Neue Gasheizung, altes Leck: Wie viel Methan Biogasanlagen verlieren
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. Sachverständige finden bei sieben von zehn geprüften Anlagen bedeutsame Mängel.
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 einer tragenden Säule 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. Nach Angaben der NGO Deutschen Umwelthilfe (DUH) entspricht das fast der Hälfte 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 sie auf bis zu 370.000 t im Jahr. Die DUH rechnet das in 31,8 Mio. t CO₂-Äquivalent um, 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
- Biomethan-Nachfrage gesetzlich festgelegt
- Wie viel Methan die Anlagen verlieren
- 7 von 10 geprüften Anlagen weisen Mängel auf
- Warum die Speicher undicht sind
- Füllstände unbekannt
- Deckel drauf?
- Optionen für das BHKW
- Was die Anlage selbst verrät
- Eine Rechnung mit einer Unbekannten
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, die bei bis zu 1 % starten soll. Die Details hat die Bundesregierung für Anfang Dezember angekündigt.
Biomethan-Nachfrage gesetzlich festgelegt
Die Nachfrage nach Biomethan ist damit gesetzlich fixiert. Das Angebot muss ihr 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 Problem: Über 20 Jahre betrachtet ist Methan rund 85-mal so klimawirksam wie CO₂; auf dieser Basis kommt die DUH auf 31,8 Mio. t CO₂-Äquivalent. Über 100 Jahre gemessen (dieser Zeitraum ist der Standard für offizielle Klimabilanzen in der EU) sinkt der Faktor auf rund 30. Das Schweizer Start-up Sixteen44 versucht daher schon, Methan an seinem Austrittsort zu „zerstören“, indem es das Gas in CO₂ umwandelt. Der Austausch von einem Treibhausgas durch ein anderes scheint absurd, verbessert aber die Klimabilanz etwas.
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.
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 jährlich 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 – darunter undichte Gassysteme, überfällige Dichtheits- und Leckageprüfungen und nachgewiesene Methan-Leckagen an Gasspeichern. Der Wert bewegt sich seit Jahren in dieser Größenordnung. Die Deutsche Umwelthilfe, die den Bericht Mitte Juli öffentlich machte, spricht von systematischem Vollzugsversagen.
Zwei Einschränkungen gehören dazu. Die KAS misst keine Methanmengen; sie zählt Mängel. Und sie sieht nur einen Ausschnitt des Anlagenparks: Viele Biogasanlagen in Deutschland sind gar nicht immissionsschutzrechtlich genehmigungsbedürftig und tauchen in diesen Prüfberichten nicht auf. Eine repräsentative Stichprobe der rund 9600 Anlagen ist das nicht. Die Berichte liefern also lediglich den technischen Befund, der zu den gemessenen Werten passt.
Warum die Speicher undicht sind
Wer die Lecks verstehen will, muss auf die Dächer schauen. Die kuppelartigen Hauben auf Fermentern und Nachgärern sind das Erkennungszeichen jeder Biogasanlage – und ihr wunder Punkt. „Nach Stand der Technik ist eine zuverlässig belastungsgerechte Auslegung dieser Biogasspeicher nicht möglich“, erklärt Wagner.
Wind, Schnee, schwankender Innendruck: Wie sich diese Kräfte auf Gasmembran, Außenhülle und Befestigung verteilen, ist schlicht nicht erforscht. Eine Software, die einen Speicher für sein Belastungsprofil auslegt, gibt es nicht. Die Planer arbeiten ohne Rechengrundlage. Schon 2023 schätzte Wagner, dass bis zu 80 % der textilen Hüllen in den Folgejahren getauscht werden müssten.
Die Prüfberichte der KAS-Sachverständigen lesen sich entsprechend:
- Korrodierte Stützluftgebläse ohne Ersatz
- Beschädigte Wetterschutzfolien, dahinter gemessene Gasleckagen
- Dichtheitsprüfungen mit Gasspürgerät oder Kamera: überfällig
Füllstände unbekannt
Dazu kommt: Viele Betreiber wissen gar nicht, wie viel Gas in ihrem Speicher steckt. Gemessen wird der Füllstand meist per Seilzug – „je größer der Behälter ist, desto ungenauer wird es“, so Mathias Stur vom Deutschen Biomasseforschungszentrum (DBFZ). Wer den Füllstand nicht kennt, bemerkt das Leck nicht. So werden aus kleinen Störungen die Super-Emittenten, auf die die Messstudie einen Großteil der Verluste zurückführt.
Und die Vorschriften? Greifen beim Altbestand nicht. Ein gasdichtes Gärrestlager mit Gaserfassung ist erst Pflicht für Anlagen, die nach 2012 genehmigt oder ab 2009 mit mehr als 1 MW in Betrieb genommen wurden. Wer früher gebaut hat, darf offen lagern lassen – bis heute.
Deckel drauf?
