Recht

Die rechtlichen Rahmenbedingungen der Biogaseinspeisung in Deutschland sind in verschiedenen Gesetzen und Verordnungen geregelt. Einen gesetzlichen Förderanspruch je kWh für die Einspeisung von Biomethan in das Gasnetz gibt es – anders als für Strom aus erneuerbaren Energien – nicht. Erzeuger von Biomethan müssen das Biomethan vielmehr selbst vermarkten. Die Politik hat einen Instrumentenmix zur Förderung von Biomethan und zur Schaffung entsprechender Nachfragemärkte entwickelt. Einsatzfelder sind neben reinen Wärmeanwendungen insbesondere die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) sowie der Einsatz als Kraftstoff in Gasfahrzeugen. Der gesetzliche Rahmen für die Biogaseinspeisung wird aufgrund der vielen Wertschöpfungsstufen und erforderlichen Prozesse von einer Vielzahl von Regelungen bestimmt.

Stand: Juli 2023

Wichtigstes Instrument für die Förderung erneuerbarer Energien ist in Deutschland das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Das EEG ist erstmals im Jahr 2000 in Kraft getreten und wurde inzwischen mehrfach novelliert. Die letzte große Novelle (EEG 2023) trat am 1. Januar 2023 in Kraft. Sinn und Zweck des EEG ist der Klima-und Umweltschutz, eine nachhaltige Energieversorgung, die Verringerung der volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung, der Ersatz fossiler Ressourcen und die Weiterentwicklung der Technologien zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien. Zur Erreichung dieser Ziele sieht das EEG den vorrangigen Anschluss von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien an die Stromnetze der allgemeinen Versorgung sowie die vorrangige Abnahme, Übertragung und Verteilung des erzeugten Stroms vor. Neben diesen netzbezogenen Ansprüchen steht Betreibern von Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien außerdem eine finanzielle Förderung zu, deren Höhe seit Inkrafttreten des EEG 2017 vorwiegend im Rahmen von Ausschreibungen ermittelt wird.

Das EEG 2023 verfolgt das Ziel bis 2030 einen EE-Anteil von 80 % und bis 2035 von 100 % im Strommix zu etablieren.

Das EEG gewährt für Betreiber von Blockheizkraftwerken (BHKW), die Gas aus dem Erdgasnetz entnehmen, eine Förderung für jede erzeugte kWh Strom, wenn der Betreiber nachweist, dass in dem jeweiligen Kalenderjahr mindestens genauso viel Biomethan in das deutsche Erdgasnetz eingespeist wurde wie zur Stromerzeugung in dem BHKW ausgespeist worden ist. Seit dem EEG 2017 werden die geförderten Mengen auktioniert. Bei Verstromung in bereits vor 2017 mit erneuerbaren Energien betriebenen BHKWs ergibt sich die Höhe des Vergütungsanspruchs hingegen aus den Einspeisevergütungen des entsprechenden Gesetzes. Wobei die Höhe der Förderung unter anderem dadurch bestimmt wird, welche Stoffe für die Biogaserzeugung zum Einsatz gekommen sind. Dabei ist es auch möglich, das eingesetzte Biomethan bei Verwendung unterschiedlicher Einsatzstoffe bilanziell zu teilen.

Der Betreiber muss für die finanzielle Förderung nachweisen, dass er den Strom in Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) erzeugt (Wärmenutzungspflicht) und verschiedene technische Voraussetzungen und Dokumentationspflichten (Einsatzstoff-Tagebuch) erfüllt hat.

Die Förderung wird für das Jahr der Inbetriebnahme des BHKW und weitere 20 Jahre in gleichbleibender Höhe gezahlt. Hierdurch kann das Biomethan effizient in KWK-Anlagen eingesetzt werden, die an Orten mit einer entsprechenden Wärmenachfrage betrieben werden.

Betreiber aller seit 2012 in Betrieb genommenen Biomethan-BHKW müssen den Strom aus ihren Anlagen direkt vermarkten, wobei sie eine Förderung in Form der gleitenden Marktprämie erhalten können. Die Pflicht zur Direktvermarktung gilt für alle seit dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommenen Neuanlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 750 kW. Zum 1. August 2014 wurde die Schwelle dann auf eine installierte Leistung von höchstens 500 kW abgesenkt. Zum 1. Januar 2016 sank die Schwelle auf 100 kW.

