370.000 t Methan pro Jahr? Das Heizungsgesetz und der Streit um die Biogas-Lecks
Neue Gasheizungen bleiben erlaubt – wenn sie ab 2029 Biomethan beimischen. Doch aus deutschen Biogasanlagen entweichen laut Deutscher Umwelthilfe jährlich bis zu 370.000 t Methan. Wie kommt es dazu, und wie ließe es sich beheben?
Die kuppelartige Haube über dem Speicher ist das Erkennungszeichen jeder Biogasanlage – und eine potenzielle Schwachstelle.
Foto: picture alliance / Jochen Tack
Der Bundestag hat am 10. Juli das Gebäudemodernisierungsgesetz beschlossen, am selben Tag passierte es den Bundesrat. Die 65-Prozent-Regel des alten Heizungsgesetzes fällt. Stattdessen kommt die „Bio-Treppe„: Neu eingebaute Gas- und Ölheizungen müssen ab 2029 mindestens 10 % CO₂-neutrale Brennstoffe wie Biomethan nutzen, ab 2040 mindestens 60 %. Das Gesetz macht Biomethan damit zu einem wichtigen Teil der Wärmewende.
Als größter Biogasproduzent Europas hat Deutschland dafür eine vergleichsweise gute Ausgangslage. Rund 9600 Anlagen produzieren nach Angaben des Fachverbands Biogas e.V. hierzulande etwa 80,6 TWh im Jahr, gut ein Drittel der gesamten EU-Produktion. Zu Biomethan aufbereitet und ins Gasnetz eingespeist wird davon bislang aber nur ein Bruchteil: 290 Anlagen erzeugen insgesamt 12,8 TWh. Das neue Gesetz verlangt deutlich mehr.
Wie viel Klimaschutz das am Ende bedeutet, hängt jedoch auch davon ab, wie viel Methan schon bei der Biogasproduktion selbst entweicht, also in Fermentern und Gärrestlagern. Eine Messstudie im Auftrag der DUH vom Herbst 2025 beziffert diese Menge auf bis zu 370.000 t im Jahr. Laut DUH entspricht das 31,8 Mio. t CO₂-Äquivalent gemessen an der Klimawirkung über 20 Jahre. Wie kommt es zu der seit Jahren konstatierten Leckage, und wie ließe sie sich stoppen?
Inhaltsverzeichnis
Was das neue Gesetz verlangt
Die Bio-Treppe steigt in vier Stufen:
- Ab Januar 2029 müssen neu eingebaute Gas- und Ölheizungen mindestens 10 % CO₂-neutrale Brennstoffe nutzen
- ab 2030 sind es 15 %
- ab 2035 30 %
- ab 2040 60 %
Für Bestandsheizungen kommt ab 2028 zusätzlich eine Grüngasquote für Gas- und Heizölversorger, die bei bis zu 1 % starten soll. Die Details hat die Bundesregierung für Anfang Dezember angekündigt.
Biomethan-Nachfrage gesetzlich festgelegt
Bio‑Treppe und Grüngasquote schreiben also verbindliche Mindestmengen alternativer Brennstoffe fest. In der Praxis dürfte Biomethan einen Großteil dieser Nachfrage bedienen. Das Angebot muss dem aber erst noch nachkommen: Den 12,8 TWh aus deutscher Aufbereitung stehen laut Fachverband Biogas 3,5 TWh Import zur Seite. Zusammen ergibt das 16,3 TWh. Gemessen am gesamten deutschen Gasverbrauch – laut Biomethan Taskforce rund 876 TWh im Jahr 2025 – sind das knapp 2 %.
Das Potenzial wäre da, sagt die Branche: Die Biomethan Taskforce, hinter der der Branchenverband „Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft“ steht, beziffert das überwiegend heimische Biogaspotenzial bis 2030 auf 90 bis 102 TWh. Selbst wenn nur ein Teil davon zu Biomethan würde, müsste die heutige Menge sich vervielfachen. Und jede zusätzliche Biomethan-Einheit kommt aus Anlagen, deren Technik nicht alles für sich behalten kann: Der Methanschlupf ist ein seit langem bekanntes Phänomen.
Wie viel Methan die Anlagen verlieren
Das Umweltbundesamt bezifferte den Methanverlust aus deutschen Biogasanlagen bereits im Jahr 2019 auf 300.000 t pro Jahr. Die Gemeinsame Forschungsstelle der EU-Kommission (JRC) veranschlagt die Verluste EU-weit auf etwa 5 % der Produktion und hält diesen Wert selbst für eher zu niedrig. Aus der Forschung kommt eine ähnliche Größe: „Etwa 5 % des produzierten Methans entweicht unkontrolliert in die Atmosphäre“, erklärt Rosemarie Wagner, Professorin für Bautechnologie am Karlsruher Institut für Technologie (KIT). Die Internationale Energieagentur (IEA) hält in ihrem Global Methane Tracker sogar bis zu 10 % für möglich.
