (CH₄) – kann die Abschätzung des gesamten Klimafußabdrucks von Erdgas erheblich größer ausfallen lassen - um bis zu 35 % mehr als bei reiner Berücksichtigung von direkten Verbrennungsemissionen. Unregulierte Emissionen entlang der Lieferkette bergen das Risiko, die Entwicklung zur Klimaneutralität zu verzerren, indem sie die Wettbewerbsfähigkeit von Erdgas gegenüber emissionsarmen Alternativen künstlich verbessern – sowohl im direkten Vergleich als auch in nachgelagerten Märkten wie dem Wasserstoffsektor. Insbesondere könnten grauer und blauer Wasserstoff dadurch einen strukturellen Vorteil gegenüber der Herstellung von grünem Wasserstoff erlangen. Innerhalb des Europäischen Wirtschaftsraums (EWR) unterliegt bereits ein erheblicher Teil der Emissionen entlang der Erdgas-Lieferkette einer Regulierung. CO₂-Emissionen aus stationären Anlagen in den Segmenten Förderung, Aufbereitung, Pipeline-Transport sowie potenzieller Verflüssigung werden im Rahmen des Europäischen Emissionshandels 1 (EU-ETS 1) bepreist. Auch CO₂-Emissionen aus dem LNG-Seeverkehr sind (zum Teil) in das EU-ETS 1 einbezogen. Das Monitoring von Methanemissionen entlang sämtlicher Lieferkettensegmente wird über die EU-Methanverordnung vorangetrieben. Diese schreibt bis Ende des Jahrzehnts ein MRV-System nach OGMP 2.0 Level 5 für alle Anlagen im EWR vor. Emissionen außerhalb des EWR, woher ein großer Teil des in der EU genutzten Erdgases stammt, bleiben dagegen weitgehend unreguliert, obwohl sie einen erheblichen Anteil an den Gesamtemissionen der Lieferkette ausmachen. Die EU-Methanverordnung adressiert diese Regelungslücke teilweise, während die Delegierte Verordnung zu erneuerbaren und CO2-armen Brennstoffen erste Ansätze zur Quantifizierung solcher extra-EWR-Emissionen bereitstellt. International verfügen bislang nur wenige erdgasfördernde Staaten über eine Bepreisung oder strenge Regulierung von Lieferkettenemissionen. Norwegen und Australien konzentrieren sich auf Upstream-Emissionen, wobei Norwegen CO₂- und CH₄-Bepreisung kombiniert und Australien ein Baseline-und-Credit-System anwendet. In den USA wurde 2024 eine bundesweite Methanabgabe eingeführt, die jedoch Anfang 2025 wieder aufgehoben wurde. Kanada hat seine Methanregeln verschärft und ein sektorspezifisches Emissionshandelssystem vorgeschlagen, dessen Zukunft jedoch ungewiss ist. In allen Fällen beschränkt sich die Regulierung auf die Produktion, erfüllt nicht die Oil and Gas Methane Partnership (OGMP) 2.0 Level 5 MRV-Standards und stößt auf politische Widerstände. Der vorliegende Bericht skizziert, wie eine Ausweitung des Geltungsbereichs des EU-ETS 1 auf Emissionen aus der Erdgasversorgungskette aussehen könnte, insbesondere im Hinblick auf Methanemissionen, und welche Chancen und Risiken damit verknüpft wären. Alternative Instrumente werden im Rahmen der Studie nicht untersucht, welche daher auch keine abschließenden politischen Empfehlungen oder Vorschläge formuliert. Der Bericht kommt zu dem Schluss, dass eine Ausweitung der Emissionsbepreisung auf die gesamte Erdgas-Lieferkette für in Europa verbrauchtes Erdgas mithilfe des EU-ETS 1 zwar erhebliche Klimavorteile bieten würde, jedoch auch Herausforderungen mit sich bringt. Für CO₂ erscheint eine parallele Erweiterung des EU CO2-Grenzausgleichsmechanismus (CBAM) zur Einbeziehung wie im EU-ETS 1 grundsätzlich machbar, wenngleich hierfür ein MRV-System für Drittstaaten etabliert werden müsste. Die Einbeziehung von Methanemissionen in das EU-ETS 1 ist dagegen mit erheblichen Schwierigkeiten verbunden, insbesondere aufgrund der hohen MRV-Unsicherheit bei der Erfassung präziser Emissionswerte. Ein vorsichtiges Vorgehen bestünde darin, zunächst Erfahrungen mit der Umsetzung der EU-Methanverordnung zu sammeln und anschließend deren Eignung als Grundlage für eine Einbeziehung in das EU-ETS 1 zu prüfen. Eine Integration der Methanemissionen aus der Lieferkette innerhalb des EWR in das EU-ETS 1 wäre dabei Voraussetzung für jede analoge Erweiterung des CBAM.