Der weitere Zubau von Biomasse- und Biogasanlagen wurde bereits durch das EEG 2014 stark abgebremst: Der Gesetzgeber hat seit dem Jahr 2016 bei einer Überschreitung eines Zubaus von 100 MW (brutto) jährlich eine zubauabhängige Erhöhung der Degression von 0,5 auf 1,27 Prozent vorgesehen. Auch wurde bereits mit dem EEG 2014 die Höhe der Förderung erheblich gekürzt. Insbesondere wurden die bislang für den Einsatz bestimmter Einsatzstoffe vorgesehenen erhöhten Vergütungen und der Gasaufbereitungsbonus ersatzlos gestrichen. Im Rahmen des EEG 2023 liegt die insgesamt ausgeschriebene Leistung wie schon im EEG 2021 bei 8,4 GWel.

Seit Inkrafttreten des EEG 2017 müssen sämtliche neu in Betrieb genommenen Biomasseanlagen gemeinsam an einer jährlichen Ausschreibung teilnehmen, in der sie sich ihren individuellen Fördersatz in Form des anzulegenden Wertes zur Berechnung der Marktprämie selbst „ersteigern“ müssen. Eine Differenzierung nach Einsatzstoffen erfolgt ebenso wenig wie eine Differenzierung nach Anlagengröße oder -technik. Damit stehen künftig sämtliche Technologien zur Stromerzeugung aus Biomasse miteinander im Wettbewerb.

Mit dem EEG 2023 findet eine Verlagerung der Förderung von Biomasse zu Biomethan statt. Die ausgeschriebenen Biomassevolumen werden  von 600 MW im Jahr 2023  jährlich um 100 MW  reduziert, bis schließlich 300 MW im Jahr 2026 erreicht werden . Die ausgeschriebenen Biomethanmengen werden hingegen angehoben , sodass sie 2026 bei 600 MW liegen.

Bis Ende 2025 gibt es jährlich zwei Biomasse-Ausschreibungen: am 1. April und am 1. Oktober. Ab 2026 wird nur noch einmal im Jahr, am 1. Juni, ausgeschrieben. Biomethanausschreibungen finden hingegen ab 2023 zweimal jährlich, am 1. April und am 1. Oktober, statt. Biomethan ist dann nur noch im Rahmen der Biomethan-Ausschreibungen förderfähig.

Die Bieter können dannangeben, welchen anzulegenden Wert sie für den wirtschaftlichen Betrieb ihrer Anlage über 20 Jahre Förderzeitraum pro Kilowattstunde installierter Leistung benötigen. Die günstigsten Gebote erhalten den Zuschlag, bis das Ausschreibungsvolumen erschöpft ist. Die bezuschlagten Neuanlagen erhalten dann die Marktprämie mit dem anzulegenden Wert, den sie selbst geboten haben (sogenannter Gebotspreis oder „pay-as-bid“-Verfahren). Dabei dürfen für Neuanlagen keine Gebote berücksichtigt werden, die den gesetzlich vorgegebenen Höchstwert von 19,31 ct/kWh übersteigen. An der Ausschreibung dürfen nur noch Biomethan-BHKWs teilnehmen, die in der Südregion Deutschlands errichtet werden. Eine höhere Förderung als dieser – degressiv absinkende – Betrag kann künftig nicht mehr erzielt werden. Bei der Teilnahme an der Ausschreibung muss eine Sicherheit in Höhe von 60 Euro pro kWh gebotener installierter Leistung bei der Bundesnetzagentur hinterlegt werden. Wird die Anlage nach dem Zuschlag nicht innerhalb einer vorgegebenen Zeit realisiert, werden Strafzahlungen fällig.

