Erneuerbare Gase bleiben für die deutsche Energieversorgung unverzichtbar, insbesondere dort, wo die Elektrifizierung an ihre Grenzen stößt. Neben Wasserstoff muss auch das Potenzial von Biomethan konsequent genutzt werden, um die Klimaschutzziele erreichen zu können. Denn Biomethan kann als klimaneutrales und regional erzeugtes Gas die Energiewende maßgeblich unterstützen.
Biogasanlagen produzieren klimafreundliche Energie; © iStock.com/Animaflora
Klimaschonend, hoch effizient und flexibel einsetzbar
Für eine erfolgreiche Transformation des Energiesystems reicht es nicht aus, einzelne Technologien isoliert zu betrachten. Erneuerbare
Gase bleiben unverzichtbar, insbesondere dort, wo die Elektrifizierung an ihre Grenzen stößt. Neben Wasserstoff muss auch das Potenzial von Biogas konsequent genutzt werden. Dafür ist ein integriertes Gesamtkonzept erforderlich, das beide Energieträger systemisch miteinander verknüpft. Nur so lassen sich Synergien erschließen, Doppelstrukturen vermeiden und Investitionen effizient steuern. Die Kombination beider Pfade eröffnet zusätzliche Möglichkeiten und stärkt die Versorgungssicherheit. Einige europäische Länder wie zum Beispiel Frankreich oder Dänemark nutzen dieses Potenzial bereits und setzen mittels gezielter Förderinstrumente auf den weiteren Ausbau ihrer Biomethanmärkte. Ein europaweit verbundenes Methannetz und die Versorgung mittels Importen wäre damit perspektivisch denkbar.
Biogas entsteht durch die Vergärung organischer Materialien wie Gülle, Bioabfälle, Klärschlamm oder Energiepflanzen (z. B. Mais). In luftdichten Fermentern zersetzen Mikroorganismen die Substrate und erzeugen ein Gasgemisch, das hauptsächlich aus Methan und Kohlenstoffdioxid (CO2) besteht. Dieses sogenannte Rohbiogas kann entweder direkt in Blockheizkraftwerken (BHKW) zur Strom- und Wärmeerzeugung genutzt oder zu Biomethan aufbereitet und ins Erdgasnetz eingespeist werden.
Bei der Aufbereitung von Biogas zu Biomethan werden CO2 und andere Begleitstoffe entfernt, sodass nahezu reines Methan übrig bleibt. Biomethan ist chemisch nahezu identisch mit Erdgas und gilt als klimafreundlich, da bei seiner Verbrennung nur das zuvor gebundene CO2 freigesetzt wird. Häufig werden die Begriffe Biogas und Biomethan fälschlicherweise synonym genutzt. Richtig ist, dass Biogas die Vorstufe des aufbereiteten Biomethans ist, für das besondere Qualitätsanforderungen gelten, damit es ins Gasnetz eingespeist werden kann.
In Deutschland erzeugen mehr als 9.200 Biogasanlagen jedes Jahr rund 110 TWh Biogas. Daraus werden rund 40 TWh Strom gewonnen - das entspricht etwa acht Prozent des gesamten Stromverbrauchs in Deutschland. Ein weiterer Teil wird als Wärme bereitgestellt und etwa 10 TWh gehen ins Gasnetz.
Die Biogasanlage in Deutschland sind nicht gleichmäßig, sondern regional unterschiedlich verteilt. Besonders viele und große Erzeugungspotenziale finden sich im Norden, vor allem in Niedersachsen, Schleswig-Holstein und Mecklenburg-Vorpommern, sowie im Süden in Baden-Württemberg und Bayern. In der Mitte Deutschlands ist die Dichte der Biogasstandorte dagegen geringer.
Die Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz macht Bio-Energie speicherbar und bedarfsgerecht transportierbar. Dadurch ist Biomethan derzeit im Gegensatz zu Sonne und Wind (Strom) eine voll flexible erneuerbare Energie. Über das Gasnetz steht Biomethan allen klassischen Anwendungen (Wärme, Strom, Mobilität, chemische Industrie) zur Verfügung und kann dort jeweils lastabhängig bzw. bedarfsgerecht eingesetzt werden. Biomethan ist der derzeit wichtigste regelbare erneuerbare Energieträger.
