Analyse: Regionale Bedeutung von Biomethan: Potentiale, Bedarf und Transportmöglichkeiten

Kernbotschaften

Der vorliegende Bericht untersucht, welche regionale Bedeutung Biomethan in einem klimaneutralen Energiesystem haben kann. Es werden insbesondere die regionalen Erzeugungspotenziale aus biogenen Reststoffen sowie die erwartete zukünftige Methannachfrage betrachtet. Darüber hinaus werden die zukünftig zu erwartenden Methantransportkapazitäten untersucht, da durch die Umstellung eines Teils der Methanleitungen auf den Transport von Wasserstoff die Transportkapazitäten für Methan langfristig zurückgehen.

Biomethanpotenziale aus Reststoffen begrenzt und regional unterschiedlich verteilt

Deutschland verfügt über ein technisches Biomethanpotenzial aus Reststoffen von rund 105 Terawattstunden pro Jahr. Ein großer Teil hiervon wird allerdings schon genutzt (energetisch, aber auch stofflich). Zusätzlich mobilisierbar sind noch 57 Terawattstunden pro Jahr. Die technischen und mobilisierbaren Potenziale sind allerdings regional sehr ungleich verteilt. In der Studie ist Deutschland in zehn Regionen unterteilt. Die größten Biomethanpotenziale gibt es in Niedersachsen, Bayern und Nordrhein-Westfalen. Allerdings kann keine der betrachteten Regionen ihren Methanbedarf im Jahr 2045 allein durch regionale Reststoffpotenziale decken. Vielmehr muss grünes Methan auch anderweitig bereitgestellt werden, unter anderem durch Anbaubiomasse und synthetisches Methan.

Methantransportmöglichkeiten zwischen den Regionen werden langfristig benötigt

Methan muss zumindest zwischen einigen Regionen auch langfristig transportierbar bleiben. Dies hat Implikationen auf die Entwicklung der Gasnetzinfrastruktur. Diese ist zwischen den untersuchten Regionen unterschiedlich ausgebaut. Es ist zu erwarten, dass zukünftig die Möglichkeit abnimmt, Methan zwischen einzelnen Regionen zu transportieren. Gründe dafür sind die Umstellung von Leitungen auf Wasserstoff sowie mögliche Stilllegungen von Leitungen. In welchem Umfang dies geschieht, ist heute noch kaum absehbar.

Allokation der verfügbaren Biomethanpotenziale

Wegen begrenzter Biomasseressourcen und konkurrierender Nutzungen muss geprüft werden, in welchen Anwendungsbereichen die Nutzung von Biomethan den größten gesamtwirtschaftlichen Nutzen entfaltet. Dies sollte im Rahmen einer sektorübergreifenden Biomassestrategie erfolgen. Relevanz gewinnt dieser Aspekt auch mit Blick auf die zu erwartende stärkere Nachfrage nach grünen Gasen aus dem Gebäudesektor. Für die Beheizung von Gebäuden gibt es effiziente und kostengünstige Alternativen zu Biomethan. Allerdings kann die im Gebäudemodernisierungsgesetz verankerte Grüngasquote langfristig zu einer hohen Nachfrage führen. Die Ergebnisse zeigen, dass der Methanbedarf von Gebäuden von 35 Terawattstunden im Jahr 2045 zwar unter den mobilisierbaren Biomethanpotenzialen aus Reststoffen liegt. Aber auch die Bereitstellung von 35 Terawattstunden Biomethan pro Jahr ausschließlich für Gebäude bedeutet eine Vervielfachung der aktuellen Produktion. Biomethan sollte daher gezielt für schwer elektrifizierbare Industrieprozesse, regelbare Stromerzeugung zur Netzstabilisierung und negative Emissionen durch Bioenergie mit CO₂-Abscheidung und -Speicherung (BECCS) eingesetzt werden. Im Gebäudesektor sollten effiziente Lösungen wie Wärmepumpen grundsätzlich Vorrang haben.

Die ermittelten Potenziale stellen eine obere Grenze dar: Anlagengröße, Transportentfernungen der Biomasse und weitere praktische Erschließungsbedingungen konnten nicht vollständig berücksichtigt werden. Auch die Netzentwicklung nach 2032 ist unsicher, da abgestimmte langfristige Planungen und ein bis 2045 definierter regulatorischer Rahmen für die Entwicklung der Gasinfrastruktur fehlen.

1. Hintergrund

Der Ausstieg aus fossilen Energieträgern ist eine zentrale Voraussetzung für das Erreichen von Klimaneutralität. Auch in einem klimaneutralen Energiesystem werden gasförmige Energieträger voraussichtlich eine bedeutende Rolle spielen. Derzeit wird vorwiegend fossiles Erdgas genutzt. In normativen Zielszenarien wird es langfristig zunehmend durch Wasserstoff und erneuerbar erzeugtes Methan ersetzt. Diese Entwicklung wird mit hoher Wahrscheinlichkeit Anpassungen in der bestehenden Gasinfrastruktur nach sich ziehen. Ein Teil des Netzes wird für den Transport von Wasserstoff umgerüstet, während gleichzeitig die Transportkapazität für Methan (fossiles Erdgas, erneuerbar erzeugtes Methan) reduziert wird. Dies könnte dazu führen, dass Methan nicht mehr flächendeckend zwischen allen Regionen Deutschlands transportiert werden kann. Damit können gegebenenfalls Methanspeicher nicht mehr mit der gleichen Flexibilität genutzt werden wie heute.¹Die mögliche Umstellung von Methanspeichern auf die Speicherung von Wasserstoff ist nicht Teil dieser Analyse. Hinzu kommen perspektivisch (Teil-)Stilllegungen der Gasverteilernetze durch die Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets. Ein zentrales Element ist die Pflicht zur Erstellung von Stilllegungsplänen für (Teil-)Netze, wenn in diesen in den nächsten zehn Jahren mit einem starken Rückgang der Gasnachfrage zu rechnen ist. Wie dies in Deutschland erfolgen soll, zeigt der Gesetzentwurf der Bundesregierung zur Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) vom 20. April 2026²Verfügbar unter: https://dserver.bundestag.de/btd/21/054/2105440.pdf; zuletzt geprüft am 04.08.2026; früherer Entwurf verfügbar unterhttps://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Gesetz/20251104-entwurf-eines-gesetzes-zur-aenderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-vorschriften.pdf?__blob=publicationFile&v=4; zuletzt geprüft am 26.11.2025.. Aus der Biogas- und Biomethanbranche gab es an einem früheren Entwurf vom November 2025 massive Kritik. Es wurde befürchtet, dass Biomethananlagen durch die Stilllegung von Gasverteilernetzen keinen Zugang zur Methaninfrastruktur, insbesondere den Fernleitungen, haben könnten (siehe unter anderem Hauptstadtbüro Bioenergie 2025). Bestehende Biomethananlagen zur Einspeisung in das Gasnetz genießen im aktuellen Entwurf zwar bis zu einer bestimmten Grenze Bestandsschutz, aber auch im aktuellen Entwurf wird deutlich, dass Anlagenbetreibende nicht dauerhaft (mehr als 20 Jahre) mit einer Infrastrukturanbindung rechnen können. In der vorliegenden Analyse fokussieren wir allerdings auf die Fernleitungs- und nicht die Verteilernetze. Auf die Verbindungen zwischen beiden Netzebenen gehen wir aber an relevanten Stellen ein.