Für in der Ausschreibung bezuschlagte Biomethan-BHKW gelten künftig verschiedene Einschränkungen: So haben bezuschlagte Biomethan-BHKW nur einen Anspruch auf Förderung  für eine Jahresdurchschnittsleistung, die 10 Prozent des Wertes der installierten Leistung entspricht. Sie müssen ihre Anlage leistungstechnisch also deutlich überbauen und die entsprechend erhöhte installierte Leistung in der Ausschreibung anbieten. Für darüber hinausgehende Strommengen entfällt in der Direktvermarktung die Marktprämie, der Anlagenbetreiber erhält lediglich seinen Markterlös. Allerdings können Anlagenbetreiber für die gesamte installierte Leistung einen sogenanntenFlexibilitätszuschlag i. H. v. 65 Euro pro kW und Jahr beanspruchen (EEG §50a).

Außerdem darf bei bezuschlagten Anlagen nur solches Biomethan, bzw. solche Biomasse eingesetzt werden, bei dessen Erzeugung der Anteil von Mais und Getreidekorn maximal 40 % beträgt. Dieser sogenannte Maisdeckel soll weiter abgesenkt werden. Bis 2024 soll dieser maximal 35 % betragen und ab 2026 max. 30 %. Für Biomethan fällt die Obergrenze von 20 MW weg. Außerdem müssen Biomethananlagen ab einer installierten Leistung von 10 MW „H2-ready“ sein, um ab 2028 auf Basis von Wasserstoff betrieben werden zu können.

Die Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung hat den Zweck, die Nachhaltigkeit der Erzeugung von Strom und Wärme aus flüssiger Biomasse sicherzustellen und dient der Umsetzung der Vorgaben der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II). In § 22 werden anerkannte Nachhaltigkeitsnachweise auf Grund der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung genauer definiert. Die Nachweisführung der regulatorischen Vorgaben der BioSt-NachV ist ebenfalls Inhalt dieser Ermächtigung.

EEG

Wird die Produktion von Strom aus Biomethan nach dem EEG gefördert, ist ein Nachweis der Nachhaltigkeit nach RED II entlang der gesamten Wertschöpfungskette für größere Anlagen ab dem 1. Januar 2022 verpflichtend vorgeschrieben.

Die BioSt-NachV regelt dabei u. a. die Anforderungen an Anlagen zur Erzeugung von Strom mit eingesetzten gasförmigen Biomasse-Brennstoffen: Ab 2 MW Gesamtfeuerungswärmeleistung (rund 840 kWel) müssen die Nachhaltigkeitsanforderungen eingehalten und nachgewiesen werden (§1 Absatz 3). Unter diese Nachweispflicht fallen bundesweit ca. 1500 bis 1800 Biogasanlagen und ca. 200 Biomethan-BHKW betroffen. Faktisch ist damit jede Biomethananlage betroffen, die auch nur ein einziges BHKW größer 2 MW Feuerungswärmeleistung beliefert.

BEHG

Nach dem BEHG wird der Energiegehalt von Biomethan zwar mit einem Emissionsfaktor von Null bewertet, allerdings wird in § 7 Absatz 4 im Zusammenhang mit der Ermächtigung der Bundesregierung zur Bestimmung der Anforderungen an die Ermittlung der Brennstoffemissionen und die Berichterstattung mittels Rechtsverordnung ein benötigter Nachhaltigkeitsnachweis aufgeführt.

In der entsprechenden Emissionsberichterstattungsverordnung 2030 (EBeV 2030)1 ist in §8 formuliert, dass ab dem Jahr 2023 hierzu ein Nachhaltigkeitsnachweis nach den Vorgaben der BioSt-NachV vorgeschrieben ist.

TEHG

Wird Biomethan energetisch im EU-ETS angerechnet, ist nach dem DEHSt Leitfaden 8.5.2 vorgegeben, dass ein gültiger Nachhaltigkeitsnachweis nach § 3 Absatz 1 EHV, welcher sich wiederum auf § 10 der BioSt-NachV bezieht, aus der Datenbank Nabisy vorzulegen ist.