Aktuell wird ein Zehntel der Biogasproduktion ins Gasnetz eingespeist. Rein rechnerisch ließen sich mit der aktuellen Biogasproduktion 13 Prozent des Gasbedarfs in Deutschland decken. Allerdings liegen Erzeugung und Verbrauch meist nicht am selben Ort: Während in Nord- und Süddeutschland große Mengen Biogas produziert werden, ist der Gasbedarf beispielsweise in Nordrhein-Westfalen besonders hoch.
Betrachtet man Erzeugung und Bedarf nach Regionen, zeigt sich jedoch, dass der Gasbedarf in 34 Landkreisen vollständig durch Biogas gedeckt werden könnte. Dort wäre also eine klimaneutrale Gasversorgung möglich, wenn das Rohbiogas aufbereitet und als Biomethan in das bestehende Erdgasnetz eingespeist würde. Derzeit wird allerdings nur ein kleiner Teil des Rohbiogases zu Biomethan aufbereitet. Im Jahr 2024 speisten rund 250 Anlagen insgesamt etwa 11 TWh Biomethan ins Gasnetz ein, also nur rund zehn Prozent der gesamten Rohbiogasproduktion. Der überwiegende Teil des erzeugten Biogases wird direkt in Blockheizkraftwerken verstromt.
Dass der überwiegende Anteil an Biogas zur Stromerzeugung verwendet und nicht zu Biomethan aufbereitet wird, liegt vor allem an der EEG-Förderung. Diese garantiert den Biogasanlagen für zwanzig Jahre feste Vergütungssätze für den eingespeisten Strom und hat den Ausbau der Biogasanlagen in der Vergangenheit maßgeblich vorangetrieben. Nun läuft diese Förderung für die ersten Anlagen aus und für viele Betreiber stellt sich die Frage, wie sie ihre Anlagen künftig wirtschaftlich betreiben können.
In den kommenden Jahren benötigen zahlreiche Anlagen ein alternatives Geschäftsmodell, um eine Stilllegung zu vermeiden und das erhebliche Erzeugungspotenzial zu erhalten. Damit das Potenzial von Biomethan voll ausgeschöpft werden kann, müssen kurzfristig klare regulatorische Rahmenbedingungen geschaffen werden. Zunächst gilt es, den Weiterbetrieb bestehender Biogasanlagen zu sichern. Dafür brauchen Anlagenbetreiber verlässliche wirtschaftliche Perspektiven über die EEG-Förderung hinaus, beispielsweise über die erleichterte Einspeisung ins Gasnetz.
Das theoretische Potenzial von Biomethan für den Klimaschutz in Deutschland ist hoch, wie eine Kurzstudie des DVGW zeigt, doch die Umsetzung steht vor großen Herausforderungen. Die zeitlich begrenzte Förderung für Biogasanlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), hohe Kosten für die Aufbereitung von Rohbiogas und für die Einspeisung von Biomethan, die fehlende Flexibilität der Anlagen bei saisonal schwankendem Gasbedarf sowie offene Fragen zur Netzplanung gefährden die Nutzung dieses Potenzials. Hinzu kommen regulatorische Unklarheiten durch den Wegfall der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) und der Nachfolgeverordnung „Festlegung in Sachen Zugang von Biogas – ZuBio“.
Eine Möglichkeit, Biogas auch nach dem Ende der EEG-Förderung effizient zu nutzen, ist die Aufbereitung zu Biomethan und die Einspeisung ins Gasnetz. Allerdings ist die Umrüstung auf Biomethan mit Investitionskosten verbunden: Für die Aufbereitung sind Aufreinigungsanlagen notwendig. Ebenso müssen Leitungen und Einspeiseanlagen gebaut werden, die das Gas ins Netz bringen.