This report assesses the relevance of natural gas supply chain emissions as well as options for their regulation and pricing within the EU climate policy framework. Including direct supply chain emissions – both CO₂ and methane (CH₄) – can significantly increase the estimated total climate impact of natural gas, raising the overall climate footprint of natural gas by up to 35% compared to considering combustion emissions alone. Unregulated supply chain emissions risk distorting the path towards climate neutrality by artificially distorting the competitiveness of natural gas, both in a direct comparison to low-carbon alternatives as well as in downstream markets like the one for hydrogen. In this context, grey and blue hydrogen could benefit from an unlevel playing field over the production of green hydrogen. Currently, a large share of natural gas supply chain emissions emitted within the European Economic Area (EEA) is already subject to regulation. CO₂ emissions at stationary installations along the natural gas extraction, processing, pipeline transmission and potential liquefaction segments of the supply chain are priced under the European Emissions Trading System 1 (EU ETS 1). CO₂ emissions from LNG shipping are also (partially) included under the EU ETS 1. Methane emissions monitoring along all supply chain segments is advancing through the EU Methane Regulation, which will demand Oil and Gas Methane Partnership (OGMP) 2.0 Level 5 equivalent MRV for all assets in the EEA by the end of this decade. However, emissions occurring outside the EEA, where a large share of natural gas consumed in the EU originates, remain largely unregulated, despite accounting for a major portion of total supply chain emissions. The EU Methane Regulation aims to partially address this regulatory gap, while the Low-Carbon Fuels Delegated Act provides some estimates to quantify these extra-EEA supply chain emissions. Internationally, few gas-producing countries have implemented methane pricing or robust regulation of supply chain emissions. Norway and Australia focus on upstream emissions, with Norway combining CO₂ and CH₄ pricing and Australia applying a baseline-and-credit system. The U.S. had introduced a federal methane tax in 2024, which was repealed in early 2025. Canada has strengthened methane rules and proposed a sectoral cap-and-trade system, though its future is uncertain. In all cases, regulation is limited to production, lacks Oil and Gas Methane Partnership (OGMP) 2.0 Level 5 MRV standards, and faces political resistance. This report outlines how an extension of the EU ETS 1 scope to natural gas supply chain emissions could look like, particularly with respect to methane emissions, and focuses on the associated opportunities and risks. However, in doing so, it does not aim to assess other potential alternative instruments and thus does not aim to provide conclusive policy advice or definitive proposals. The conclusions indicate that extending emissions pricing under the EU ETS 1 to the full supply chain of natural gas consumed in Europe would yield climate benefits but entails challenges. For CO₂, extension of the EU Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) to reflect an analogous inclusion as under the EU ETS 1 appears feasible, although an MRV system for producers in third countries would need to be introduced. However, including methane emissions in the EU ETS 1 faces significant challenges, especially due to the risk of high MRV uncertainty in a system relying on precise emission estimates. A cautious approach would be to first build up experience with the implementation of the Methane Regulation before evaluating its suitability for providing the basis of an inclusion in the EU ETS 1. An inclusion of EEA methane supply chain emissions in the EU ETS 1 would be a prerequisite to any analogous extension of the CBAM.