Damit stellt sich die Frage, welche Rolle Biomethan künftig innerhalb einzelner Regionen und im überregionalen Energieaustausch spielen kann. Dazu vergleichen wir die regionalen Erzeugungspotenziale von Biomethan aus Reststoffen mit dem jeweiligen Bedarf und ermitteln mögliche Überschüsse, die zwischen den Regionen ausgetauscht werden können.  Ein weiterer Aspekt sind mögliche Nutzungskonflikte, etwa zwischen Wärmeversorgung, Prozesswärmebedarfen in der Industrie oder BECCS, da Biomethan nur begrenzt verfügbar ist. Darüber hinaus gibt es die Konkurrenz zwischen einer dezentralen Vor-Ort-Verstromung von Biogas und der Biogaserzeugung und -aufbereitung zu Biomethan in großen Anlagen.

Die Fragestellungen werden auf Basis des am Fraunhofer ISE entwickelten Energiesystemmodells REMod untersucht, das in verschiedenen Studien zur Transformation des Energiesystems eingesetzt wurde (unter anderem Thelen et al. 2024).

Erste Ergebnisse der Analysen wurden beim Symposium „Zukunft Wärme“ im Mai 2025 vorgestellt und in den Tagungsunterlagen veröffentlicht (Stobbe et al. 2025).

2. Methodik

Die Analyse erfolgt in drei aufeinander aufbauenden Schritten, die jeweils unterschiedliche, aber miteinander verknüpfte Aspekte adressieren (vgl. auch Stobbe et al. 2025):

1. Regionalisierte Analyse technischer und mobilisierbarer Biomethanpotenziale aus Reststoffen (Landkreisebene)

Im ersten Schritt werden sowohl das technisch verfügbare als auch das mobilisierbare Biomethanpotenzial auf Ebene der deutschen Landkreise ermittelt. Das mobilisierbare Biomethanpotenzial bezeichnet dabei das Potenzial, welches sich aus bislang nicht genutzten biogenen Reststoffen ergibt. Die Grundlage hierfür bildet eine breite Datenbasis nationaler Statistiken, darunter landwirtschaftliche Ertrags- und Nutzungsdaten, Abfallbilanzen sowie Informationen zu Reststoffströmen. Diese enthalten auch Informationen darüber, ob und in welchem Umfang die Reststoffe schon genutzt werden. In Fällen, in denen keine direkten Angaben vorliegen, werden geeignete Indikatoren wie zum Beispiel Bevölkerungsdichte oder Viehbestände zur räumlichen Aufschlüsselung herangezogen, um eine möglichst präzise Abbildung der regionalen Verfügbarkeit von Biomasse zu gewährleisten. Die Ergebnisse der Potenzialanalyse sind in Kapitel 3 dargestellt. Das so ermittelte Potenzial ist eine obere Grenze, da wichtige Aspekte für die praktische Umsetzung und Erschließung der Potenziale nicht in die Potenzialermittlung einbezogen werden konnten. Dies gilt etwa für die notwendigen Größenklassen der Biomethananlagen und die Transportentfernungen zwischen den Biomassequellen und den Biomethananlagen. Für eine solche Analyse sind die verfügbaren Quellen regional nicht hoch genug aufgelöst.

Die so ermittelten Potenziale werden anschließend für zehn Regionen aggregiert, die sich an den Bundesländern und dem Zusammenschluss einzelner Bundesländer orientieren. Die regionale Auflösung entspricht der Untergliederung des im Folgenden verwendeten Energiesystemmodells REMod.

2. Energiesystemanalyse

Aufbauend auf den Ergebnissen der Potenzialanalyse wird im zweiten Schritt mit dem Energiesystemmodell REMod die Transformation des Energiesystems zur Erreichung von Klimaneutralität untersucht. Der Analyseschwerpunkt liegt auf der Nutzung von Biomethan.

Das techno-ökonomische Energiesystemmodell REMod bildet die Endverbrauchssektoren Gebäude, Verkehr und Industrie sowie die Energiewirtschaft und deren Sektorenkopplung ab. Eine ausführliche Modellbeschreibung findet sich in Thelen et al. (2024) und Palzer (2016). Für die Analyse wird das Szenario „Technologieoffen“ aus der Studie „Wege zu einem klimaneutralen Energiesystem“ (Thelen et al. 2024) genutzt. Die Modellierung folgt dem CO₂-Budget des Klimaschutzgesetzes (Deutscher Bundestag 2019) und dem Ziel der Klimaneutralität 2045. Die Nachfrageentwicklung in den Sektoren ist exogen nach dem Projektionsbericht 2024 (Umweltbundesamt 2026) vorgegeben, die Technologiewahl innerhalb dieser Grenzen frei. Für die Berechnungen in diesem Papier wurden die Biomassepotenziale an die hier neu berechneten Potenziale angepasst.

Innerhalb der Modellierung wird unter kostenminimalen Bedingungen ein Transformationspfad aufgezeigt, der die optimale Allokation des verfügbaren Biomassepotenzials in den unterschiedlichen Nutzungsmöglichkeiten (zum Beispiel feste Biomasse, Biomethan) und Anwendungsfällen darstellt (dezentrale und zentrale Wärmeversorgung, Prozesswärmebereitstellung in der Industrie und Negativemissionstechnologien wie BECCS in Biomasseanlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) und Pflanzenkohle-Pyrolyse (Biochar Carbon Removal – BCR), die zusätzlich Strom beziehungsweise Fernwärme bereitstellen). Darauf aufbauend kann beispielsweise die Menge des regional genutzten Methans in der dezentralen Wärmeversorgung nach dem Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) analysiert werden. Zudem können Strategien für eine kosteneffiziente und klimafreundliche Allokation von Biomethan entwickelt werden.

Die Ergebnisse werden darüber hinaus herangezogen, um die regionalen Biomethanpotenziale mit der prognostizierten regionalen Nachfrage nach grünem Methan zu verknüpfen. Die Nachfrage ergibt sich aus der stündlichen Deckung der Gasnachfrage im gesamten Energiesystem, während die Bereitstellung als Jahressumme bilanziert wird. In diesem Zusammenhang spielt das novellierte GModG, das unter anderem Quoten für den Einsatz erneuerbarer Gase definiert (Biotreppe, Grüngasquote), eine zentrale Rolle.

3. Analyse der erwarteten Entwicklung der Methantransportkapazitäten bis 2045

Im dritten Schritt erfolgt eine Analyse der zukünftigen Entwicklung der Methantransportkapazitäten in Deutschland. Als Ausgangspunkt der Bewertung dienen die derzeit bekannten Planungen zum Ausbau des Wasserstoffnetzes, insbesondere der Netzentwicklungspläne Gas (Bundesnetzagentur 2025) sowie Wasserstoff-Roadmaps (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. et al. 2023; Bundesnetzagentur 2024). Diese Planungen werden durch qualitative Interviews mit verschiedenen Gasnetzbetreibern ergänzt, um regionale Besonderheiten und infrastrukturelle Transformationspfade besser einordnen zu können. Ein besonderes Augenmerk liegt dabei auf dem Zeitraum zwischen 2032 und 2045, da in dieser Phase zentrale Umstellungen im Gasnetz erfolgen und sich entscheidende Weichenstellungen abzeichnen. Zudem werden die maßgeblichen gesetzlichen Rahmenbedingungen auf europäischer sowie nationaler Ebene berücksichtigt, da diese einen signifikanten Einfluss auf Infrastrukturentscheidungen und Nutzungspflichten ausüben.

