Jahreskonferenz 2025

Im ersten Block hat Ralph Kremp (Partner, BET Consulting) für die Transformation der Gasnetze drei Optionen aufgezeigt: Stilllegung, Umwidmung auf Wasserstoff oder begrenzte Weiterführung mit Biomethan. Wasserstoff wird langfristig teuer bleiben und nur in bestimmten Industriesektoren eine Rolle spielen. Biomethan bietet regional Chancen, etwa durch Biomethan-Cluster, muss aber durch koordinierte Planung und Netzkostensteuerung gezielt eingesetzt werden.

Anne Zeidler (Vorsitzende Beschlusskammer 7 (Regulierung Gas- und Wasserstoffnetze), BNetzA) stellte die Festlegung in Sachen Zugangsregelungen für Biogas, kurz „ZuBio“, vor. Mit „ZuBio“ ersetzt die BNetzA das bisherige Regelwerk der GasNZV und regelt damit den Netzzugang von Biomethan. Das Ziel der Festlegung war es Rechtssicherheit zu schaffen und bewährte Elemente der GasNZV in Einklang mit den neuen EU-Vorgaben zu bringen. Für den Bereich des Anschlusses ist nun der Gesetzgeber zuständig, um Unklarheiten zu beseitigen und Sicherheit zu schaffen. 

Aus Sicht der Verteilnetzbetreiber präsentierte Michael Schneider (Geschäftsführer Energienetze Bayern) die vielfältigen praktischen Herausforderungen, die sich aus den jüngsten Richtlinienanpassungen für Netzbetreiber ergeben. Insbesondere Faktoren wie Kosten, langwierige Genehmigungsverfahren und Kapazitätsfragen bremsen den Ausbau der Biomethaneinspeisung spürbar. Er betonte, dass verlässliche Rahmenbedingungen für Kostenwälzung und Umlagefinanzierung sowie flexible und eng abgestimmte Projektstrukturen zwischen Einspeisern und Netzbetreibern entscheidend sind, um Biomethan langfristig sicher in die Gasnetze zu integrieren – Biomethan-Cluster sieht er jedoch eher kritisch.

Karin Naumann (Wissenschaftliche Mitarbeiterin, DBFZ) erläuterte wie die Anpassung der THG-Quote für Biomethan im Verkehrssektor große Chancen eröffnet, gleichzeitig jedoch stark von der regulatorischen Ausgestaltung abhängig bleibt. Mit steigenden Anforderungen an die Emissionsminderung und dem Abbau von Nahrungsmittelkraftstoffen wächst der Bedarf an erneuerbaren Energieträgern – insbesondere an fortschrittlichem Bio-CNG und Bio-LNG. Erneuerbares Methan könnte technisch bis zu 150 TWh als Kraftstoff bereitstellen, doch die künftige Flottenregulierung und der genaue Umgang mit RFNBO-Vorgaben entscheiden über die tatsächliche Marktöffnung. 

Die Preisbildung am Biomethanmarkt wird laut Svea Winter (Market Reporter, Argus Media) stark von Substrat, Zertifizierung und Anwendungssektor bestimmt. Unterschiedliche Regime für Kraftstoffe, Schifffahrt und Industrie führen zu Interdependenzen: Eine steigende Nachfrage nach unsubventioniertem Biomethan im Schiffsverkehr kann die Preise für abfallbasiertes Biomethan indirekt beeinflussen. Seit der Entkopplung von THG-Zertifikaten und Biomethanpreisen im Herbst 2025 verstärkt sich diese Divergenz. Während die Nachfrage nach Quotenanrechnung steigt, bleibt das Angebot begrenzt und die Preisrelationen zunehmend volatil.

Katja Leuteritz (Senior Lead Expert, NOW) stellte vor, dass sich LNG als Übergangskraftstoff im Schiffsverkehr etabliert hat, während neue Optionen wie Ammoniak, Wasserstoff und Methanol noch komplexe Sicherheits- und Zulassungsanforderungen durchlaufen. Die EU-Verordnung FuelEU Maritime verpflichtet Reedereien und Häfen zu deutlich strengeren Emissionsstandards und zur Bereitstellung entsprechender Infrastruktur. Zugleich arbeitet die Bundesregierung an einem Maßnahmenplan für emissionsarme Schifffahrt und den Aufbau grüner Schifffahrtskorridore. 

Laut Klaus Völler (Seniorexperte Erneuerbare Gase, dena) entwickelt sich der grenzüberschreitende Handel mit Biomethan dynamisch: Länder wie Dänemark, Großbritannien und die Niederlande exportieren zunehmend, während Deutschland, Schweden und die Schweiz zu den Hauptimporteuren zählen. Das europäische Handelssystem funktioniert trotz unterschiedlicher Regelungen, da Handel und Nutzung über Register wie ERGaR massenbilanziell nachvollzogen werden. Anpassungen in der RED III und eine verbesserte Abstimmung mit Eurostat-Daten sollen zukünftig Doppelanrechnungen verhindern und mehr Transparenz bei der Herkunftsnachweisführung schaffen. 

Mit der Umsetzung der RED III sowie der Anpassung der Nachhaltigkeitsverordnungen stehen umfangreiche Neuerungen für Zertifizierungsstellen und Marktakteure bevor, wie Frieda Becker (Teamleiterin Prüfstelle | Lieferkettenzertifizierung, GUTcert) hervorhob. Neben verschärften Flächenkriterien, z.B. dem neuen Schutzstatus für Heideland, werden Zertifizierungspflichten auf kleinere Anlagen ausgeweitet und Fristen enger gesetzt. Ab 2026 gilt eine verpflichtende Treibhausgasminderung für alle Neuanlagen, Ausnahmen bestehen nur über befristete Bestandsschutzregelungen. Steigende Anforderungen an Auditierungsstellen stellen insbesondere kleinere Prüforganisationen vor erhebliche strukturelle Herausforderungen. 

Jan Horstmann (Manager Strategy & Business Development, bmp greengas) verdeutlichte, dass Europa im Bereich Biomethan und Biogas weiterhin Weltmarktführer bleibt und die Produktion mit etwa 20.000 Biogasanlagen und über 1.500 Aufbereitungsanlagen europaweit kontinuierlich wächst. Für den weiteren Markthochlauf sind klar definierte Ziele, gezielte Nachfrageförderung sowie eine einheitliche und vernetzte Nachhaltigkeitsführung essenziell. Der grenzüberschreitende Handel erfolgt massenbilanziell über verbundene Gasnetze mit verschiedenen Nachweisen, doch die Vielzahl unterschiedlicher Register und fehlende Schnittstellen erschweren nach wie vor den internationalen Datenaustausch.