Ab 2029 ist reines Erdgas laut Gebäudeenergiegesetz (GEG) nicht mehr zulässig. Es muss einen 15-prozentigen Anteil an Wasser­stoff oder Biomethan enthalten. Dabei kommt eine Reihe von Studien – zuletzt von den Fraunhofer-Instituten IEG und ISI sowie von einer unter Koordination der Klimaschutz- und Energieagentur Baden-Württemberg – zu dem Schluss, dass Wasserstoff wohl keine realistische Lösung für den Wärmesektor ist.

Verbot fossiler Brennstoffe kommt

Bleibt also das Biomethan, das zudem dem Erdgas sehr einfach beigemischt werden kann. Bei Heizungen mit Installationsdatum ab dem 1. Januar 2024 sieht das GEG zeitlich abgestuft feste Quoten vor:

• 15 Prozent ab 1. Januar 2029,
• 30 Prozent ab 1. Januar 2035,
• 60 Prozent ab 1. Januar 2040.

Und ab 1. Januar 2045 gilt letztlich eine 100-Prozent-Quote für alle – auch ältere – Öl- und Gaskessel. In ihnen dürfen ab dem 1. Januar 2045 fossile Brennstoffe generell nicht mehr zum Einsatz kommen.

Gasnetz steht zur Disposition

Auf kommunaler Ebene ist dabei wichtig, wie schnell es zum Austausch von alten Öl- und Gasheizungen kommt. Kommunale Wärmeplanungen zeigen teils einen hohen Bestand an alten Anlagen. Kommt es hier zum Wechsel der Heizungsart, kann in einzelnen Quartieren das Gasnetz zur Disposition stehen.

Dieser Artikel ist original in der Zeitschrift Energiekommune erschienen. Bestellen Sie jetzt ein kostenloses Probeabo mit drei Ausgaben!

Und wenn das derzeitige GEG kippt, weil die Union das „Heizungsgesetz“ abschaffen will? Dann bleibt laut deut­schem Klimaschutzgesetz die Anforderung bestehen, bis 2045 die Klimaneutralität zu erreichen und die Treib­haus- ­gasemissionen zu senken. Das Zwischenziel für 2030 liegt bei 65 Prozent. Und beides ist ohne einen Kurs weg von fossilen Brennstoffen nicht erreichbar. Daran kommt der Gesetzgeber auch bei einem möglichen neuen GEG nicht vorbei. Und außerdem sieht die Gebäuderichtlinie der Europäischen Union vor, dass die Mitgliedstaaten möglichst schon bis 2040 einen kompletten Ausstieg aus fossiler Wärmetechnik vorantreiben sollen. Deutschland muss hier also eher nachbessern als zurückrudern.

Wie viel Biomethan wird am Markt sein?

Doch nicht nur Gasheizungen sind von gesetzlichen Anforderungen betroffen. Auch für Wärmenetze sind Transformationspläne hin zu erneuerbaren Ener­gien zu erarbeiten. Auch hier kann der Einsatz von Biomethan in Gas-BHKW eine Option sein.
Wer darüber nachdenkt, kommt schnell in den Bereich der Spekulation. Diese gilt zwei wesentlichen Fragen:

1. Wie viel Biomethan steht künftig zur Verfügung?
2. Was kostet es?

Mit Blick auf die Wärmewende hin zu einer klimaneutralen Versorgung ist sich Timo Kubenke, Projektmanager bei der Green Navigation GmbH, sicher: „Biomethan allein wird nicht die Lösung sein.“ Hier gebe es auch natürliche Wachstumsgrenzen. Andere Technologien wie die Wärmepumpe würden hier mehr Anteile erreichen.