3. Biomethanpotenziale aus Reststoffen in den Landkreisen

Die Ermittlung der technisch verfügbaren und mobilisierbaren Biomethanpotenziale erfolgt auf Grundlage der Datenbanken des Deutschen Biomasseforschungszentrums (DBFZ) (Naegeli de Torres et al. 2024; Kalcher et al. 2022). Insgesamt wurden 77 relevante Biomassequellen systematisch erfasst. Wo eine hinreichende geographische Differenzierung der Primärdaten möglich war, erfolgte eine direkte Zuordnung auf Landkreisebene. In Fällen begrenzter Datenverfügbarkeit wurde die räumliche Disaggregation über geeignete Sekundärindikatoren vorgenommen. Als Proxyvariablen dienten hierbei die Viehbestandszahlen (Statistische Ämter des Bundes und der Länder 2020) sowie die Bevölkerungsdichte (Statistisches Bundesamt 2024). Die so ermittelten Biomassepotenziale können den vier Hauptkategorien Holz- und forstwirtschaftliche Nebenprodukte, Landwirtschaftliche Nebenprodukte, Siedlungsabfall und Klärschlamm sowie Reststoffe von sonstigen Flächen zugeordnet werden (detaillierte Auflistung der jeweils enthaltenen Biomassearten siehe Anhang).

Zur Quantifizierung des Biomethanpotenzials wurden die ermittelten Mengen jeder Biomassekategorie mit standardisierten Umrechnungsfaktoren multipliziert (Krause et al. 2020). In der vorliegenden Untersuchung wurden ausschließlich Substratströme berücksichtigt, die sich für eine energetische Verwertung über anaerobe Vergärung eignen. Thermochemische Verfahren wie die Pyrolyse (beispielsweise die Holzvergasung) wurden hingegen nicht berücksichtigt, da sie aufgrund ihres kontinuierlichen Wärmebedarfs für die Produktion von synthetischem Erdgas (Synthetic Natural Gas, SNG) sowie konkurrierender stofflicher Nutzungsoptionen und Klimaschutzanforderungen in der Forstwirtschaft (Biomasseaufbau im Wald) in der Gesamtbilanz als energetisch ineffizient einzustufen sind und aus Sicht der Autorinnen und Autoren keinen wesentlichen Beitrag zur Methanerzeugung leisten werden. Holzartige Biomasse wird im Energiesystemmodell stattdessen in anderen Pfaden (zum Beispiel BECCS, BCR) berücksichtigt.

Basierend auf diesen Daten ergibt sich für Deutschland ein technisches Gesamtpotenzial von 104,8 Terawattstunden Biomethan pro Jahr. Die räumliche Verteilung dieser Potenziale ist stark heterogen. Abbildung 2 zeigt die technischen Potenziale auf Landkreisebene. Die Analyse ergibt, dass insbesondere die westlichen Landkreise Niedersachsens und nordwestlichen Landkreise Nordrhein-Westfalens sowie einzelne Regionen in Bayern, Schleswig-Holstein und Mecklenburg-Vorpommern vergleichsweise hohe Werte aufweisen, während die Potenziale in Rheinland-Pfalz oder dem Saarland deutlich geringer ausfallen.

Ein signifikanter Anteil der identifizierten Ressourcen ist jedoch gegenwärtig stofflich oder energetisch gebunden, insbesondere industrielle Reststoffe, Siedlungsabfälle sowie landwirtschaftliche Nebenprodukte. Für die energiewirtschaftliche Bewertung ist demnach das mobilisierbare technische Potenzial von Relevanz, das heißt jene Mengen, die unter Berücksichtigung bestehender Nutzungen zusätzlich energetisch erschlossen werden können. Dieser Wert beläuft sich auf 57 Terawattstunden pro Jahr. Dies entspricht nur rund 54 Prozent des technischen Potenzials und ist deutlich niedriger als das in Matschoss et al. (2025) ermittelte maximale Biomethanpotenzial mit Infrastrukturrestriktionen (105 Terawattstunden). Die Verteilung des mobilisierbaren technischen Potenzials auf Landkreisebene ist in Abbildung 3 dargestellt. Auch beim mobilisierbaren Potenzial lassen sich signifikante regionale Unterschiede feststellen: Die Landkreise mit den höchsten Potenzialen befinden sich vor allem in Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen, Mecklenburg-Vorpommern, Schleswig-Holstein, Baden-Württemberg und Bayern.

Um eine konsistente Integration in das Energiesystemmodell REMod zu gewährleisten, wurden die Landkreisdaten in die zehn Modellregionen überführt. Die in Tabelle 1 dargestellten Ergebnisse fassen die aggregierten Daten für die ausgewählten Regionen zusammen. Dabei wird ein Vergleich der technischen und der mobilisierbaren technischen Potenziale mit den aktuell installierten Biomethanerzeugungsleistungen in den Regionen vorgenommen. Die Analyse ergibt, dass insbesondere Niedersachsen und Bayern über ein hohes absolutes Potenzial verfügen, während die Regionen Rheinland-Pfalz/Saarland, Hessen, Brandenburg/Berlin sowie Thüringen/Sachsen-Anhalt ein niedriges verfügbares mobilisierbares Biomethanpotenzial aufweisen. Die höchsten Biomethanerzeugungsleistungen weisen hingegen derzeit die drei Regionen Sachsen-Anhalt und Thüringen, Berlin und Brandenburg sowie Schleswig-Holstein, Hamburg und Mecklenburg-Vorpommern auf. In vielen Regionen wird aktuell weniger als die Hälfte des technischen Biomethanpotenzials genutzt. In allen Regionen wird jedoch mindestens 40 Prozent des Potenzials bereits energetisch und/oder stofflich genutzt. Es gibt allerdings auch Regionen in Deutschland, in denen bereits über 50 Prozent des technischen Biomethanpotenzials verwendet wird.

4. Implikationen für das Energiesystem in Deutschland

4.1 Ergebnisse der Energiesystemanalyse

In einem nächsten Schritt wurde eine Szenarienanalyse zur Erreichung von Klimaneutralität mit dem Energiesystemmodell REMod durchgeführt. Durch den sektorgekoppelten Ansatz können Nutzungskonkurrenzen und die kostenoptimale Nutzung von Methan in den Sektoren abgebildet werden. Durch die räumliche Aufteilung des Energiesystemmodells in zehn Knoten, die den Bundesländern oder einer Kombination davon entsprechen (vergleiche Abbildung 10), ist eine differenzierte Betrachtung regionaler Unterschiede im Energiesystem möglich. Für die Modellierung wurden die hier analysierten mobilisierbaren Biomassepotenziale (Abfallbiomasse/Reststoffe) auf die REMod-Regionen aggregiert. Neben den Reststoffen werden in REMod auch feste Biomasse und Anbaubiomasse berücksichtigt. Im Anhang ist die Verteilung der Biomasse auf die Biomassetypen und Regionen angegeben.

Im Allgemeinen zeigen die Szenarienergebnisse einen klaren Trend zur Elektrifizierung in allen Sektoren und einen zügigen Ausbau der erneuerbaren Energien. Die Ergebnisse dieser Szenariosensitivität ähneln stark den Ergebnissen des ursprünglichen Szenarios „Technologieoffen“ aus der Studie „Wege zu einem klimaneutralen Energiesystem“ (Thelen et al. 2024). Im Folgenden wird daher ein Fokus auf die Biomethanversorgung und den Gebäudesektor gelegt.

