Neue Methan-Regeln, Ausstieg aus Russland-Gas ab 2027: Ist der Ersatz überhaupt da?

Ab 2027 verschärft die EU zugleich die Methanregeln für Gasimporte. Deutsche Gasimporteure melden bereits Probleme bei LNG-Verträgen. Und ab Januar 2027 darf dazu noch russisches LNG nicht mehr in die EU kommen. Ab Herbst folgt später das Verbot für russisches Pipelinegas, das derzeit vor allem über TurkStream nach Südosteuropa fließt. Doch ist der Ersatz überhaupt gesichert?

Thomas Geisel bezweifelt das deutlich. „Ich gehe nicht davon aus, dass die russischen Pipelinegas- und LNG-Lieferungen aus anderen Quellen nachhaltig ersetzt werden können“, sagt der frühere Direktor für Erdgaseinkauf bei E.ON Ruhrgas sowie der Ex-Oberbürgermeister von Düsseldorf. Geisel zog 2024 für das BSW ins Europaparlament ein, trat im Juli 2026 jedoch aus der Partei aus.

Ex E.ON-Manager: Europa „absolut nicht“ vorbereitet auf den Ausstieg aus russischem Gas

Heute sagt er: Europa sei auf den vollständigen Ausstieg aus dem russischen Gas ab 2027 „absolut nicht“ vorbereitet. Die Entscheidung, künftig gar kein russisches Erdgas mehr zu beziehen, sei für Geisel mit Blick auf Versorgungssicherheit, Preise und Umwelt „absolut verantwortungslos“.

Nach Angaben der europäischen Energieregulierungsbehörde ACER bestehen in Europa noch Verträge über jährlich 20 bis 32 Milliarden Kubikmeter russisches LNG und weitere 16 bis 26 Milliarden Kubikmeter Pipelinegas. Das bedeutet nicht, dass diese gesamte Menge schon 2027 eins zu eins ersetzt werden muss.

Russisches Gas deckt aber noch rund zwölf Prozent des EU-Gasbedarfs. Im Vergleich zum Vorkriegsjahr 2021 ist das auf den ersten Blick unerheblich – damals lag der Anteil russischen Gases an den EU-Importen noch bei rund 40 bis 45 Prozent. Doch die Weltlage hat sich seitdem durch den Iran-Krieg und die wachsende Konkurrenz mit Asien verändert. Für die EU wird es wieder schwerer als noch 2022, zusätzliche LNG-Mengen zu sichern.

Deutschland selbst bezieht nach dem Ausfall der Nord Stream sowie nach dem Bruch der österreichischen OMV mit Gazprom kein russisches Pipeline-Gas mehr. Was bleibt, sind die LNG-Mengen, die in anderen EU-Staaten noch bis Ende Dezember anlanden dürfen und über das Gasnetz auch Deutschland erreichen.

Trotzdem betrifft die Rechnung erneut deutsche Verbraucher und Unternehmen: Brauchen andere EU-Staaten zusätzliche Lieferungen, konkurrieren sie auf demselben europäischen und globalen Gasmarkt.

EU-Kommission nennt keine konkreten Ersatzmengen zu russischem Gas ab 2027

Und hier hält sich die EU-Kommission auf Anfrage ziemlich bedeckt. Sie nennt keine zusätzlichen Mengen und verweist stattdessen auf die nationalen Diversifizierungspläne, mit denen die Mitgliedstaaten ihren Ausstieg aus russischem Gas vorbereiten sollen. Bis auf Ungarn seien inzwischen alle eingegangen und würden „derzeit geprüft“, teilte eine Sprecherin mit.

Die EU-Kommission könnte dann innerhalb von drei Monaten Empfehlungen dazu abgeben. Darin sollen mögliche Maßnahmen festgelegt werden, die den rechtzeitigen Russland-Ausstieg ermöglichen, ohne die Gasversorgung zu gefährden. Zuvor würden diese mit der europäischen Koordinierungsgruppe „Erdgas“ beraten, so die Sprecherin.

Norwegen, Kanada, Katar: Woher sollen zusätzliche Mengen kommen?

Geisel geht die möglichen Alternativen für die EU eine nach der anderen durch. „Die Niederlande, früher ein wichtiger Lieferant, haben ihre Gasexporte praktisch eingestellt“, sagt er. Die inländische Produktion könnte nur durch eine Aufhebung des Fracking-Verbotes hochgefahren werden, wofür nach Geisels Einschätzung der politische Wille fehlt.

Auch bei Norwegen sieht er wenig zusätzlichen Spielraum. Die Gasproduktion dort erfolge nahe an der Belastungsgrenze oder gehe tendenziell zurück; hinzu kämen derzeit Wartungs- und Reparaturarbeiten an größeren Gasfeldern. Wie viel zusätzliches Gas Norwegen 2027 tatsächlich liefern könnte, bleibt also offen. Der Hauptexporteur Equinor ist nach drei Tagen nicht auf eine Anfrage der Berliner Zeitung zu möglichen zusätzlichen Mengen eingegangen.