Eine Lösung hierfür stellt das Konzept der „Clusterung“ dar. Dieses sieht vor, dass sich mehrere Biogasanlagen in regionaler Nähe über eine Sammelleitung zusammenschließen. Als Cluster können sie dann das Biogas aufbereiten und als Biomethan ins Gasnetz einspeisen. Durch die gemeinsame Infrastruktur lassen sich die gesamten Investitionskosten deutlich senken – um bis zu 80 Prozent. Potenziale hierfür bestehen in weiten Teilen Deutschlands.
In 70 Prozent der Landkreise ist eine Clusterung möglich. Im Schnitt kann dort 65 Prozent der Energie geclustert werden. In Landkreisen mit hoher Anlagendichte, wie in Niedersachsen oder Schleswig-Holstein, ist die Clusterung sogar für über 80 Prozent der Anlagen interessant. In den verbleibenden Landkreisen ist keine Clusterung möglich, da hier die Entfernungen zwischen den Anlagen zu groß ist.
Mit diesem vielversprechenden Ansatz können Biogasanlagen auch nach dem Ende der EEG-Förderung wirtschaftlich betreiben werden und gleichzeitig einen Beitrag zur Systemintegration leisten. Durch die Bündelung mehrerer Anlagen wird nicht nur die Kosteneffizienz gesteigert, sondern auch die Flexibilität erhöht, sodass Biogas über die reine Stromerzeugung hinaus genutzt werden kann. In der Praxis wird dieses Modell bisher selten umgesetzt, oft aufgrund fehlender Informationen oder mangelnder Abstimmung zwischen den beteiligten Akteuren.
Eine mögliche Lösung wäre die Einrichtung einer zentralen Koordinierungsstelle, die die Verantwortung übernimmt und die Zusammenarbeit organisiert. Dies könnte eine Institution auf Landesebene sein. Ebenso denkbar ist, dass sich aus der Idee der Clusterung ein neues Geschäftsmodell entwickelt, bei dem ein privater Akteur die Koordination übernimmt.
Eine weitere Herausforderung ist die ganzjährig weitgehend konstante Biogaserzeugung. Aus technischen und biologischen Gründen können Biogasanlagen nur begrenzt flexibel betrieben und nicht kurzfristig hoch- und runtergefahren werden. Anders als Wind- oder Solaranlagen sollten sie relativ kontinuierlich laufen, um stabile Prozesse in den Fermentern sicherzustellen. Das steht im Gegensatz zum Gasbedarf, der starken saisonalen Schwankungen unterliegt.
Während im Winter eine hohe Nachfrage nach Gas besteht, insbesondere für die Wärmeversorgung von Haushalten, Gewerbe und Wärmenetzen, sinkt der Gasverbrauch in den Sommermonaten deutlich, da kaum Heizenergie benötigt wird. Damit es in Zeiten geringer Nachfrage nicht zu einer Überlastung des Netzes kommt, sind Ausgleichsmechanismen erforderlich, denn ein Gasüberschuss lässt sich nicht durch das Abschalten der Anlagen ausgleichen.
Eine praktikable Lösung wäre die Einspeicherung des überschüssigen Biomethans in Untertagegasspeichern. Diese Speicher dienen als Puffer zwischen kontinuierlicher Erzeugung und schwankendem Verbrauch. Die Verteilung der Speicherkapazitäten ist regional sehr unterschiedlich, was eine strategische Planung erfordert. In einigen Regionen deckt sich eine hohe Biogasproduktion mit vorhandenen Speicherstandorten – vor allem im Nordwesten Deutschlands sowie in Südbayern.
Eine theoretische Alternative wäre die Rückspeisung des „überschüssigen“ Biomethans in das vorgelagerte Transportnetz, um es überregional oder sogar europaweit zu verteilen. In der Praxis erweist sich dieser Ansatz jedoch meist als technisch und wirtschaftlich aufwendig. Unter anderem muss das Gas verdichtet und wieder deodoriert sowie eventuell verbliebener Sauerstoff entfernt werden.