Die Transformation des Gebäudesektors entwickelt sich in allen Regionen ähnlich und führt zu einer weitestgehenden Elektrifizierung durch Wärmepumpen (Abbildung 4). Im Jahr 2045 bestimmen Wärmepumpen den Bestand mit etwa 40 bis 75 Prozent des Anlagenbestandes, mit den niedrigsten Anteilen in Sachsen-Anhalt/Thüringen und den höchsten Anteilen in Nordrhein-Westfalen. Neben Wärmepumpen ist Fernwärme die zweitwichtigste Art der Wärmebereitstellung.

Langfristig verbleiben jedoch etwa 20 Prozent der installierten Heiztechnologien, die mit fossilen oder biogenen Brennstoffen betrieben werden. Die Energieträger müssen zur Erreichung von Klimaneutralität weitestgehend CO₂-neutral bereitgestellt werden. Der Anteil der Gaskessel liegt in den Regionen zwischen sieben Prozent und 22 Prozent (vergleiche Abbildung 5). Die höchsten Gaskesselanteile weisen im Jahr 2045 Hessen und Niedersachsen/Bremen mit jeweils 22 Prozent auf, die niedrigsten Nordrhein-Westfalen und Baden-Württemberg mit sieben beziehungsweise acht Prozent. Die höhere installierte Anzahl an Gaskesseln korreliert mit einer niedrigen Gasnachfrage in den anderen Verbrauchssektoren, also beispielsweise in Niedersachsen mit niedriger Industrienachfrage. Hier kann gleichzeitig durch ein hohes Biomethanpotenzial viel Methan günstig bereitgestellt werden.

Abbildung 5 illustriert die Methannutzung und Bereitstellung für das Jahr 2045 in Deutschland insgesamt. Insgesamt werden in Deutschland in dem Szenario im Jahr 2045 187 Terawattstunden Methan benötigt. Daneben wird im Energiesystem auch Wasserstoff eingesetzt, vor allem in der Stromerzeugung (191 Terawattstunden) und in der Industrie zur Bereitstellung von Prozesswärme und zur stofflichen Nutzung (260 Terawattstunden). Da der Fokus dieser Untersuchung auf der Biomethanversorgung liegt, wird im Folgenden ausschließlich die Methanbilanz betrachtet.

Für die Bereitstellung wird das mobilisierbare Biomethanpotenzial (57 Terawattstunden) aus Rest- und Abfallstoffen in dem Szenario ausgereizt. Biomethan kann zusätzlich durch Anbaubiomasse bereitgestellt werden. Hier werden mit 65 Terawattstunden mehr Biomethan aus Anbaubiomasse als aus Reststoffen bereitgestellt. Deutschlandweit werden etwa 65 Prozent des gesamten Methanbedarfs mit Biomethan gedeckt. Die Lücke wird insbesondere durch synthetisches Methan geschlossen. Dieses wird einerseits importiert (31 Terawattstunden), andererseits auf Basis erneuerbarer Energiequellen über Power-to-Gas in Deutschland produziert (24 Terawattstunden). Für die Deckung des verbleibenden Bedarfs von rund 10 Terawattstunden werden ergänzend Erdgasimporte (4 Terawattstunden) sowie Wasserstoffbeimischungen eingesetzt. Die Emissionen, die durch die Nutzung von Erdgas entstehen, werden durch die Nutzung von negativen Emissionstechnologien ausgeglichen.

Der Bedarf sinkt im Vergleich zum Jahr 2025 mit 864 Terawattstunden (Bundesnetzagentur 2026) um etwa 80 Prozent auf 187 Terawattstunden. Der Rückgang betrifft alle Sektoren. Vor allem in der Industrie sinkt der Bedarf von 517 Terawattstunden (Bundesnetzagentur 2026) auf 39 Terawattstunden im Jahr 2045. Die größten Anteile des Methans werden für die Gebäudewärme (81 Terawattstunden) und die Gasverstromung in KWK und Gasturbinen (64 Terawattstunden) genutzt. Gasverstromung ist teilweise noch nötig, um die Residuallast bei niedriger erneuerbarer Stromerzeugung (Dunkelflauten) zu decken. Methanbasierte Kraftwerke stellen regelbare, schnell verfügbare Leistung bereit und tragen zur Systemstabilität bei, ohne im Jahresverlauf hohe Volllaststunden zu erreichen. Durch die Nutzung von KWK-Anlagen wird zusätzlich zu dem Strom Fernwärme bereitgestellt.

Abbildung 6 veranschaulicht die regionale Bereitstellung und Verwendung gasförmiger Energieträger bis zum Jahr 2045 für die zehn im Energiesystemmodell REMod abgebildeten Regionen. Die Modellergebnisse für das Jahr 2045 zeigen, dass der gesamte Gasbedarf in keiner Region vollständig durch das angenommene mobilisierbare Biomethanpotenzial gedeckt werden kann. Um die Biomethannachfrage innerhalb der Regionen zu bedienen, muss demnach Biomethan auch aus Anbaubiomasse bereitgestellt oder importiert werden. In den Regionen Hessen sowie Berlin/Brandenburg ist die Versorgungslücke durch Biomethan aus Reststoffen besonders ausgeprägt, da in diesen Regionen nur geringe Biomethanmengen mobilisiert werden können und wenig Anbaubiomasse für die Herstellung von Biomethan zur Verfügung steht. Demgegenüber weisen die Bundesländer Bayern, Baden-Württemberg, Niedersachsen/Bremen und Nordrhein-Westfalen vergleichsweise hohe regionale Biomethanpotenziale auf, sodass ein substanzieller Anteil des Gasverbrauchs durch Biomethan aus Reststoffen und Anbaubiomasse gedeckt werden kann. In den Bundesländern Hessen, Berlin/Brandenburg, Sachsen und Rheinland-Pfalz/Saarland wird der Methanbedarf zu größeren Teilen durch synthetisches Methan gedeckt, das durch heimische Methanisierung gewonnen wurde. Bei der Methanisierung wird zunächst Wasserstoff erzeugt und dieser anschließend mit Kohlendioxid zu Methan umgesetzt, das in Erdgasleitungen genutzt werden kann. Die Potenziale der Rest- und Abfallstoffe werden komplett für die Herstellung von Biomethan genutzt, während aus dem Potenzial der Anbaubiomasse von 132 Terawattstunden nur ein Teil zur Bereitstellung von Methan genutzt wird (65 Terawattstunden Biomethan aus Anbaubiomasse). Der Rest wird zu großen Teilen zur Produktion von Biodiesel genutzt und ein kleiner Teil wird für BECCS genutzt.