Der Fachverband Biogas hält diese Größenordnung für zu hoch gegriffen. Wie viel eine Anlage verliere, hänge stark vom Einzelfall ab. Im Mittel schätzt der Verband den Wert auf 2,5 % und begründet das mit der fortlaufenden Optimierung des Anlagenparks.
Das Problem an den Methanlecks: Über 20 Jahre betrachtet ist Methan rund 80-mal so klimawirksam wie CO₂. Auf dieser Basis kommt die DUH bei einer angenommenen Höchstmenge von 370.000 t Methanaustritt auf 31,8 Mio. t CO₂-Äquivalent. Über 100 Jahre gemessen, der Standardzeitraum für offizielle Klimabilanzen in der EU, sinkt der Faktor auf rund 30.
7 von 10 geprüften Anlagen weisen Mängel auf
Von einer anderen Seite kommt ein Befund, der zu den gemessenen Verlusten passt. Die Kommission für Anlagensicherheit (KAS), ein Beratungsgremium beim Bundesumweltministerium, wertet regelmäßig die Berichte der Sachverständigen aus, die genehmigungsbedürftige Anlagen nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz prüfen. Danach wiesen im Jahr 2024 rund 71 % der geprüften Biogasanlagen bedeutsame Mängel auf. Die Deutsche Umwelthilfe, die den Bericht Mitte Juli öffentlich machte, spricht von einem systematischen Vollzugsversagen der Behörden.
Allerdings misst die KAS keine Methanmengen, sondern zählt Mängel. Sie sieht zudem nur einen Ausschnitt des Anlagenparks, denn viele Biogasanlagen sind gar nicht immissionsschutzrechtlich genehmigungsbedürftig.
Der Fachverband Biogas ordnet die Quote auf Anfrage ein: Viele Mängelcodes bezögen sich auf zu prüfende Unterlagen und seien „eher dokumentarischer Natur“so Geschäftsführer Manuel Maciejczyk. „Das darf nicht sein und muss abgestellt werden – aber es führt nicht dazu, dass die Anlage unsicher oder undicht ist.“ Wäre eine Anlage tatsächlich gefährlich, „müsste der Sachverständige sofort die Behörde informieren und den Betrieb einstellen lassen“, betont Maciejczyk. Dass die Mängelquote ansteigt, erklärt der Verband auch mit den verschärften Regeln selbst: Vor der TRAS 120 (Technische Regel für Anlagensicherheit Nr. 120) sei die Quote niedriger gewesen; durch die Flexibilisierung fielen laufend weitere Anlagen in deren Anwendungsbereich.
Wie es zu Leckage kommt
Wer die Lecks verstehen will, muss auf die Dächer schauen. Die kuppelartigen Hauben auf Fermentern und Nachgärern sind das Erkennungszeichen jeder Biogasanlage, aber auch ihr wunder Punkt. Rosemarie Wagner vom KIT schätzte in einem Artikel aus den VDI nachrichten 2023, dass bis zu 80 % der textilen Hüllen in den Folgejahren getauscht werden müssten.
Die Prüfberichte der KAS-Sachverständigen lesen sich entsprechend: beschädigte Wetterschutzfolien mit dahinter gemessenen Gasleckagen, korrodierte Stützluftgebläse ohne Ersatz, überfällige Dichtheitsprüfungen mit Gasspürgerät und methansensitiver Kamera.
Der Fachverband Biogas verweist auf Anfrage darauf, dass viele Betreiber derzeit nachrüsteten. „Ein zweischaliges Dach mit Zwischenraumüberwachung hat sich für den professionellen Betrieb bewährt“, sagt Maciejczyk. „Man kann diesen Zwischenraum wirklich kontrollieren.“ Dasselbe gelte für automatische Fackeln, die ansprächen, bevor die Überdrucksicherung öffne. Beides bauten Betreiber gerade ein, die es bisher nicht hatten, meist im Zuge einer größeren Modernisierung.
Deckel drauf?
Ein Teil des Methanschlupfs ließe sich mit bekannter Technik vermeiden. Der naheliegendste Ansatz ist ein Deckel auf dem Gärrestlager. Ein Gutachten für das Bundeslandwirtschaftsministerium hat den Effekt durchgerechnet: Würden alle offenen Gärrestlager korrekt abgedeckt, ließen sich unter Praxisbedingungen rund 80.000 t Methan im Jahr einsparen – gemessen an der DUH-Schätzung gut ein Fünftel der Verluste. Ein Zwang dazu scheint in Reichweite, hat aber zwei Haken.
- Ab Dezember 2026 verlangt die Technische Anleitung zur Reinhaltung der Luft (TA Luft) für Gülle- und Gärrestlager bestehender Anlagen eine Minderung der Ammoniak- und Geruchsemissionen um 85 % gegenüber offener Lagerung. Dafür genügt laut der Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe (FNR) ein Zeltdach, eine Schwimmfolie oder ein Schwimmkörper. Aufs Methan zielt die Vorschrift nicht – dafür wäre eine gasdichte Abdeckung mit Gasfassung nötig, die das Gas auffängt und verwertet.
- Zudem steht die Frist unter Vorbehalt. Die Umweltministerkonferenz zeigte sich im Mai offen dafür, den geforderten Minderungsgrad für Altanlagen zu senken; eine Arbeitsgruppe der Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft für Immissionsschutz prüft das derzeit. Sieben Länder hatten in einer Protokollerklärung darauf verwiesen, dass viele bestehende Behälter für zusätzliche Abdeckungen gar nicht ausgelegt sind.
Der Deckel, der das größte bekannte Leck schließen würde, steht damit doppelt zur Disposition: Er ist nicht vorgeschrieben – und die Vorschrift, die ihn erzwingen könnte, steht selbst zur Debatte.
Optionen für das BHKW
Das zweite große Leck sitzt im Blockheizkraftwerk (BHKW), in dem das Biogas vor Ort zu Strom und Wärme wird. Der Gasmotor verbrennt nie den kompletten Kraftstoff: Ein Teil des Methans passiert den Brennraum unverbrannt und geht mit dem Abgas in die Luft. Am höchsten ist dieser Schlupf im Teillastbetrieb, in geringerem Maße auch beim An- und Abfahren.
Dagegen helfen modernere Motoren und eine Betriebsführung, die Teillast und unnötige Startvorgänge vermeidet. Eine Abgasnachbehandlung mindert zwar Kohlenmonoxid und Formaldehyd, doch auf das klimawirksame Restmethan haben handelsübliche Oxidationskatalysatoren laut Umweltbundesamt kaum Einfluss. Zuverlässig gelingt die Methanminderung bislang nur über eine thermische Nachverbrennung. Die Bayerische Landesanstalt für Landwirtschaft misst dafür Reduktionsraten von bis zu 99,5 %.
Was die Anlage selbst verrät
Am schwierigsten ist es, ein Leck überhaupt zu bemerken. Reines Methan ist geruchlos, ein Riss in der Speicherfolie fällt zunächst niemandem auf, und die übliche Prozesskontrolle läuft träge: Der Betreiber zieht eine Probe aus dem Fermenter, schickt sie ins Labor und erfährt Tage später, ob der biologische Prozess kippt. Bis eine Störung im Laborbefund steht, hat sie oft längst zu Druckstößen oder Schaumaustrag geführt, bei denen Gas entweicht. Was nicht kontrolliert abgefackelt wird, geht in die Luft.
Eine Früherkennung von Lecks würde sich auch darum besonders lohnen, weil sich die Emissionen extrem ungleich verteilen. Nach Angaben der DUH-Studie entfällt ein Großteil auf wenige, besonders auffällige Anlagen, sogenannte Super-Emitter. Würden gerade sie früh erkannt, regelmäßig überwacht und sachgerecht gewartet, ließen sich laut Studie bis zu 62 % der Verluste vermeiden.
Eine Rechnung mit einer Unbekannten
Verpflichtende Leckagekontrollen für alle Anlagen gibt es nicht, eine Obergrenze für zulässige Verluste ebenso wenig. Die DUH fordert deshalb einen gesetzlichen Grenzwert von maximal 1 % Methanverlust, wie es ihn in Dänemark gibt. Dort gilt er allerdings nur für einen Teil des Anlagenparks, nämlich für Anlagen, die Biogas zu Biomethan aufbereiten. Die Vor-Ort-Verstromung im BHKW ist ausgenommen, und bei der Aufbereitung ist der Schlupf ohnehin auf 0,2 % reglementiert.
Der Fachverband Biogas spricht sich auch deshalb gegen eine fixe Obergrenze für Leckage aus. „Eine Anlage mit BHKW hat eine ureigene Methanemission aus dem Verbrennungsmotor, die sich nicht verhindern lässt“, sagt Geschäftsführer Manuel Maciejczyk. Für Verstromungsanlagen hält er 1 % daher für derzeit nicht umsetzbar: „Fordern kann man nur, was dem Stand der Technik entspricht.“
Aus Brüssel könnte Bewegung in die Debatte kommen. Ende des Jahres formuliert die EU über den Annex VI der Erneuerbaren-Richtlinie (RED) neue EU-Anforderungen zur Methanvermeidung, die einen Best-Practice-Stand definieren sollen und teils auf deutschen Vorgaben aufbauen.
Die Bio-Treppe ist jetzt gesetzlich verankert. Doch solange nicht flächendeckend gemessen wird, wie viel Methan an den Anlagen und Motoren entweicht, ist unklar, wie viel die Nutzung von Biomethan dem Klima wirklich bringt.
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