Biomethan soll aus der EEG-Förderung gestrichen werden. Während zentrale Förderinstrumente für Biomasse erhalten bleiben, droht für Biomethan damit genau der Förderpfad verlorenzugehen, der neue, flexible BHKW-Projekte bislang planbar gemacht hat.
Der EEG-Kabinettsentwurf zeigt, wohin sich die deutsche Förderpolitik für Biomasse bewegt: weg vom reinen Ausbauziel, hin zu Marktintegration und Systemdienlichkeit. Für flexible Bioenergie ist das grundsätzlich der richtige Ansatz. Umso widersprüchlicher ist, dass ausgerechnet Biomethan, das erneuerbare Stromerzeugung flexibel möglich machen kann, künftig keinen klaren Förderpfad mehr erhalten soll.
Kein Förderpfad mehr für Biomethan vorgesehen
Nach dem aktuellen Entwurf sollen die Biomethanausschreibungen entfallen und damit der einzige etablierte Investitionspfad für hochflexible Biomethan-BHKW. Eine spezifische Nachfolgeregelung ist bislang nicht vorgesehen; zugleich bleibt Biomethan auch in den allgemeinen Biomasseausschreibungen nicht als vergütungsfähiger Brennstoff zugelassen. Damit können weder Biomethan-BHKW an diesen Ausschreibungen teilnehmen noch flexible Biogasanlagen Biomethan ergänzend einsetzen. Damit würde Biomethan nach rund 20 Jahren, in denen es flexibel erneuerbaren Strom bereitgestellt hat, faktisch aus dem EEG-Förderrahmen herausfallen.
Gerade aus Systemsicht ist das schwer nachvollziehbar. Nicht zuletzt in Zeiten von geopolitischen Herausforderungen braucht es flexible und regionale erneuerbare Energieträger wie Biomethan, um Versorgungssicherheit zu gewährleisten.
Das Bundesministerium begründet diesen Schritt unter anderem mit schwacher Nachfrage in den letzten Ausschreibungsrunden und einem wachsenden Bedarf für Biomethan in anderen Sektoren. Die niedrige Nachfrage der vergangenen Jahre führt das Hauptstadtbüro Bioenergie hingegen auf die ungünstigen rechtlichen Rahmenbedingungen der letzten EEG-Fassungen zurück.
Was bedeutet das für die Biomethanerzeugung?
Das politische Signal: Biomethan soll künftig stärker in Wärme, Industrie, Verkehr und Schifffahrt gelenkt werden als in die Stromerzeugung. Für Produktion und Projektentwicklung verschiebt sich damit die strategische Grundfrage: In welchem Absatzmarkt liegt künftig das höhere Wertschöpfungspotenzial? Wärmemarkt, Industrieprozesse, Schwerlastverkehr und Schifffahrt – etwa über Bio-LNG – rücken damit als Absatzkanäle stärker in den Fokus als der reine Stromsektor.
Diese Umorientierung kann für Anlagen zu einem operativen Kraftakt werden. Konkret müssen viele Betriebe unter Umständen Substrate und Lieferketten umstellen und an neue Zielmärkte wie Kraftstoffmarkt oder Schifffahrt anpassen. Hinzu kommen andere Nachweis- und Nachhaltigkeitszertifizierungspflichten. Das erhöht Investitions- und Zeitdruck, besonders für Anlagen, die kurzfristig aus der bisherigen Förderung fallen.
Ausschreibungsvolumina und Höchstgebotswerte für Biomasse: Stabilisierung oder Abbau?
Während Biomethan vor allem vor einer Förderlücke steht, zeigt sich bei der übrigen Biomasse ein gemischteres Bild. Positiv für Biomasse- und Biogasanlagen: Sie bleiben von der neuen Erlösabschöpfungslogik ausgenommen. Keine zusätzlichen Zahlungspflichten, keine Abschöpfung bei hohen Strompreisen – ein wichtiger Anreiz für flexible Einspeisung.
Die Ausschreibungen für Biomasse laufen bis 2032 weiter, mit einem leicht angehobenen Leistungsziel (9 auf 9,5 GW) – eine Zielmarke, die bereits etwa der heutigen installierten Leistung entspricht. Das Hauptstadtbüro bewertet das daher nicht als Stabilisierungspfad, sondern als „schrittweisen Abbau gesicherter, heimischer Bioenergieleistung im Gigawattbereich“.