4.2 Auswirkungen des GModG

Gemäß § 43 Absatz 1 des Gebäudemodernisierungsgesetzes (GModG) (Deutscher Bundestag 2026) sind alle Gaskessel, die ab dem 29. Juli 2026 in einem bestehenden Gebäude installiert werden, verpflichtet, schrittweise steigende Quoten grüner oder synthetischer Gase einzusetzen. Gemäß den gesetzlichen Bestimmungen sind bestimmte Mindestanteile an erneuerbaren oder synthetischen gasförmigen Energieträgern zu erreichen, die sich auf die mit der Anlage bereitgestellte Wärme beziehen. Die spezifischen Vorgaben sind wie folgt:

• Ab dem 1. Januar 2029: mindestens 10 Prozent
• Ab dem 1. Januar 2030: mindestens 15 Prozent
• Ab dem 1. Januar 2035: mindestens 30 Prozent
• Ab dem 1. Januar 2040: mindestens 60 Prozent

Zu den sogenannten Grüngasen zählen dabei Biomethan, grüner, blauer, orangener oder türkiser Wasserstoff einschließlich daraus hergestellter Derivate. Ab dem Jahr 2045 müssen 100 Prozent emissionsfreie Energieträger eingesetzt werden. In § 43 Absätze 2 bis 7 GModG sind weitere Erläuterungen sowie Erfüllungsoptionen aufgeführt, die in den folgenden Betrachtungen allerdings nicht berücksichtigt werden.

Darüber hinaus ist in § 42a GModG eine Grüngasquote angekündigt, die von den Inverkehrbringenden von Gasen zukünftig erfüllt werden muss. Diese soll bis zum 1. Dezember 2026 in einem separaten Gesetz ausgearbeitet werden.

Im Rahmen der modellbasierten Analyse in REMod wurden die Installationszahlen neuer Gaskessel jahresscharf ermittelt. Diese werden für die folgende Analyse der Auswirkungen des GModG auf die Gasnachfrage in verschiedenen Regionen sowie die Gegenüberstellung mit den dortigen mobilisierbaren Biomethanpotenzialen verwendet. In der vorliegenden Untersuchung wurden folgende Parameter berücksichtigt:

• Die Anzahl der Gaskesselinstallationen im Zeitraum 2026 bis 2045,
• sowie deren projizierter Energieverbrauch.

Die in Abbildung 7 dargestellte Entwicklung basiert auf der Anzahl der jährlich installierten Gaskessel im Verhältnis zu den insgesamt installierten Gaskesseln im Bestand. Da in den REMod-Ergebnissen nicht zwischen bestehenden Gebäuden und Neubauten unterschieden wird, wird der Einfachheit halber angenommen, dass alle ab Mitte 2026 neu installierten Gaskessel in Bestandsgebäuden installiert werden und die im GModG definierten Quoten dementsprechend für alle neu installierten Gaskessel gelten. Der Anteil der Gaskessel, für die die Quoten des § 43 Absatz 1 GModG gelten, variiert zwischen den betrachteten Regionen. In Abbildung 8 ist deren Anteil im Jahr 2040 dargestellt. Eine Betrachtung für 2045 erfolgt nicht separat, da ab diesem Jahr alle in Gebäuden eingesetzten Energieträger klimaneutral sein müssen.

Für die Ermittlung der für die Erfüllung der Quoten erforderlichen Grüngasmengen wird vereinfachend angenommen, dass der Gasverbrauch in Gebäuden mit neuem Gaskessel gleich groß ist wie in Gebäuden mit bestehendem Gaskessel (Gleichverteilung der Gebäude-Effizienzklassen beziehungsweise Sanierungszustände). In Abbildung 9 ist der resultierende Verbrauch der nach § 43 Absatz 1 zugelassenen Gase in den Jahren 2029, 2030, 2035 und 2040 je Region dargestellt. Bis 2040 steigt der Bedarf nach Grüngas durch die Quote in den betroffenen Gebäuden auf über 25 Terawattstunden pro Jahr. Im Jahr 2045, wenn 100 Prozent grünes Methan eingesetzt werden muss, steigt der Bedarf dieser Gebäude auf nahezu 35 Terawattstunden pro Jahr. Die erforderlichen Mengen können bilanziell in fast allen Bundesländern im Jahr 2045 durch das erzeugte Biomethan bereitgestellt werden. Lediglich in Hessen sowie Rheinland-Pfalz und Saarland reicht das lokal verfügbare Biomethan aus Reststoffen nicht aus, um die Bedarfe zu bedienen (vergleiche Abbildung 10).

Zwar liegen die mobilisierbaren technischen Biomethanpotenziale aus Reststoffen mit rund 57 Terawattstunden pro Jahr deutlich oberhalb des für die GModG-Quoten prognostizierten Bedarfs. Es ist jedoch zu berücksichtigen, dass derzeit in Deutschland lediglich rund 10 Terawattstunden pro Jahr an Biomethan produziert werden. Zur alleinigen Erfüllung der GModG-Quote im Jahr 2040 wäre eine 2,5-fache Menge des derzeit produzierten Biomethans erforderlich. Darüber hinaus wird es durch die Einführung der Biotreppe einen weiteren Bedarf nach grünen Gasen auch im Gebäudebereich geben, der in den obigen Betrachtungen noch nicht berücksichtigt ist: Die Ausgestaltung der Biotreppe ist noch unklar und die derzeit bekannten Formulierungen lassen einigen Interpretationsspielraum.

Darüber hinaus ergibt die REMod-Modellierung, dass insgesamt mit einem deutlich höheren Methanbedarf im Energiesystem gerechnet werden muss, als durch die Mobilisierung ungenutzter Reststoffe gedeckt werden kann. Dieser Bedarf kann nur durch Methanerzeugung aus Anbaubiomasse sowie durch synthetisches Methan (jeweils inländische Erzeugung und Import) gedeckt werden (siehe Kapitel 4.1).

5. Entwicklung der Fernleitungsnetze für gasförmige Energieträger

5.1 Das Methannetz heute

In Deutschland gibt es aktuell 16 Fernleitungsnetzbetreiber für gasförmige Energieträger (Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e. V. 2024). Das Fernleitungsnetz hat entsprechend dem aktuellen Netzentwicklungsplan Gas 2022–2032 eine Länge von rund 42.000 Kilometern (Stand 1. Januar 2022; Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e. V. 2024). Das Netz gliedert sich in ein H-Gas- und L-Gas-Transportnetz, wobei das L-Gas-Transportnetz bis 2030 auf H-Gas umgestellt sein soll. Das Fernleitungsnetz ist das Rückgrat für den Transport von Erdgas von den Importpunkten zu den Erdgasspeichern und Verbrauchern in Deutschland. Aufgrund der zentralen Lage Deutschlands in Europa wird das Netz aber auch für den Transit zwischen europäischen Ländern genutzt. Der Transit wird voraussichtlich auch in Zukunft noch eine wichtige Rolle für die Fernleitungen in Deutschland spielen. Welche Fernleitungen auch in Zukunft noch Methan transportieren werden, ist damit auch von der Methannachfrage der Nachbarländer und deren Importmöglichkeiten abhängig. Das Gasverteilnetz verteilt das Erdgas bis an die Hausanschlusspunkte und ist mit einer Länge von etwa 529.000 Kilometern deutlich länger und weit verzweigt (BDEW et al. 2023). Im Folgenden fokussieren wir auf die Fernleitungsnetze.