Ein Teil des Methanschlupfs ließe sich mit bekannter Technik vermeiden. Der naheliegendste Ansatz ist ein Deckel auf dem Gärrestlager. Eine feste, gasdichte Abdeckung stoppt die Emissionen fast vollständig; ein Zeltdach oder eine Schwimmfolie hält einen großen Teil zurück, aber eben nicht alles. Ein Gutachten für das Bundeslandwirtschaftsministerium hat den Effekt durchgerechnet: Würden alle offenen Gärrestlager 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 einen doppelten Haken. Zum 1. 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 der offenen Lagerung. Damit müssten auch ältere Anlagen nachrüsten, die der Bestandsschutz bislang verschont. Nur: Die Vorschrift zielt auf Ammoniak und Geruch, nicht auf Methan – und sie ist mit einem Zeltdach oder einer Schwimmfolie zu erfüllen. Genau die sind nicht gasdicht. Wer die TA Luft erfüllt, hat sein Methanproblem also noch nicht gelöst.
Dazu kommt, dass die Frist selbst wackelt. 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, wenn der Motor nicht im ausgelegten Betriebspunkt läuft, also im Teillastbetrieb und in den Phasen des An- und Abfahrens.
Damit rückt ein Zielkonflikt in den Blick. Politisch gewollt ist der flexible Betrieb: Anlagen sollen Strom dann liefern, wenn Wind und Sonne fehlen. Umgesetzt wird das über die Überbauung – die Betreiber installieren deutlich mehr Motorleistung, als die Gasproduktion dauerhaft trägt, und fahren das BHKW nur wenige Stunden am Tag, dafür unter Volllast. Bei der Verbrennung selbst ist das die günstige Betriebsweise. Was zunimmt, sind die Start-Stopp-Zyklen. Wie sich beides in der Summe auf den Methanschlupf auswirkt, hängt an der Fahrweise der einzelnen Anlage.
Dagegen helfen modernere Motoren, eine Abgasnachbehandlung, die das Restmethan katalytisch oxidiert, und eine Betriebsführung, die Teillastphasen und unnötige Startvorgänge vermeidet.
Was die Anlage selbst verrät
Am schwierigsten ist es, ein Leck überhaupt zu bemerken. Denn Methan ist geruchlos; ein Riss in der Speicherfolie fällt zunächst niemandem auf. Auch 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. Eine Übersäuerung, ein Schaumteppich, eine Schwimmschicht – bis das im Befund steht, hat die Anlage längst zu viel Gas produziert, das der Speicher nicht fasst und der Motor nicht verbrennt. Was dann nicht abgefackelt wird, entweicht.
Hier setzen digitale Verfahren an. Ein System des Anlagenbauers Kanadevia Inova, vormals Hitachi Zosen Inova, wertet laufende Betriebsdaten aus, vor allem Messwerte zur Gasqualität, und leitet daraus Modelle für das normale Anlagenverhalten ab. Prozessstörungen erkennt es nach Herstellerangaben im Schnitt 21 Tage früher als das Labor. Das ersetzt keine Dichtheitsprüfung – ein Riss in der Folie bleibt für ein solches System unsichtbar. Es adressiert die andere Verlustquelle: den gestörten Prozess, der Gas produziert, das nirgends hin kann.
Der Hebel dahinter ist der eigentliche Punkt. Nach der DUH-Studie entfällt ein Großteil der Emissionen auf wenige, besonders auffällige Anlagen. Würden diese Ausreißer früh erkannt und repariert, ließen sich bis zu 62 % der Verluste vermeiden. Mit der Abdeckung der Gärrestlager addiert sich das nicht einfach; beide Maßnahmen greifen zum Teil an denselben Anlagen. Aber sie zeigen, wie viel von dem Problem technisch bereits gelöst ist. Es wird nur nicht flächendeckend angewendet.
Eine Rechnung mit einer Unbekannten
Gemessen wird der Methanschlupf bislang nur stichprobenhaft. 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 ihn Dänemark für Biomethan bereits kennt.
Der Fachverband Biogas hält davon nichts: Ein pauschaler Wert lasse sich nicht auf alle Anlagen anwenden, weil er von Einsatzstoffen, Anlagengröße und Technik abhänge. Und die Branche verweist auf einen Effekt, der in keiner Leckage-Rechnung auftaucht: Gülle, die vergoren wird, gast nicht mehr unkontrolliert im offenen Lager aus. Ein Teil dessen, was Biogasanlagen emittieren, wäre ohne sie ebenfalls entwichen.
Das ist die Leerstelle. Ob Biomethan besser ist als Erdgas, hängt davon ab, wie viel davon auf dem Weg verloren geht – und ab welcher Verlustrate der Vorteil aufgezehrt ist, hat für den deutschen Anlagenpark bislang niemand belastbar beziffert. Der Gesetzgeber schreibt Biomethan-Quoten vor, ohne die Größe zu kennen, die über deren Klimanutzen entscheidet. Wer ab 2029 eine neue Gasheizung einbaut, zahlt den Biomethan-Anteil mit. Unabhängig davon, wie viel Gas vorher entwichen ist. Ob die Bio-Treppe hält, was sie verspricht, entscheidet sich am Gärrestlager, an der Folienhaube und am Motor. Und daran, ob dort überhaupt jemand nachmisst.
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