Am 24.02.2026 wurde das Eckpunktepapier zum Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) veröffentlicht. Es sieht die Abschaffung der 65 %-EE-Vorgabe des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) vor und ermöglicht damit den Weiterbetrieb von Öl- und Gaskesseln über bisherige Fristen hinaus. Für neue Kessel, welche ab Inkrafttreten des GMG eingebaut werden, ist ab 2029 ein steigender Anteil biogener Brennstoffe vorgesehen (Start bei 10 %, drei weitere Stufen bis 2040). Zusätzlich soll ab 2028 eine Grüngasquote für die Inverkehrbringer von Erdgas und Heizöl von zunächst 1 % eingeführt werden.
Bei con|energy consult haben wir uns intensiv mit dem Biomethanmarkt auseinandergesetzt und analysiert, welche Konsequenzen die geplanten regulatorischen Entwicklungen für den Energie- und Wärmemarkt mit sich bringen können. Dabei haben wir insbesondere die zentralen Prämissen der zukünftigen Verfügbarkeit, der erwarteten Bedarfe sowie der Bezahlbarkeit von Biomethan untersucht für eine fundierte Einordnung zu ermöglichen.
Der Biomethanbedarf im Wärmemarkt kann durch das GMG langfristig stark steigen
Die Gesetzesänderungen rücken Biomethan wieder stärker in den Fokus des Wärmemarktes. Aktuell beträgt die Einspeisung in Deutschland rund 11 TWh pro Jahr als Kraftstoff, für die Energieerzeugung und für die direkte Wärmeversorgung. Aufgrund der noch unklar ausgestalteten „Biotreppe“ und Grüngasquote sind belastbare Bedarfs-Prognosen derzeit schwierig. Kurzfristig ist nach unseren Erkenntnissen nicht mit einem deutlichen Nachfrageanstieg zu rechnen, langfristig jedoch schon. Die Biotreppe in Kombination mit der Grüngasquote kann auf Basis unserer Abschätzungen zu einem Biomethanbedarf von 114 TWh in 2040 bei der dezentralen Wärmeversorgung führen. In Anlehnung an das GEG haben wir drei Entwicklungsstufen für grüne Gase definiert - 2029: 10 %, 2035: 30 %, 2040: 60 %, 2045: 100 %. Zur Ableitung einer realistischen Prognose im dezentralen Wärmemarkt wurden Entwicklungen bei Bestands- und Neuanlagen von Gaskesseln modelliert, darunter ein regressiver Rückgang des Bestands um bis zu 90 % bis 2045 sowie des Neuabsatzes um 50 % im gleichen Zeitraum.
Da die inländischen Produktionskapazitäten aller Voraussicht nach nicht ausreichen und deutlich teurer sind, wird der Import von Biomethan an Bedeutung gewinnen. In Ländern wie Dänemark, Großbritannien, Frankreich und Spanien werden die Kapazitäten derzeit stark ausgebaut, unterstützt durch Förderprogramme und ambitionierte Ausbauziele.
Der Hochlauf der deutschen Produktion steht vor einer ungeklärten Zukunft
In Deutschland bestehen weiterhin regulatorische Unsicherheiten – insbesondere hinsichtlich der Nachfolgeregelung der GasNZV zur Kostenaufteilung zwischen Anschlussnehmer und Netzbetreiber, der Gasnetzanschlussregelungen im EnWG zur Dauer eines garantierten Netzanschlusses für neue Anlagen sowie der Herkunftsnachweisregisterverordnung zur Etablierung eines transparenten Zertifizierungssystems, unter anderem für Biomethan. Diese Unsicherheiten erschweren eine klare Zukunftsausrichtung und mindern die Kosteneffizienz im heimischen Biomethanmarkt. Bereits heute ist inländisches Biomethan deutlich teurer als der Auslandsimport.