Es stellt sich die Frage, welche Transportkapazitäten für Methan zwischen den zehn in REMod abgebildeten Regionen bis zum Jahr 2045 noch zur Verfügung stehen werden. Für den aktuellen Bestand wurden dazu georeferenzierte Pipelineverläufe des Erdgasnetzes aus dem Projekt SCIGRID verwendet (Diettrich et al. 2021). Das Projekt stellt einen Open-Source-Datensatz des Erdgasnetzes auf Fernleitungsebene zur Verfügung. Für jede Pipeline werden Metadaten wie Druckniveau, Durchmesser und Kapazität angegeben (Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) 2024). Der Datenbestand bezieht sich auf das Jahr 2021. In der vorliegenden Untersuchung wurde dieses georeferenzierte Erdgasnetz mit einer Karte der REMod-Regionen in einer GIS-Anwendung überlagert. Auf dieser Basis konnten die Erdgasübertragungskapazitäten zwischen den REMod-Regionen ermittelt werden. Abbildung 12 stellt die Übertragungskapazitäten in Terawattstunden pro Jahr dar⁴Die Umrechnung der im Datensatz angegebenen Transportkapazität pro Pipelinesegment in der Einheit Mm³/Jahr in TWh/Jahr erfolgte auf Basis der Formel: Energie = Brennwert * Zustandszahl * Gasvolumen. Die Zustandszahl wurde dabei auf Basis des Verfahrens zur Ermittlung von Zustandszahl und Abrechnungsbrennwert unter Einbezug der im Datensatz verfügbaren Druckniveaus der Pipelinesegmente berechnet (vgl. https://www.energienetze-bayern.com/content/dam/revu-global/energienetze-bayern/Files/Erdgas/Netzinformationen/20160404_ebye_verfahrenermittlungzustandszahlabrechnungsbrennwer.pdf)..

Abbildung 12 zeigt, dass heute die Übertragungskapazitäten zwischen den REMod-Regionen sehr unterschiedlich sind. Die höchste Übertragungskapazität besteht zwischen Niedersachsen sowie Schleswig-Holstein und Mecklenburg-Vorpommern mit einer jährlichen Übertragungskapazität von 373 Terawattstunden. Zwischen Sachsen-Anhalt und Hessen können hingegen nur 21 Terawattstunden Methan pro Jahr übertragen werden. Dabei ist zu beachten, dass der Transport von Methan nicht auf direktem Weg zwischen zwei REMod-Regionen erfolgen muss.

Die Karte zeigt zudem, dass insbesondere Bayern und Baden-Württemberg mit hohen technischen Biomethanerzeugungspotenzialen weniger gut mit ihren Nachbarregionen über das Gastransportnetz verknüpft sind als beispielsweise die REMod-Region Niedersachsen-Bremen. Beide Bundesländer zusammen haben ein hohes Biomethanerzeugungspotenzial und weisen gleichzeitig eine hohe Transportkapazität in die benachbarten Bundesländer über das Erdgasnetz auf.

5.2 Methan- und Wasserstoffnetzplanung bis 2032

Wasserstoff und Methan müssen grundsätzlich in separaten Leitungen transportiert werden. Wasserstoff kann zwar in gewissen Grenzen dem Erdgas beigemischt werden. Perspektivisch wird aber hochreiner Wasserstoff benötigt, für den eigene Leitungen notwendig werden. Wie sich die Übertragungskapazitäten im Zeitverlauf entwickeln werden, ist einerseits von der Umstellung einzelner Leitungen auf Wasserstoff und andererseits von möglichen Stilllegungen einzelner Leitungen abhängig. Der regulatorische Rahmen definiert dabei die Leitplanken, in welchen Fällen in Zukunft die Methantransportkapazität reduziert werden darf. Derzeit muss dies im Einklang mit den Transportbedarfen im genehmigten Netzentwicklungsplan stehen.

Die Fernleitungsnetzbetreiber sind nach § 15a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) dazu verpflichtet, in jedem geraden Kalenderjahr einen gemeinsamen Netzentwicklungsplan (NEP) zu erstellen. Die dieser Untersuchung zugrunde liegenden Pläne stammen aus dem Jahr 2024. Der Netzentwicklungsplan muss von der zuständigen Regulierungsbehörde, der Bundesnetzagentur (BNetzA), geprüft und genehmigt werden. Darüber hinaus waren die Fernleitungsnetzbetreiber dazu aufgerufen, ein Wasserstoffkernnetz zu entwerfen und ebenfalls zur Genehmigung vorzulegen (Bundesnetzagentur 2024). Nach aktueller Rechtslage (§ 28q Absatz 2 EnWG) darf die Entwicklung des Wasserstoffkernnetzes nicht dazu führen, dass Transportkapazitäten für Erdgas zurückgehen (Deutscher Bundestag 2025). Dementsprechend müssen bei einer Umstellung einzelner Leitungen oder Leitungsabschnitte von Erdgas auf den Transport von Wasserstoff sogenannte „Erdgas-Ersatzmaßnahmen“ im Erdgasnetz ergriffen werden. Dies gilt insbesondere für die aktuellen Entwicklungspläne bis 2032. Im Jahr 2025 wurde erstmals ein Entwurf für einen gemeinsamen Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff vorgelegt. Der gemeinsame Szenariorahmen hierfür wurde im April 2025 genehmigt (Bundesnetzagentur 2025). Der zweite Entwurf wurde am 1. Juni 2026 zur Genehmigung bei der Bundesnetzagentur eingereicht. Nach aktuellem Stand wird mit einer Genehmigung noch 2026 gerechnet.

Die weiteren Planungen der Gas- und Wasserstoffinfrastruktur erfolgen darüber hinaus vor dem Hintergrund der sogenannten Gasbinnenmarktrichtlinie und -verordnung, die im August 2024 in Kraft getreten ist und nun in nationalem Recht umgesetzt werden muss. Ein Referentenentwurf zur Novellierung des EnWG für die Umsetzung der Gasbinnenmarktrichtlinie und -verordnung liegt seit Anfang November 2025 vor. Die Vorgaben auf europäischer Ebene sollen einen Rahmen schaffen, um die Klimaziele der Union und der Mitgliedstaaten erreichen zu können. Es soll daher insbesondere auch ein Rahmen geschaffen werden, der die Umstellung auf klimafreundliche Gase ermöglicht und dabei auch die (Teil-)Stilllegung von Erdgasinfrastrukturen zulässt. Entsprechende Überlegungen (Stilllegung, Umwidmung) sollen künftig in den Netzentwicklungsplänen berücksichtigt werden (können). Dabei sind die Auswirkungen entsprechender Planungen auf Ebene der Fernleitungen auf nachgeordnete Verteilnetze zu berücksichtigen.

Die Entwicklung eines Wasserstoffkernnetzes für den überregionalen Transport von Wasserstoff basiert auf Festlegungen im Energiewirtschaftsgesetz. Die Karte in Abbildung 13 zeigt das geplante Wasserstoffkernnetz und unterscheidet zwischen Wasserstoffleitungen, die durch Umstellung von Erdgasleitungen entstehen, und Wasserstoffneubauleitungen.

Aus der Karte lassen sich folgende Aussagen ableiten:

• Umstellungen von bestehenden Erdgasleitungen sind vor allem dort geplant, wo aktuell mehrere Erdgaspipelinestränge parallel verlaufen.
• Systemrelevante Gaskraftwerke sind größtenteils dort verortet, wo zukünftig mit einem Wasserstoffnetz zu rechnen ist. Diese Gaskraftwerke müssen mindestens bis 2032 mit Erdgas versorgt werden können.
• Leitungen, die für Wasserstoff umgerüstet werden, stehen zukünftig für Erdgas- und Biomethantransporte nicht mehr zur Verfügung.