Die Gebotshöchstwerte für Biomasse werden auf Basis der Werte der Bundesnetzagentur (BNetzA) festgeschrieben (19,43 ct/kWh für Neuanlagen, 19,83 ct/kWh für Bestandsanlagen). Das sieht zwar zunächst nach Planungssicherheit aus, setzt zu wenig Anreiz für Flexibilität und Modernisierung – insbesondere, da die BNetzA diese Werte jederzeit korrigieren kann. Laut Fachverband Biogas ist damit ein kurzfristiger Rückfall der Werte nach unten zwar begrenzt, doch gerade in der regulären Ausschreibung wäre ein höherer Wert nötig – die vorgesehenen Degressionsregelungen lehnt der Verband ab.
Bei der Anschlussförderung entfällt die bisherige Beschränkung auf den 3-Jahres-Durchschnitt. Das erleichtert Bestandsanlagen den Übergang, weil keine gesonderte Durchschnittsermittlung nötig ist.
Weitere wichtige Änderungen für Biogas und Biomethan:
- Güllekleinanlagen gehören zu den klaren Gewinnern: längere EEV-Regelung bis 2031, 12 statt 10 Jahre Anschlussförderung und deutlich höhere Vergütungssätze – vorbehaltlich eines Gülle-/Mistanteils von mindestens 80 Prozent und der beihilferechtlichen Freigabe der EU-Kommission.
- Der Maisdeckel steigt von 25 auf 30 Prozent, bleibt aber bestehen, während Branchenverbände weiterhin seine vollständige Abschaffung fordern.
- Mehr Strenge bei Nachweispflichten: Wer diese verfehlt, verliert künftig den gesamten EEG-Zahlungsanspruch statt wie bisher nur die Differenz zum Marktwert – inklusive Flexibilitätszuschlag. Dokumentation wird damit vom administrativen Aufwand zum wirtschaftlichen Risikofaktor.
Deutliche Kritik aus der Branche
Die zentrale Forderung für Biomethan ist klar: Biomethan muss als förderfähiger Brennstoff zugelassen bleiben – entweder über eine eigene Ausschreibungskategorie oder über die Öffnung der allgemeinen Biomasseausschreibungen. Ein Entwurf, der Biomethan keinen Förderzugang eröffnet, verfehlt den eigenen Anspruch an ein resilientes, importunabhängiges Energiesystem. Besonders schwer vermittelbar ist das vor dem Hintergrund, dass parallel neue Erdgaskraftwerke stärker gefördert werden sollen, kritisiert auch das Hauptstadtbüro Bioenergie.
Der Verband bekräftigt darüber hinaus, dass der Handlungsdruck bei den Bioenergie-Regelungen im EEG enorm ist: Tausende Betriebe von Bioenergieanlagen seien investitionsbereit, würden aber durch unzureichende Regulierung ausgebremst – gerade jene Bestandsanlagen, denen der Koalitionsvertrag eine Anschlussperspektive zugesagt hatte. Der Entwurf bleibe weit hinter diesen Ankündigungen zurück, die vorgesehenen Ausschreibungsvolumina seien de facto ein Rückbaupfad für den Anlagenbestand.
Fazit und wie geht es jetzt weiter?
Der Entwurf erkennt zwar den Wert flexibler Biomasse an, bleibt aber hinter dem zurück, was die Branche für eine langfristige Rolle im Energiesystem benötigt. Die Rolle von Biomethan im Stromsektor, dem bisher größten Absatzmarkt, wird mit dem Entwurf grundsätzlich infrage gestellt.
Nach der Bestätigung im Bundeskabinett beginnt nun die entscheidende Phase des parlamentarischen Verfahrens. Im Herbst bietet sich die Chance, den Entwurf gezielt nachzubessern. Der konkrete Zeitplan im Bundestag ist derzeit noch nicht bekannt; parallel wird auch das beihilferechtliche Verfahren in Brüssel laufen. Das Inkrafttreten ist für den 1. Januar 2027 vorgesehen.
Mit der Bestätigung des Entwurfs im Bundeskabinett am 29. Juli 2026 beginnt nun die entscheidende Phase des parlamentarischen Verfahrens: Im Herbst bietet sich die Chance, den Entwurf gezielt nachzubessern, um Investitionen zu ermöglichen und die Potenziale der Bioenergie konsequent zu nutzen. Der konkrete Zeitplan im Bundestag ist derzeit noch nicht bekannt; parallel wird auch das beihilferechtliche Verfahren in Brüssel laufen. Das Inkrafttreten ist für den 1. Januar 2027 vorgesehen.