1Quelle: https://www.gesetze-im-internet.de/ebev_2030/EBeV_2030.pdf

Wird Biomethan in Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung eingesetzt, kommt alternativ zu einer Förderung nach dem EEG auch die Inanspruchnahme des sogenannten KWK-Zuschlags nach dem KWKG in Betracht. Im Vergleich  bleibt die gewährte KWKG-Förderung  deutlich hinter der EEG-Förderung  zurück, sodass dieses Vorgehen nur in Ausnahmefällen sinnvoll erscheint. Der Anspruch auf Zuschlagszahlung besteht für Anlagen mit einer elektrischen Leistung bis einschließlich 500 kW oder mehr als 50 MW. Für neue, modernisierte und nachgerüstete KWK-Systeme gelten dabei spezielle Anforderungen. So muss die KWK-Anlage ab 2028 ‚H2-ready‘ sein (KWKG § 6 Absatz 1 Nummer 6).

Die seit 2001 geltende Biomasseverordnung regelt für den Anwendungsbereich des EEG, welche Stoffe als Biomasse gelten, welche technischen Verfahren zur Stromerzeugung aus Biomasse in den Anwendungsbereich des Gesetzes fallen und welche Umweltanforderungen bei der Erzeugung von Strom aus Biomasse einzuhalten sind. Biomasse im Sinne der Biomasseverordnung sind Energieträger aus Phyto- und Zoomasse. Hierzu gehören auch Folge- und Nebenprodukte, Rückstände sowie Abfälle, deren Energiegehalt aus Phyto- und Zoomasse stammt. Die Definition von Biomasse schließt in § 2 Absatz 2 und Absatz 3 auch Biogas ein, welches durch anaerobe Vergärung erzeugt wird. Ausgeschlossen wird Biogas, das aus den folgenden Stoffen entsteht (§ 3):

  • gemischte Siedlungsabfälle aus privaten Haushalten einschließlich ausgelöster Biomassefraktionen,
  • tierische Nebenprodukte,
  • Hafenschlick und sonstige Gewässerschlämme und –sedimente,
  • Klärschlamm, soweit dessen Anteil am Vergärungssubstrat 10 Gewichtsprozent übersteigt.

Die BiomasseV enthält zusätzlich eine Negativliste von weiteren Stoffen, die nicht als finanziell förderfähige Biomasse gelten (z.B. Altholz, Papier oder Textilien).

 

Nach der Eingruppierung der Biomasse-Arten in der BiomasseV richten sich auch die Einsatzstoff-Vergütungs-Klassen des EEG 2012.

Das Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz (EEWärmeG) ist Anfang 2009 in Kraft getreten und wurde im Mai 2011 an die EU-Gesetzgebung angepasst. Im Jahr 2020 sollen gemäß EEWärmeG 14 Prozent des Wärme- und Kältebedarfs (Endenergieverbrauch) in Deutschland aus erneuerbaren Energien stammen.

Wesentliche Elemente des Gesetzes sind:

  • Nutzungspflicht für Neubauten
  • Nutzungspflicht für bestehende öffentliche Gebäude
  • Vorbildfunktion öffentlicher Gebäude
  • Finanzielle Förderung in Form von Förderprogrammen
  • Gezielte Förderung der Nutzung von Wärmenetzen

Eigentümer von neu errichteten Gebäuden sind verpflichtet,zu einem bestimmten Anteil erneuerbare Energien für ihreWärmeversorgung zu nutzen oder Ersatzmaßnahmen nachzuweisen (z. B. KWK-Nutzung oder Energieeinsparleistungen). Die Nutzungspflicht für Neubauten trifft alle Eigentümer (Private,Staat, Wirtschaft), wobei im öffentlichen Bereich teilweise auch der Gebäudebestand erfasst ist. Genutzt werden können alleFormen von erneuerbaren Energien, auch in Kombination.

Bei der Nutzung von Biogas gilt die Pflicht grundsätzlich als erfüllt, wenn der Wärmeenergiebedarf des jeweiligen Gebäudes zu 30 Prozent hieraus gedeckt wird. Die Nutzung des Biogases muss dabei in einer KWK-Anlage erfolgen.