Kanada wiederum baut seine LNG-Exporte zwar aus, hilft Europa 2027 aber nur begrenzt. Sefe (ehemals Gazprom Germania) hat sich jährlich eine Million Tonnen aus dem geplanten Ksi-Lisims-Projekt gesichert, Uniper zwei Millionen Tonnen. Doch Ksi Lisims soll erst Anfang der 2030er-Jahre liefern. Woodfibre LNG erwartet seine erste Ladung derzeit erst Ende 2027, aber dieses LNG ist für asiatische Märkte bestimmt.

Katar erweitert mit dem North Field zwar seine LNG-Produktion erheblich. Die Mengen seien jedoch „mehr oder weniger ausverkauft“ und stünden in den kommenden Jahren „allenfalls sehr eingeschränkt“ zur Verfügung, so Geisel. Hinzu komme, dass Doha „Wert auf sehr langfristige Vertragsbeziehungen“ lege. Das passe schlecht zu Europas Ziel, langfristig aus fossilen Energien auszusteigen.

Auch Aserbaidschan nennt Geisel, erwartet von dort aber keine ausreichenden Mengen. Damit bleibt in seiner Rechnung vor allem ein Lieferant, der seine LNG-Exporte gerade massiv ausbaut: die USA.

„Systematischer Preisnachteil“: Bleibt nur noch US-Fracking-Gas als Ersatz da?

Bereits im Juli 2025 hatte EU-Kommissionschefin Ursula von der Leyen dem US-Präsidenten Donald Trump zugesagt, bis zum Ende seiner Amtszeit US-Energie, darunter LNG und Öl, im Wert von 750 Milliarden US-Dollar zu kaufen. Mehr US-LNG bedeute für die europäische und deutsche Industrie allerdings einen „systematischen Preisnachteil“ gegenüber amerikanischen Konkurrenten, sagt Geisel.

Denn auf den örtlichen Gaspreis am Henry Hub, dem wichtigen Verteilungsknotenpunkt für ein Erdgas-Pipelinesystem in Louisiana, kämen für europäische Käufer „noch (mindestens) die Kosten für die Verflüssigung, den Transport und die Regasifizierung“ hinzu. Zudem handle es sich beim US-LNG fast ausschließlich um verflüssigtes Fracking-Gas – also Gas, „das in Deutschland aus ökologischen Gründen gar nicht gefördert werden dürfte“.

Rechtlich bindend ist von der Leyens Zusage an Trump nicht. Die US-Energiebehörde EIA erwartet dennoch, dass die LNG-Exporte 2026 auf 17,0 Milliarden Kubikfuß pro Tag steigen und 2027 nochmals um neun Prozent zulegen. Europa kann sich davon langfristig Mengen sichern – viele US-Verträge erlauben aber, die Ladungen dorthin zu schicken, wo höhere Preise locken.

Wie schnell das gehen kann, zeigt der Juli: Südkorea bezog mit 1,05 Millionen Tonnen so viel US-LNG wie nie zuvor. Insgesamt gingen nach Kpler-Schätzungen 4,23 Millionen Tonnen nach Asien – dreimal so viel wie im Februar. Im Juli zahlte Nordasien im Schnitt 19,10 Dollar je MMBtu, Europa am TTF 18,07 Dollar.

Nach EU-Importverbot: LNG-Mengen aus alten Yamal-Verträgen könnten nach Asien gehen

Die alten Vertragsmengen mit Russland gehen allerdings nicht komplett verloren. Auf Druck Griechenlands wurde im 21. EU-Sanktionspaket eine Ausnahme für bestehende Verträge mit dem russischen Projekt Yamal LNG durchgesetzt. Damit dürfen die bislang für Europa bestimmten Mengen künftig in Länder außerhalb der EU weitergeleitet werden.

Profitiert davon soll vor allem die griechische Reederei Dynagas, die mehrere LNG-Tanker für Yamal betreibt. Aber auch für die französische TotalEnergies kommt Asien als neuer Absatzmarkt infrage. Der deutsche Importeur Sefe mit Sitz in Berlin prüft jetzt nach eigenen Angaben ebenfalls diese Lösung – schließlich läuft der Vertrag mit der russischen Novatek, die hinter dem Yamal LNG steht, noch bis 2040.

Russland kann LNG nach Asien umleiten – doch der Weg dorthin ist länger und teurer

Laufen andere Verträge mit den EU-Käufern früher aus, kann Novatek den Wegfall grundsätzlich nach China, Indien oder in andere asiatische Märkte umleiten, wie das russische Geschäftsportal RBC schreibt. Der potenzielle Absatzmarkt ist groß: Die wichtigsten asiatischen LNG-Importeure kaufen zusammen mehr als 200 Millionen Tonnen pro Jahr. Der Haken liegt beim Transport. Von Yamal nach Europa dauert eine Fahrt rund 17 bis 20 Tage. Nach Asien sind es über den Suezkanal 50 bis 60 Tage, um Afrika sogar 70 bis 80 Tage. Selbst über die Nordostpassage werden 50 bis 65 Tage veranschlagt.

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