Auch wenn einige Gasnetzbetreiber bereits die parallele Nutzung ihrer Leitungen für Biomethan und Wasserstoff planen, liegt eine weitere Hürde in der Netzentwicklung und der Umstellung von Teilen der Infrastruktur auf Wasserstoff. Ist dies umgesetzt und sind keine parallelen Infrastrukturen möglich, könnte Biomethan nicht mehr ins Netz eingespeist werden. Um dennoch eine flexible Nutzung beider Energieträger zu ermöglichen, kommen verfahrenstechnische Umwandlungsprozesse ins Spiel, die Methan und Wasserstoff ineinander umwandeln können.
Für die Umwandlung von Methan zu Wasserstoff gibt es zwei Ansätze: Ein etabliertes Verfahren ist die Dampfreformierung. Bei diesem Verfahren reagiert Methan mit Wasserdampf und bildet Wasserstoff sowie Kohlenstoffdioxid und -monoxid. Dieses Verfahren wird bereits weltweit im großen Maßstab in der chemischen Industrie und in der Petrochemie eingesetzt.
Ein weiterer Weg ist die Methanpyrolyse, bei der Methan zu Wasserstoff und festem Kohlenstoff gespalten wird. Der feste Kohlenstoff kann anschließend dauerhaft gespeichert (CCS) oder für andere Anwendungen genutzt werden (CCU), etwa als Rohstoff in industriellen Prozessen oder zur Verbesserung von Böden mit geringem Kohlenstoffgehalt. Da der Kohlenstoff aus dem Biomethan ursprünglich aus der Atmosphäre durch Pflanzenwachstum gebunden wurde, kann die Anwendung dieses Verfahrens bei Biomethan zu einer negativen CO2-Bilanz beitragen. Zudem benötigt dieses Verfahren weniger Energie als die klassische Elektrolyse, weshalb der so erzeugte „türkise“ Wasserstoff effizienter ist. Weltweit laufen derzeit Pilot- und Demonstrationsprojekte, um die Technologie aus dem Labor in die Praxis zu überführen.
Auch der umgekehrte Weg ist möglich: Bei der Methanisierung wird Wasserstoff zusammen mit CO2, zum Beispiel aus dem Rohbiogas, zu Methan und Wasser umgesetzt. Dieser Prozess wird heute in Power-to-Gas-Anlagen genutzt, um erneuerbares Methan herzustellen und so Überschüsse aus der erneuerbaren Stromerzeugung in speicherbare Energie umzuwandeln. Diese Technologien eröffnen die Chance, Wasserstoff- und Methannetzgebiete miteinander zu verbinden und regionale Unterschiede auszugleichen. Allerdings schlägt sich dies auf die Kosten und die Effizienz nieder. Voraussetzung dafür ist eine integrierte Netzentwicklungsplanung, die sowohl den Aufbau von Wasserstoffnetzen berücksichtigt als auch den Erhalt einer Methaninfrastruktur beinhaltet. Dabei muss geprüft werden, in welchen Regionen Biogas ein besonders hohes Potenzial hat und wie es dort effizient genutzt werden kann. Gleichzeitig muss auch geklärt werden, in welchen Netzgebieten gegebenenfalls parallele Infrastrukturen sinnvoll sind.
Neben praktischen und technischen Herausforderungen gibt es auch regulatorische Hürden, die aktuell die Einspeisung von Biomethan und damit den Fortbestand vieler Biogasanlagen gefährden. Die Einspeisung von Biomethan in das Gasnetz wurde seit 2010 maßgeblich durch die Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) geregelt. Sie schuf einen verlässlichen rechtlichen Rahmen für Anschluss und Netzzugang und verpflichtete Gasnetzbetreiber, Biogasanlagen anzuschließen und Biomethan aufzunehmen. Zudem legte sie die Verteilung der Anschlusskosten zwischen Gasnetz- und Biogasanlagenbetreibern fest. Diese Regelungen waren eine zentrale Voraussetzung dafür, dass Biomethanprojekte wirtschaftlich umsetzbar waren.
Die GasNZV ist offiziell Ende 2025 ausgelaufen; Festlegungen der Bundesnetzagentur sollen zunächst den Übergang regeln. Dadurch entstehen jedoch erhebliche Unsicherheiten. Als Nachfolgeregelung entwickelt die Bundesnetzagentur derzeit das Festlegungsverfahren bezüglich des Zugangs von Biogas (ZuBio), das künftig den Netzzugang für Biomethan regeln soll. Ziel ist es, die bisherigen Regelungen an neue europäische Vorgaben und die veränderten Rahmenbedingungen im Gasmarkt anzupassen. Viele zentrale Fragen sind jedoch noch nicht abschließend geklärt, wie etwa zur Kostenverteilung beim Netzanschluss und zu den künftigen Pflichten der Netzbetreiber.
Die auslaufende Gasnetzzugangsverordnung muss dringend durch verlässliche Nachfolgeregelungen ersetzt werden, die Investitionssicherheit für Anlagen- und Netzbetreiber gewährleisten. Ein zentraler Punkt ist dabei eine verbindliche Definition von „Wirtschaftlichkeit“ bzw. ein Verweis darauf, dass der Aufbereitungs- und Einspeiseprozess kostenoptimal zu gestalten ist.
Dies könnte beispielsweise über einen Schwellenwert erfolgen: Kosten bis zu diesem Wert werden umgelegt, darüber hinausgehende Mehrkosten trägt der Anschlussnehmer, also der Anlagenbetreiber Diese fehlende Klarheit führt dazu, dass Investitionen in Biomethanprojekte ausbleiben. Biogas-Anlagenbetreiber wissen nicht, inwieweit sie bei Planung, Finanzierung und Netzanschluss gehen können. Auch für die Netzbetreiber bleibt offen, welche Kosten sie übernehmen müssen und unter welchen Bedingungen ein Anschluss verpflichtend ist.
Werden diese Fragen nicht zeitnah geklärt, droht nach dem Auslaufen der EEG-Förderung die Stilllegung zahlreicher Anlagen – und damit der Verlust von wertvollen Potenzialen für die deutsche Energietransformation.
In den kommenden Jahren wird die Auswahl der Biomasse, mit der Biogas produziert werden kann, durch die novellierte EU-Richtlinie Renewable Energy Directive (RED) III eingeschränkt. Sie grenzt die Nutzung von Pflanzen ein, die auch als Nahrungsmittel dienen, wodurch sich der Einsatz von Mais als Substrat verringert. Dennoch bleibt das Potenzial groß, wenn verstärkt Reststoffe und Abfälle genutzt werden: Das geschätzte Gesamtpotenzial nach den Vorgaben der RED III liegt bei mindestens 120 TWh. Den größten Beitrag liefert Getreidestroh, gefolgt von Rindergülle.
Auch Bioabfall und Garten- und Parkabfälle tragen zur Biogaserzeugung bei. Zusätzlich erlaubt RED III die Nutzung weiterer Substrate wie Zwischenfrüchte oder Mischkulturen, die die Potenziale weiter erhöhen. Für diese liegen jedoch keine belastbaren Mengenangaben vor. Auch hier sind die Potenziale regional unterschiedlich verteilt, mit den höchsten Potenzialen im Norden Deutschlands. Für das Jahr 2045 wird ein Biomethanpotenzial in Deutschland von 100 bis 200 TWh/a prognostizier.
Die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan und die anschließende Einspeisung ins bestehende Gasnetz sind wichtige Elemente der Energiewende in Deutschland und stellen unter technologischen Gesichtspunkten den Stand der Technik dar. Gleichwohl existieren regulatorische bzw. prozessuale Hemmnisse, die dem entsprechenden Hochlauf in der Bundesrepublik im Weg stehen. Die vom DVGW initiierte und mit verschiedenen Akteuren besetzte Taskforce Biomethan hat vor diesem Hintergrund in insgesamt drei Arbeitsgruppen erörtert, wie sich Biomethan-Aufbereitung und -Einspeisung beschleunigen lassen. Der vorliegende Fachbeitrag wirft einen Blick auf die abgeschlossene Arbeit der Taskforce und erläutert u. a., welchen Weg unsere europäischen Nachbarn in dieser Hinsicht gehen.