Im Fall der Nutzung von Biomethan sind bei der Aufbereitung des Rohbiogases die Anforderungen nach den im EEG 2012 geregelten Effizienz- und Klimaschutzanforderungen (Methanemission≤ 0,2 Prozent, Stromverbrauch max. 0,5 kWh pro Nm3 Rohgas, Prozesswärme aus erneuerbaren Energien oder Abwärme der Aufbereitungs- bzw. Einspeiseanlage) sowie die Vorgaben an die Nutzung von Massenbilanzsystemen einzuhalten.

Die Bundesregierung beabsichtigt derzeit, den Rechtsrahmen für die Effizienzanforderungen und den Einsatz von erneuerbaren Energien in einem Gebäudeenergiegesetz zu vereinheitlichen.

Eigentümer von Gebäuden sind verpflichtet beim Einbau einer neuen Heizung 65 % erneuerbare oder unvermeidbare Abwärme einzusetzen. Hierbei stellt auch Biomasse und deren Derivate eine Option dar (§71 Absatz 3). Die Vorgabe bezieht sich sowohl auf die Raumwärme als auch auf die Warmwasserbereitstellung. Sind Raumwärme und Warmwasser jedoch voneinander getrennte Systeme, gilt die Vorgabe für Warmwasser bei einer Elektrifizierung als erfüllt. Biomasseheizungen sind von der Verpflichtung einer Messausstattung ab dem 1. Januar 2025 befreit (§71a Absatz 1). Bei einem Anschluss an das Fernwärmenetz muss ab dem 1. Januar 2024 der EE-Wärme Anteil im Netz ebenfalls 65 % entsprechen. Liegt der Baubeginn des Netzes vor dem 1. Januar 2024 und ist der EE-Anteil im Netz geringer als 65 % muss der Netzbetreiber einen Transformationsplan mit der Absicht vorlegen bis 2030 auf 50 % erneuerbare Wärme und unvermeidbare Abwärme und bis Ende 2044 vollständig karbonisiert zu sein (§71b).

Anforderungen an Biomasse

  • Es dürfen maximal 40 % Getreidekorn oder Mais zum Einsatz kommen.

Anforderungen an Biomethan

  • Bei der Aufbereitung des Gases dürfen die Methanemissionen nicht höher als 0,2 % sein.
  • Der Stromverbrauch pro Nm³ darf nicht höher als 0,5 kWh liegen.
  • Bereitstellung der Prozesswärme für die Aufbereitung und die Erzeugung des Deponie-, Klär- oder Biogases aus erneuerbaren Energien, Grubengas oder aus der Abwärme der Gasaufbereitungs- oder Einspeiseanlage ohne den Einsatz zusätzlicher fossiler Energie
  • Erfassung in einem Massenbilanzsystem

 

Anforderungen an biogenes Flüssiggas

  • Erfassung in einem Massenbilanzsystem

Anforderungen an Wasserstoff

Eigentümer von Gebäuden sind verpflichtet beim Einbau einer neuen Heizung 65 % erneuerbare oder unvermeidbare Wärme einzusetzen. Hierbei stellt auch grüner und blauer Wasserstoff und dessen Derivate eine Option dar (§71 Absatz 3). 

Anforderung an gasförmigen und flüssigen Wasserstoff

Erfassung in einem Massenbilanzsystem

Der Gesetzestext ist hier nachlesbar.

Das GEG wird aktuell überarbeitet und steht kurz vor der Verabschiedung. Damit werden die Regelungen zu Heizungswechsel und dem Einsatz von gasförmigen Energieträgern grundsätzlich verändert. Biomethan kann demnach weiterhin in Gasheizungen eingesetzt werden. Gasheizungen dürfen neu in Betrieb genommen werden, wenn sie mit erneuerbaren Gasen wie Biomethan oder Wasserstoff betrieben werden. Das GEG enthält dabei verschiedene Regelungen für Neubauten und Bestandsgebäude die insb. vom Vorliegen einer kommunalen Wärmeplanung für abhängen.