5.3 Entwicklung der Wasserstoff- und Methaninfrastruktur nach 2032

Über das Jahr 2032 hinaus liegen aktuell keine abgestimmten Planungen der Fernleitungen für Methan und Wasserstoff in Deutschland und Europa vor. Es ist davon auszugehen, dass bei einer weiter abnehmenden Gasnachfrage durch Effizienzmaßnahmen und Elektrifizierung in vielen Anwendungsbereichen sowie einem Umstieg von Methan auf Wasserstoff die Nachfrage nach Methan sinken wird. Teile der aktuellen Erdgasinfrastruktur (Verteilnetze und Fernleitungen) werden langfristig nicht mehr benötigt.

Die abnehmende Erdgasnachfrage wird im genehmigten Szenariorahmen der Fernleitungsnetzbetreiber wiedergegeben (Bundesnetzagentur 2025). Hier wird für das Szenariojahr 2045 in den Szenarien 1 und 2 die Erdgasausspeiseleistung mit 0 GWh/h angenommen (Bundesnetzagentur 2025). Nur in Szenario 3 wird eine verbleibende Ausspeiseleistung von 22 Gigawatt elektrisch für Erdgaskraftwerke angenommen (Bundesnetzagentur 2025).

Für das Erdgasnetz sind nach 2032 also vermutlich drei Entwicklungen zu erwarten, deren Ausprägungen derzeit nicht abzuschätzen sind und unter anderem stark von regulatorischen Rahmenbedingungen abhängen:

1. Erdgasleitungen werden vermehrt auf Wasserstoff umgestellt. Aufgrund des Nachfragerückgangs nach Erdgas müssen diese Leitungen im Vergleich zum Zeitraum von heute bis zum Jahr 2032 nur in Ausnahmefällen mit Erdgasersatzmaßnahmen hinterlegt werden. Die Übertragungskapazität für Methan sinkt somit aufgrund der Umstellung von Leitungen für den Wasserstofftransport.
2. Erdgasleitungen für den Transit von Erdgas müssen teilweise bestehen bleiben. Insbesondere ist der Transit zwischen Einspeisepunkten für Erdgas in das deutsche Netz (LNG-Terminals in Norddeutschland; Anlandungspunkte von Erdgasleitungen zum Beispiel aus Norwegen; Grenzübergabestellen in den Niederlanden und Belgien) und Grenzübergabestellen zu Ländern mit späterer Dekarbonisierung der Gasnetzinfrastruktur (südöstliche Nachbarländer) zu erwarten. Somit kann ein Transitkorridor (vergleiche Abbildung 14) erwartet werden, der von Nordwest nach Süden und Südosten verläuft.
3. Im Rahmen der angekündigten Ausschreibungen für Gaskraftwerke⁵Die erste Ausschreibungsrunde fand Anfang September statt und war deutlich überzeichnet. Details sind zum aktuellen Zeitpunkt (23.09.2026) noch nicht bekannt. Die Zuschläge sollen bis Anfang November 2026 erfolgen. erwarten wir insbesondere im netztechnischen Süden Deutschlands zwischen 2032 und 2045 einen verbleibenden Erdgasbedarf. In dem Fall wird ähnlich zu den Transitkorridoren ein Verlauf der benötigten Erdgasleitungen (vergleiche Abbildung 14) von Nordwest nach Süd beziehungsweise Südost erwartet. Die Versorgung dieser erdgasbasierten Spitzenlastkraftwerke spiegelt sich in hohen notwendigen Leistungen (Durchflussmengen) wider. Das bedeutet: Auch bei rückläufiger Erdgasnachfrage können die Transportleistungen des Methannetzes nicht an allen Stellen reduziert werden und müssen gegebenenfalls sogar erhöht werden. Dies gilt auch dann, wenn diese Kraftwerke perspektivisch, gegebenenfalls bereits vor 2045, auf Wasserstoff umgerüstet werden sollen. Die Möglichkeit, auf Wasserstoff umzurüsten, ist eine zwingende Voraussetzung für die Beteiligung an dem Ausschreibungsverfahren.

Einer adäquaten Berücksichtigung dieser Entwicklungen stehen nach Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e. V. (2024) aktuelle Regelungen im Weg. Im aktuellen Netzentwicklungsplan Gas 2022-2032 wird insbesondere auf „die Zusicherung eines festgelegten Mindestmaßes an Erdgaskapazität (Ewigkeitsgarantie)“ (Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e. V. 2024, S. 218) verwiesen, die der Umstellung der heutigen Erdgasinfrastruktur auf Wasserstoff mittel- bis langfristig im Wege steht. Für die möglichst effiziente Nutzung vorhandener Infrastrukturen unter Berücksichtigung der genannten zukünftigen Entwicklungen sollte der gasbezogene Energiebedarf insgesamt betrachtet werden. Zudem muss auch die Ewigkeitsgarantie der Methanversorgung angepasst beziehungsweise abgeschafft werden. Der Referentenentwurf zur Novelle des EnWG vom November 2025 sieht vor, dass in Zukunft auch Fernleitungsnetzbetreiber Anschlüsse verweigern oder trennen dürfen, wenn dies auf Basis eines bestätigten integrierten Netzentwicklungsplans für Gas und Wasserstoff erfolgt. Die Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e. V. (2024) nennt eine weitere Herausforderung: die Regionalisierung der Gasbedarfe von Energieszenarien zeigt aktuell, dass in nahezu jeder Region sowohl Methan als auch Wasserstoff nachgefragt wird. Dies hätte zur Folge, dass parallele Infrastrukturen benötigt werden, was gesamtwirtschaftlich nicht sinnvoll ist. Um dem zu begegnen, wird ein Veranlassungsrecht vergleichbar mit dem entsprechenden Recht zur Umstellung von L-Gas auf H-Gas vorgeschlagen (§ 19a EnWG). Dabei müssen gegebenenfalls Kriterien zu den nachgelagerten Abnehmer- und Netzstrukturen berücksichtigt werden.

5.4 Fazit: Implikationen für den Transport von Biomethan

• Der Anteil von Biomethan an der gesamten genutzten Methanmenge beträgt 1,26 Prozent heute (2023; Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt 2025). Der zukünftige Anteil kann nicht valide abgeschätzt werden und ist in Energiesystemszenarien sehr unterschiedlich.
• Es ist zu erwarten, dass bis zum Jahr 2032 keine Einschränkungen durch das Methantransportnetz für den Transport von Biomethan entstehen werden. Einzelne Umstellungen von Erdgasleitungen auf Wasserstoffleitungen oder Stilllegungen werden den Transport von Biomethan über andere Stränge weiterhin zulassen.
• Langfristig, nach 2032, ist zu erwarten, dass das Methantransportnetz insbesondere in der Achse Nordwest nach Südost noch Kapazitäten aufweisen wird. Diese erfüllen sowohl den Zweck des Erdgastransits als auch den der Versorgung von Erdgasspitzenlastkraftwerken.
• Somit könnten bei Bedarf (wenn nicht lokal das Biomethan direkt genutzt wird) perspektivisch Biomethanmengen aus Niedersachsen (mit einem hohen technischen Biomethanpotenzial) in die Ballungsräume Rhein-Main und gegebenenfalls weitere südliche Zentren wie Stuttgart und München transportiert werden.
• Ob jedoch alle Regionen, deren Biomethanerzeugungspotenzial höher ist als ihre Biomethannachfrage, Biomethan in andere Regionen exportieren können, ist von konkreten Netzplanungen abhängig. Der Export aus einzelnen Regionen kann gegebenenfalls nicht mehr gewährleistet werden, falls aufgrund der Reduktion des Erdgasverbrauchs bis 2045 ein Großteil der Fernleitungen auf H₂ umgestellt wurde oder aufgrund fehlender Wirtschaftlichkeit nicht mehr betrieben wird.
• Die Möglichkeiten zum Abtransport von Biomethan sind voraussichtlich vor allem von den Entwicklungen in den Gasverteilernetzen abhängig, wie die Diskussionen über den Referentenentwurf zur Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) von Anfang November 2025 zeigen.
• Reine bilanzielle Lösungen zum Ausgleich von Biomethanerzeugung in einer Region und Biomethanverbrauch in einer anderen Region ohne physischen Transport sind langfristig keine Lösung, weil die Kompensationsoptionen teuer sind und perspektivisch in allen Gasnetzen 100 Prozent erneuerbare Gase transportiert und genutzt werden sollen.