Insgesamt bleibt der Markt unsicher, obwohl das GMG die Bedeutung von Biomethan stärkt. Rund 5.000 in den nächsten Jahren aus der EEG-Förderung fallende Biogasanlagen bieten Umrüstungspotenzial. Aktuelle Gestehungskosten von 70–90 €/MWh für umgerüstete Biogasanlagen machen deutsches Biomethan jedoch erst bei deutlich steigenden internationalen Preisen – frühestens ab Mitte der 2030er Jahren realistisch wettbewerbsfähig. Ohne stärkere Marktimpulse und steigende Auslandspreise bleibt es daher voraussichtlich nicht konkurrenzfähig.
Lock-In Effekte gefährden den langfristigen Wärmenetzausbau
Die skizzierten Mengen- und Preisentwicklungen bei Biomethan haben weitreichende Implikationen für die Infrastrukturplanung, sowohl auf kommunaler Ebene als auch für die Netzbetreiber.
Für die kommunale Wärmeplanung ergibt sich aktuell eine erhebliche Planungsunsicherheit: Je nach Ausgestaltung von Biotreppe und Grüngasquote ist davon auszugehen, dass 2045 noch zwischen 5 und 40 % des Wärmebedarfs über gas- oder ölbasierte Systeme gedeckt werden. Diese Bandbreite haben wir in verschiedenen simulationsbasierten Szenarioanalysen mehrerer Wärmeplanungsprojekte beobachtet. Heizungen, die in der Übergangsphase durch dezentrale gas- oder ölbasierte Lösungen ersetzt werden, stehen zentralen Wärmeversorgungsoptionen mittelfristig nicht mehr zur Verfügung. Diese Lock-in-Effekte bremsen den Hochlauf effizienter Wärmenetze: Sinkende Anschlussquoten gefährden die Wirtschaftlichkeit des Wärmenetzbetriebs und können Investitionsentscheidungen dauerhaft blockieren.
Planungen zur Wärmeinfrastruktur sind damit zusätzlichen Unsicherheiten ausgesetzt
In der Konsequenz ist mit einer spürbaren Verlangsamung der Wärmewende zu rechnen. Langfristig werden sich strombasierte Lösungen dort durchsetzen, wo die Wärmedichte zu gering für wirtschaftlich tragfähige Wärmenetze ist. In dichter besiedelten Gebieten hingegen gerät die Rentabilität neuer Wärmenetze durch die Konkurrenz dezentraler Versorgung und strengere EE-Anforderungen für Wärmenetze gegenüber dezentralen Heizungen zusätzlich unter Druck.
Für Endverbraucher und Kommunen entsteht damit spürbare Verunsicherung: Werden die bereits erstellten Wärmepläne und ihre Ausbauziele unter den neuen Rahmenbedingungen noch wirtschaftlich umsetzbar sein? Gasnetztransformationspläne der Netzbetreiber verlieren einen weiteren Planungsfreiheitsgrad. Die langfristig steigende Biomethannachfrage sowie die Implikationen der verbindlichen Kapazitäten für erneuerbare Gase im Rahmen der Gasbinnenmarktverordnung (VO EU 2024/1789) erschweren belastbare Aussagen zur Netzauslastung. Die Transformation des Gasnetzes wird damit nicht nur technisch, sondern zunehmend auch regulatorisch zu einer komplexen Planungsaufgabe.
Um diese Unsicherheiten handhabbar zu machen, braucht es belastbare ökonomische Grundlagen, z.B. realistische, anlegbare Biomethanpreise als Basis für verbrauchertypische Wärmepreise für Endkunden. Genau hier setzt unsere Expertise an: Wir unterstützen Energieversorger und Netzbetreiber dabei, die vielschichtigen Preis- und Mengenrisiken im Biomethanmarkt methodisch fundiert abzubilden und in tragfähige Planungsszenarien zu überführen – für eine Gasnetztransformation, die auch unter veränderten regulatorischen Rahmenbedingungen wirtschaftlich nachhaltig bleibt.
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