Green Navigation ist an einer Schnitt­stelle zwischen Biomethan­ver­kauf und -ankauf tätig. Das Unter­neh­men hat ein Onlineportal aufgebaut, das beide Seiten zusammenbringen soll. Außer­dem ist es möglich, das Unternehmen für die Nachweisführung und die Dokumentation bestimmter Biomethaneigenschaften zu engagie­ren. Kubenke erklärt, dass eine Reihe von Kundengruppen das Portal nutze. Das seien zum Beispiel Stadtwerke, die Biomethan für BHKW einsetzen, die nicht nur ein Wärmenetz speisen, sondern den Strom auch im Rahmen des EEG vermarkten. Und es zählen Firmen dazu, die Erdgas mit einem Anteil Biomethan an ihre Kunden verkaufen.

Solche Angebote mit beigemisch­tem Biomethan sind schon jetzt zu finden, also vor den kommenden gesetzlichen Pflich­ten. Die Vergleichsportale zeigen hier im jeweils günstigsten Tarif einen Preisunterschied von ca. 1,5 bis 2 Cent je Kilowattstunde (kWh) zwischen reinem Erdgas und solchem mit 15-prozentigem Biomethananteil. Bei 65 Prozent kommt noch einmal in etwa der gleiche Preiszuschlag oben drauf.

Der Preis für Biomethan

Wenn ab 2029 oder auch früher im Zuge der Dekarbonisierung von Wärmenetzen die Nachfrage steigt, ist wohl eher mit steigenden Preisen zu rechnen. Kubenke weist zudem auf den Mobilitätssektor hin. Gerade beim Schiffsverkehr gebe es ein wachsendes Interesse an Biomethan.

Die Momentaufnahme beim Biomethan zeigt aber ein anderes Bild. Laut Biomethan-Branchenbarometer 2025, das die Deutsche Energie-Agentur (Dena) im Oktober neu herausgebracht hat, ist eine sinkende Nachfrage zu verzeichnen. Im EEG-Geschäft gibt es einen Einbruch. „Die Nachfrage nach Biomethan liegt im Vergleich zu den bestehenden Produktionskapazitäten weiterhin auf niedrigem Niveau“, so die Dena. Sie führt dies auf die Insolvenzen der beiden größten Biomethanhändler zurück. „Insgesamt ist das EEG-Geschäft in den vergangenen beiden Jahren damit um mehr als ein Drittel geschrumpft“, erklärt die Dena: „Dies spiegelt sich auch in den weiter sinkenden Biomethanpreisen für EE-Qualität wider.“

Zu beachten ist: Biomethan ist nicht gleich Biomethan. Es gibt unterschiedliche Merkmale. Maßgeblich sind dafür die Ressourcen, die bei der Produktion von Biomethan zum Einsatz kommen, ob es etwa vor allem Abfallstoffe, Gülle oder nachwachsende Rohstoffe sind. So muss Biomethan bestimmte Kriterien aufweisen, damit bei der Verstromung in einem BHKW eine Marktprämie im Rahmen des EEG fließt. Dies ist durch Zertifikate nachzuweisen. Die genann­ten Insolvenzen hatten ihre Ursache auch in falschen Zertifikaten, die zu Problemen bei den Händlern führten.

Auch das Biomethan, das in Heizungen im Rahmen des GEG zum Ein­satz kommen darf, muss bestimmte Krite­rien erfüllen. Stammt es aus Biogasanlagen mit einer Leistung ab 1 MW, die ab 2024 in Betrieb gegangen sind, darf der Anteil von Getreidekorn oder Mais höchstens 40 Prozent betragen.

Derzeit sieht die Dena im Wärmemarkt eine geringe Nachfrage. Die Zahl GEG-konformer Gastarife sei gering. Und besonders für Anbieter in diesem Markt zählten die anhaltenden politischen Diskussionen über das GEG sowie eine schleppende Heizungsmodernisierung zu den größten Herausfor­derun­gen.