6. Schlussfolgerungen

1. Methan bleibt ein relevanter Energieträger in einem klimaneutralen Energiesystem:

Die Modellergebnisse mit dem sektorenübergreifenden Energiesystemmodell REMod zeigen, dass zur Erreichung von Klimaneutralität im Jahr 2045 unter kostenoptimalen Bedingungen Methan ein wesentlicher Bestandteil der Energieversorgung bleibt. Gasförmige und flüssige Energieträger müssen jedoch zur Erreichung der Ziele defossilisiert werden. Die Nutzung gasförmiger Energieträger in Form von Methan bleibt mit insgesamt etwa 187 Terawattstunden relevant. Hohe Bedarfe sind insbesondere im Gebäudesektor (81 Terawattstunden; rund 23 Prozent des heutigen Erdgasverbrauchs von Haushalten sowie Gewerbe, Handel und Dienstleistungen) und in der Energiewirtschaft (64 Terawattstunden) zu erwarten. Etwa zwei Drittel des Methanbedarfs werden durch Biomethan aus Reststoffen und Anbaubiomasse gedeckt, während der Rest primär durch synthetisches Methan bereitgestellt wird. Dieses wird entweder durch heimische Power-to-Gas-Erzeugung oder durch Importe bereitgestellt.

2. Regionale Diskrepanzen in der Biomethanverfügbarkeit

Die regionale Verfügbarkeit von Biomethan weist eine deutliche Heterogenität auf: Während Regionen wie Nordrhein-Westfalen, Bayern, Baden-Württemberg und Niedersachsen/Bremen in der Lage sind, einen signifikanten Anteil ihres Methanbedarfs durch regionale Biomassequellen zu decken, gestaltet sich die Situation in anderen Teilen Deutschlands deutlich herausfordernder. Insbesondere in Hessen sowie in der zusammengefassten Region Rheinland-Pfalz/Saarland sind die mobilisierbaren Biomethanpotenziale vergleichsweise begrenzt, sodass in erheblichem Umfang auf synthetisches Methan – sei es aus inländischer Produktion oder Importen – zurückgegriffen werden muss. Es ist jedoch festzustellen, dass keine der Regionen den gesamten Methanbedarf ausschließlich durch eigene mobilisierbare Biomethanpotenziale decken kann.

3. Gasnetzinfrastruktur

Die Gasnetzinfrastruktur ist zwischen den hier untersuchten Regionen sehr unterschiedlich ausgebaut. Dementsprechend ist die Bandbreite der Transportkapazität zwischen den Regionen groß. Es ist zu erwarten, dass zukünftig die Transportkapazität zwischen einzelnen Regionen durch die Umstellung von Leitungen auf Wasserstoff sowie durch mögliche Stilllegungen von Leitungen zurückgeht, wodurch die Möglichkeit abnimmt, Gas zwischen den Regionen zu transportieren. In welchem Umfang dies geschieht, ist heute noch kaum absehbar, weil der für diese Entwicklungen zugrunde liegende regulatorische Rahmen nicht bis in das Jahr 2045 definiert ist.

4. Zielkonflikte bei der Nutzung begrenzter Biomasseressourcen

Die mobilisierbaren technischen Potenziale für Biomethan aus Reststoffen (rund 57 Terawattstunden pro Jahr) übersteigen zwar den Bedarf zur Erfüllung der GModG-bedingten Quoten, reichen jedoch nicht aus, um gleichzeitig den Biomethanbedarf aller Sektoren (Wärme, Industrie, Stromerzeugung, BECCS) zu decken. In diesem Szenario wären in dem dekarbonisierten Energiesystem rund 122 Terawattstunden Biomethan pro Jahr sowohl aus Reststoffen als auch aus Anbaubiomasse erforderlich. Für den Gebäudesektor werden im Jahr 2045 noch 81 Terawattstunden Methan benötigt, die nicht allein durch die Mobilisierung noch nicht genutzter Reststoffe bereitgestellt werden können.

5. Bedarf an einer nationalen Biomassestrategie

Angesichts der knappen und vielfach konkurrierend beanspruchten Biomasseressourcen besteht ein Handlungsbedarf für die Entwicklung einer kohärenten, sektorübergreifenden Biomassestrategie auf nationaler Ebene. Hierfür wurden von der Ampel-Koalition Grundlagen erarbeitet (BMWK, BMEL, BMUV 2022; Hennenberg et al. 2024). Verabschiedet wurde die Strategie allerdings nicht. Biomethan ist ein strategisch bedeutender, jedoch begrenzt verfügbarer Energieträger. Eine unkoordinierte Nutzung kann zu Zielkonflikten, Ineffizienzen und Verdrängungseffekten zwischen Sektoren führen.

Eine solche Strategie sollte insbesondere:

• die nachhaltig erschließbaren Potenziale unter Berücksichtigung von Flächenkonkurrenzen, Biodiversitätszielen und Vorgaben für Landnutzung, Landnutzungsänderungen und Forstwirtschaft klar quantifizieren und transparent machen,
• den zukünftigen sektorübergreifenden Bedarf auf Basis energie- und klimapolitischer Prioritäten abbilden und steuern,
• technologische Unsicherheiten in der Erzeugung, Aufbereitung und Einspeisung von Biogas adressieren,
• geeignete Förderinstrumente und Infrastrukturen schaffen, um einen effizienten, resilienten und sozial verträglichen Einsatz von Biomethan zu ermöglichen.

Von zentraler Relevanz ist hierbei die Konzentration auf Anwendungen, die nur schwer oder gar nicht elektrifiziert werden können. Als Beispiele seien Hochtemperaturprozesse in der Industrie, die systemrelevante Rückverstromung zur Netzstabilisierung oder die Erzeugung negativer Emissionen über BECCS genannt. In den zuvor genannten Sektoren kann Biomethan eine strategisch bedeutsame Rolle spielen, während in anderen Bereichen – wie dem Gebäudebereich – energieeffizientere Alternativen wie beispielsweise Wärmepumpen vorrangig zum Einsatz kommen sollten.

Eine derartige differenzierte, sektorenübergreifende Allokation ist eine unabdingbare Voraussetzung, um die begrenzten Biomasseressourcen maximal klimapolitisch wirksam einzusetzen und gleichzeitig wirtschaftliche sowie soziale Zielkonflikte zu minimieren.

Autorinnen & Autoren

Benjamin Köhler

Öko-Institut e.V.

Marc Stobbe

Öko-Institut

Susanne Krieger

Öko-Institut

Christoph Heinemann

Öko-Institut

Hannah Nolte

Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE

Dr. Christoph Kost

Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme