Biomethan: „Der regulatorische Rahmen ist derzeit der größte Engpass“

Deutschland könnte seine Biomethanproduktion in den kommenden Jahren deutlich vorantreiben. Das Potenzial ist vorhanden, ebenso das Kapital, sagt Dr. Christian Hower-Knobloch, CEO von Nexogas. Doch fehlende Planungssicherheit und langwierige Genehmigungsverfahren hielten Investoren zurück. Das Unternehmen selbst will seine Biomethanproduktion kräftig steigern und setzt dabei vor allem auf den Ausbau bestehender Anlagen. Auch die Nutzung von biogenem CO₂ soll Teil des Geschäftsmodells werden.

Sie halten in Deutschland bis 2030 eine Biomethanproduktion von rund 100 TWh für möglich. Aktuell werden etwa 12 TWh ins Gasnetz eingespeist. Was müsste passieren, um diese Größenordnung auch nur annähernd zu erreichen?

Christian Hower-Knobloch:Zunächst muss man zwischen Biogas und Biomethan unterscheiden. In Deutschland gibt es rund 9 400 Biogasanlagen, von denen die Mehrheit das erzeugte Rohbiogas derzeit in Blockheizkraftwerken verstromt. Für die Einspeisung ins Gasnetz muss dieses Gas zusätzlich aufbereitet werden. Dafür brauchen die Anlagen Aufbereitungstechnik und vor allem einen Gasnetzanschluss.

Das technische Potenzial ist also vorhanden. Entscheidend ist, dass Netzanschlüsse schneller realisiert und Genehmigungen zügiger erteilt werden. Gleichzeitig brauchen wir einen verlässlichen Investitionsrahmen. Kapital für den Ausbau steht bereit. Wenn diese Voraussetzungen geschaffen werden, kann Biomethan einen erheblichen Beitrag zur Dekarbonisierung und zugleich zur Versorgungssicherheit leisten.

Wo liegt derzeit der eigentliche Engpass: bei verfügbaren Reststoffen, Genehmigungen, Aufbereitungsanlagen, Netzanschlüssen, Finanzierung oder fehlender Nachfrage?

Hower-Knobloch: Mit Sicherheit nicht bei der Nachfrage und auch nicht beim Kapital. Der größte Engpass ist derzeit der regulatorische Rahmen. An zweiter Stelle stehen die langsamen und zum Teil sehr zögerlichen Genehmigungsprozesse.

Ein wesentliches Problem ist die notwendige Investitionssicherheit bei den Gasnetzanschlüssen. Wenn ein Netzbetreiber einen Anschluss nach zehn Jahren kündigen kann, eine Investition aber rund 20 Jahre benötigt, um sich zu amortisieren, funktioniert das wirtschaftlich nicht. Wir fordern deshalb eine Kündigungsfrist von mindestens 20 Jahren. Das muss nicht nur für Neuprojekte gelten, sondern ebenso für Bestandsanlagen, in die neu investiert wird.

Warum Nexogas die Biomethanproduktion hochfahren will

Nexogas will seine eigene Biomethanproduktion in den kommenden Jahren stark erhöhen. Welche zusätzlichen Kapazitäten sind dafür notwendig und wie kann die Finanzierung aussehen?

Hower-Knobloch: Unser konkretes Ziel bis 2030 sind 500 GWh Biomethan für den Kraftstoffmarkt. Das wollen wir vor allem erreichen, indem wir in unsere bestehenden Anlagen investieren und deren Produktion entsprechend ausbauen. Wir verfügen derzeit über zehn Biogasanlagen und setzen bewusst auf größere Standorte und entsprechende Skaleneffekte.

Zusätzlich haben wir neue Projekte in der Pipeline. Ein größeres Neubauprojekt in Sachsen-Anhalt befindet sich derzeit im Genehmigungsverfahren. Der Schwerpunkt unserer Strategie liegt aber klar auf dem Eigenbestand. Die notwendigen Mittel dafür stehen durch unsere Anteilseigner zur Verfügung. Das Kapital ist also nicht das Problem. Entscheidend ist, einen regulatorischen Rahmen zu bekommen, der solche langfristigen Investitionen ermöglicht.

Bau einer CO₂-Verflüssigungsanlage hat schon begonnen

Bei der Aufbereitung von Biogas fällt biogenes CO₂ an. Ist dessen Nutzung oder Speicherung bereits Bestandteil Ihres Geschäftsmodells? Könnte daraus perspektivisch sogar eine negative CO₂-Bilanz entstehen?

Hower-Knobloch: Ja, und wir investieren bereits konkret in dieses Thema. An unserem Standort in Könnern in Sachsen-Anhalt haben die Bauarbeiten für eine CO₂-Verflüssigungsanlage begonnen. Dort soll das bei der Biomethanaufbereitung abgeschiedene CO₂ verflüssigt und in Lebensmittelqualität an Kunden geliefert werden.

Damit verbessern wir die CO₂-Bilanz unseres Biomethans erheblich. Dieses Konzept wollen wir auch auf weitere Standorte übertragen. Bis 2030 sollen entsprechende Investitionen an unseren anderen Anlagen umgesetzt sein. Perspektivisch sehen wir darin auch die Möglichkeit, die Klimabilanz der Biomethanerzeugung noch weiter zu verbessern.

Kann Biomethan auf Dauer ohne EEG-Vergütung, THG-Quote oder andere regulatorische Anreize wettbewerbsfähig sein? Oder bleibt es strukturell auf politische Unterstützung angewiesen?

Hower-Knobloch: Wir müssen zwischen einer klassischen Förderung und einem regulatorischen Markt für Klimaschutz unterscheiden. Biomethan ist in der Herstellung teurer als fossiles Erdgas. Allerdings spiegeln sich die klimatischen und geopolitischen Folgekosten fossiler Energieträger nicht vollständig in deren Marktpreis wider. Deshalb reicht es nicht, ausschließlich die Erzeugungskosten je Kilowattstunde miteinander zu vergleichen. Entscheidend sind die Gesamtsystemkosten.
Das zeigt sich beispielsweise im Gebäudesektor. Bei einem gut sanierten Gebäude kann eine Wärmepumpe wirtschaftlich die bessere Lösung sein. Bei älteren Gebäuden, die sich nur schwer sanieren lassen, kann Biomethan dagegen attraktiv sein. Denn das ermöglicht die Weiternutzung vorhandener Infrastruktur.

Biomethan: Markt braucht Verlässlichkeit

Hower-Knobloch: Ein solcher Markt braucht einen verlässlichen regulatorischen Rahmen – das ist etwas anderes als eine dauerhafte Subvention. Die THG-Quote beispielsweise bezahlt Biomethan nicht dafür, dass es Biomethan ist, sondern gibt der vermiedenen Tonne CO₂ einen wirtschaftlichen Wert. Genau einen solchen Mechanismus brauchen Dekarbonisierungstechnologien. Biomethan benötigt langfristig keine Dauersubvention, aber einen Markt, der den Wert der CO₂-Vermeidung angemessen abbildet.