Konkurrenz aus dem Ausland

Dabei ist fraglich, ob deutsche Anbieter trotz des bislang großen Potenzials vom Wärmemarkt profitieren könnten. Denn das Preisniveau für deutsches Bio­me­than ist deutlich höher als für im Ausland produziertes. Guido Ehrhardt, Referatsleiter Politik beim Fachverband Biogas, erklärt dies mit einer deutlich besseren Förderung in einigen Nachbarländern. So seien dort teils die Anschlüsse an das Gasnetz komplett kostenfrei und zusätzlich gebe es Marktprämien.

In Deutschland musste die Branche zuletzt bangen, dass ein Entwurf aus dem Wirtschaftsministerium die Anschlusskosten komplett den Anlagenbetreibern aufgelastet hätte. Derzeit liegt die Kostenteilung aufgrund der Gasnetzzugangsverordnung bei 75 Prozent für die Netzbetreiber und 25 Pro­zent für die Anlagenbetreiber. Diese Verordnung lief zwar zum Ende des Jahres 2025 aus. Doch in fast letzter Minute beschlossen der Wirtschaftsausschuss des Bundestages und nachfolgend das Plenum eine Übergangszeit bis Ende 2026, in der die Regelungen der Gasnetzzugangsverordnung weiter gelten sollen. In dieser Zeit kann mög­li­cher­wei­se eine andere Regelung gefunden werden. Ansonsten ver­schlech­tern sich die Chancen für hiesige neue Biomethananlagen.

Die kämen wohl gerade im Wärmemarkt kaum zum Zuge. Er sei preissensibler als der Kraftstoffmarkt, sagt Ehrhardt. So seien die Importe besonders im Wärmemarkt wohl ein Lichtblick für Verbraucher. Die Dena nennt auf Basis des REPowerEU-Plans das Ziel, die Erzeugung von Biomethan auf etwa 370 Terawattstunden (TWh) bis 2030 zu steigern. Im Vergleich dazu liegt die Biomethanproduktion in Deutschland bei et­was mehr als 10 TWh (2022) und der maximale theoretische Bedarf hierzulande für den Wärmesektor bei etwa 40 TWh. Dieser Bedarf im Wärmesektor würde allerdings in Konkurrenz treten zu anderen Ländern und anderen Sektoren.

Wie hochspekulativ die Frage nach der Versorgungssicherheit und den Preisen ist, macht auch der Hinweis von Ehrhardt auf die Ukraine deutlich. Die habe in diesem Jahr erstmals Biome­than nach Europa geliefert. Und das theoretische Potenzial für die Biomethanproduktion bei relativ günstigen Preisen sei in der Ukraine beträchtlich. Sicherheit aber bietet das in der derzeitigen Situation überhaupt nicht.

Jede Prognose für Biomethan ist sehr spekulativ

Die Frage nach den kommenden Prei­sen für Biomethan kann auch Kubenke nicht beantworten. Er erwartet ein weiterhin höheres Preisniveau als bei Erdgas. Doch auch dies lasse sich natürlich nicht sicher vorhersagen. Und beim Biomethan selbst gebe es sehr viele Faktoren, die sich auf den Preis auswirken können. Dazu zählen die Gesetzge­bung, die Entwicklung des Angebots im In- und Ausland und auch der CO2-Preis. Letzterer könnte ab einem bestimmten Preis zum Break Even führen: Der Mehrpreis für Biomethan würde dann mehr als ausgeglichen durch den Aufschlag für CO2-Zertifikate beim Erdgas. Das heißt aber auch: Biomethan würde in diesem Szenario konkurrenzfähig, weil das Erdgas jedenfalls inklusive CO2-Preis deutlich teurer wird.

Dieser Artikel ist original in der Ausgabe 1/26 der Zeitschrift Energiekommune erschienen. Energiekommune ist der Infodienst für die lokale Energiewende. Er erscheint monatlich. Bestellen Sie jetzt ein kostenloses Probeabonnement mit drei aktuellen Ausgaben!

Quelle: Andreas Witt | www.solarserver.de © Solarthemen Media GmbH