Stand des Gebäudeenergiegesetzes Juni 2023 (Quelle: Deutscher Bundestag)

In den Arbeitsblättern des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches e. V. (DVGW) sind die grundlegenden Anforderungen an Gase in Netzen der öffentlichen Versorgung festgelegt. Grundlage für die Beschaffenheit von Gasen aus erneuerbaren Quellen ist das DVGW-Arbeitsblatt G 262. Sofern das hergestellte Biogas in das öffentliche Gasnetz eingespeist werden soll, muss es den Anforderungen des DVGW-Arbeitsblattes G 260 entsprechen und insbesondere den Anforderungen der zweiten Gasfamilie mit der vor Ort vorhandenen Gruppe genügen.

Im DVGW-Arbeitsblatt G 265-1 sind die Mindestanforderungen an die Planung, Fertigung, Errichtung, Prüfung und Inbetriebnahme von Biogasaufbereitungs- und -einspeisungsanlagen zusammenfassend dargestellt. Es enthält die Vorgaben an die technische Sicherheit der zur Nutzbarmachung des Biogases erforderlichen Anlagen und deren Komponenten – von der Aufbereitungsanlage über die Verdichtung, Druckregelung, Konditionierung und Messung bis zur Einspeisung in das Gasnetz als Zusatz- bzw. Austauschgas. Das jüngst überarbeitete DVGW-Arbeitsblatt G 415 enthält die Mindestanforderungen an Planung, Bau und Betrieb von Gasleitungen bis zu 5 bar Betriebsdruck, in denen Rohbiogas oder teilaufbereitetes Biogas fortgeleitet wird. Das DVGW-ArbeitsblattG 1030 legt die Anforderungen an die Qualifikation und die Organisation von Betreibern von Anlagen fest, die der Erzeugung, Fortleitung, Aufbereitung, Konditionierung oder Einspeisungvon Biogas dienen. Es enthält damit die Vorgaben an ein technisches Sicherheitsmanagementsystem (TSM) für Biogasanlagen.

Der EU-ETS (European Union Emissions Trading System) besteht seit 2005 und ist eines der wichtigsten Instrumente zur Reduktion von Treibhausgasen. Energieintensive Industriesektoren (einschließlich Ölraffinerien, Stahlwerke und Produktion von Eisen, Aluminium, Metallen, Zement, Kalk, Glas, Keramik, Zellstoff, Papier, Pappe, Säuren und organischen Massenchemikalien) sind dem EU-ETS unterstellt. Derzeit fallen ca. 10.000 Anlagen unter den EU-ETS. Der EU-ETS folgt einem „Cap-and-Trade“ Ansatz. Das Handelssystem hat eine Emissionsobergrenze („Cap“). Dieser Cap wird sukzessive über die Jahre reduziert. Sollte ein Anlagenbetreiber mehr Emissionen einsparen als erforderlich, kann er die zusätzlichen Emissionseinsparungen in Form von Zertifikaten mit anderen Betreibern handeln („Trade“).

Für den ETS kann Biomethan gemäß den Regeln des EU-ETS angerechnet werden, wenn die für Biomethan geltenden Bestimmungen eingehalten werden. Die zuständige Behörde, Deutsche Emissionshandelsstelle DEHSt, hat dazu in Ihrem Leitfaden konkrete Angaben der einzureichenden Nachweise gemacht:

  • „Für den Abzug von Emissionen aus der Verbrennung von Biomethan aus dem Erdgasnetz muss die Einhaltung der RED II-Kriterien durch einen Nachweis aus der Datenbank Nabisy nachgewiesen werden.“ (Leitfaden DEHSt, S. 83)
  • „Auch Biomethan aus dem Ausland muss bei energetischer Nutzung RED II-Kriterien erfüllen. Ein gültiger Nachhaltigkeitsnachweis nach § 3 Absatz 1 EHV aus der Datenbank Nabisy ist daher auch für importiertes Biomethan vorzulegen.“ (Leitfaden DEHSt, S. 83)

Der stoffliche Einsatz von Biomethan kann durch Entwertung eines Herkunftsnachweises ebenfalls angerechnet werden.

Quelle: Leitfaden zur Erstellung von Überwachungsplänen und Emissionsberichten für stationäre Anlagen (DEHSt), Kapitel 8.5, S. 82 (Biomethan aus dem Erdgasnetz)

 

Vorrangiger Netzanschluss

Nach § 33 GasNZV sind Netzbetreiber auf allen Druckstufen verpflichtet, Anlagen auf Antrag vorrangig und unverzüglich andas Gasnetz anzuschließen. Die Kosten für den Netzanschlusstragen bis zu zehn km Anschlussleitung der Netzbetreiber (75 Prozent) und der Biogaseinspeiser (25 Prozent) jeweils anteilig. Die Kosten für den Netzanschluss und den ersten Kilometer der Verbindungsleitung sind dabei für den Biogaseinspeiser aufmaximal 250.000 € gedeckelt. Die Einspeisung von Biogas kann vom Netzbetreiber nach § 34 Absatz 2 Satz 2 GasNZV nicht mit dem Hinweis auf bestehende Kapazitätsengpässe im Netz verweigertwerden. Netzbetreiber und Biogaseinspeiser sollen für die Errichtung des Netzanschlusses einen Realisierungsfahrplan nach § 33 Absatz 7 GasNZV vereinbaren, der der Bundesnetzagentur vorgelegt wird. Der Netzbetreiber ist Eigentümer des Netzanschlusses und trägt die Kosten für Wartung und Betrieb.

Vorrangiger Netzzugang

Nach § 34 GasNZV haben Netzbetreiber Ein- und Ausspeiseverträge vorrangig mit Transportkunden von Biomethan zu schließen, soweit diese Gase netzkompatibel sind. Zugleich ist der Netzbetreiber zur Vornahme aller wirtschaftlich zumutbaren Aufwendungen verpflichtet, um die technische Aufnahmefähigkeit des Netzes zu optimieren und eine Verfügbarkeit von mindestens 96 Prozent sicherzustellen.

Erweiterter Bilanzausgleich
Für Biogas-Transportkunden sieht § 35 GasNZV besondere Regelungen zum erweiterten Bilanzausgleich bei der Biogasbilanzierung vor. Während der Netzbetreiber für Erdgas-Transportkunden innerhalb des Bilanzkreises eine unvergütete Ausgleichsmöglichkeit lediglich innerhalb enger stündlicher Toleranzgrenzen anbieten muss, ist er in Bezug auf ausschließliche Biogas-Bilanzkreise dazu verpflichtet, einen Flexibilitätsrahmen von 25 Prozent anzubieten.

Der Flexibilitätsrahmen gilt dabei für den besonderen Biogas-Bilanzierungszeitraum von zwölf Monaten. Innerhalb dieses Bilanzierungszeitraums bezieht sich der Flexibilitätsrahmen auf die kumulierte Abweichung der eingespeisten von der ausgespeisten Menge. Für die Nutzung des tatsächlich in Anspruch genommenen Flexibilitätsrahmens ist ein pauschaliertes Entgelt von 0,1 ct/kWh an den Netzbetreiber zu entrichten.

Die EU-Gasmarktrahmenrichtlinie wurde im Entwurf im September 2021 veröffentlicht. Die Gasmarktrichtlinie unterscheidet zwischen „natural gas“, „renewable gas“, „low-carbon gas“ und „low-carbon hydrogen“. Sie legt einen starken Fokus auf Wasserstoff. Um die Defossilisierung des Gasnetzes weiter voranzutreiben, sind Rabatte auf die Transportentgelte für erneuerbare und kohlenstoffarme Gase von und zu Speicher- bzw. Erzeugungsanlagen von mindestens 75 % vorgesehen.

Quelle: Richtlinie des europäischen Parlaments und des Rates über gemeinsame Vorschriften für die Binnenmärkte für erneuerbare Gase und Erdgas sowie Wasserstoff

Das BEHG wurde 2019 als Teil des Klimapakets der Bundesregierung verabschiedet. Es deckt diejenigen Emissionen ab, die nicht vom EU-ETS erfasst werden. Das BEHG verpflichtet alle Inverkehrbringer von Kraftstoffen und Brennstoffen zum Erwerb von CO2-Zertifikaten. Die Kosten eines CO2-Zertifikats belaufen sich derzeit auf 25 EUR/tCO2, ab 2025 auf 55 EUR/tCO2 und ab 2026 werden die Zertifikate auktioniert. Der Energiegehalt von Biomethan wird mit einem Emissionsfaktor von Null bewertet. Genauere Informationen zum BEHG finden Sie auf der Webseite der Deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt).

Quelle: Leitfaden zum Anwendungsbereich sowie zur Überwachung und Berichterstattung von CO2-Emissionen (Kapitel 6.6.2.3, S. 54: Nachweisführung bei Anerkennung von Biomethan aus Erdgasnetzen)

Seit 2006 ist in Deutschland vorgeschrieben, dass beim Verkauf von Kraftstoffen ein bestimmter Anteil an Biokraftstoffen beizumischen ist, bekannt als sogenannte Biokraftstoffquote. Die eigentlich nur für Diesel- und Ottokraftstoff geltende Quotenverpflichtung kann durch den Einsatz von Biomethan in Erdgasfahrzeugen erfüllt werden. Das quotenverpflichtete Mineralölunternehmen kann sich dabei Dritter bedienen (sog. Quotenhandel). Neben der Einführung der Biokraftstoffquote wurden in der Vergangenheit Steuerbegünstigungen für bestimmte Biokraftstoffe wie z. B. Biomethan gewährt. Die Steuererleichterungen für Biokraftstoffe wurden jedoch Schritt für Schritt abgesenkt und liefen Ende 2015 endgültig aus (§ 50 Absatz 2 EnergieStG).

Umgesetzt wurden die Regelungen zur Biokraftstoffquote im Bundes-Immissionsschutzgesetz (vgl. §§37a ff. BImSchG). Seit 2015 wird die energetische Quote durch eine anteilige Treibhausgasminderungspflicht ersetzt. Die Bezugsgröße der Quote wurde also vom energetischen Anteil auf die Netto-Treibhausgasminderung umgestellt. Das bedeutet, die verpflichteten Unternehmen aus der Mineralölwirtschaft müssen seit 2015 nachweisen, dass der von ihnen in Verkehr gebrachte Kraftstoff insgesamt eine Treibhausgasminderung von 8 Prozent (2023) gegenüber einem rechnerischen Referenzwert erbringt. Für das Jahr 2030 ist eine Treibhausgasminderung von 25 % vorgesehen. Fortschrittliche Biokraftstoffe sollen im Jahr 2030 eine THG-Quote von 2,6 % vorweisen. Abfallbasierte Biokraftstoffe sollen im Jahr 2030 über eine Quote von 1,9 % verfügen.

Das Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) regelt allgemeingültige Vorgaben zum Schutz vor negativen Umwelteinwirkungen (Luftverunreinigungen, Lärm etc.) und deckt somit einen Teilaspekt der Nachhaltigkeitsnachweisführung ab. Die Konkretisierung der Anforderungen erfolgt durch die Bundes-Immissionsschutzverordnungen 1. BImSchV bis 44. BImSchV.  Hier werden bspw. Schwefelgehalte von Kraftstoffen  (3. BImSchV),  die Kraftstoffqualität (10. BImSchV) oder die Anrechnung von strombasierten Kraftstoffen und mitverarbeiteten biogenen Ölen auf die Treibhausgasminderungsquote (37. BImSchV) geregelt.

Die Überprüfung und Überwachung verteilt sich auf mehrere Bundesbehörden. Die Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE) ist zuständig für die Nachweisführung von Biokraftstoffen. Das Umweltbundesamt (UBA) wiederum ist für die Herstellung von synthetischen Kraftstoffen (z.B. Wasserstoff) und die Anrechnung der Elektromobilität verantwortlich. Die Quotenstelle in Cottbus ist für die Überwachung und Überprüfung der Einhaltung der Treibhausgasminderungsquote durch die Quotenverpflichteten insgesamt zuständig. Genauere Informationen zur Treibhausgasminderungsquote finden Sie auf der Webseite der Quotenstelle.

Die Erneuerbare Energien Richtlinie II (RED II) reguliert den Verkehrssektor, sowie Wärme und Kälte. Sie legt die Nachhaltigkeitskriterien für erneuerbare Kraftstoffe fest. Darunter zählt u.a. der Biomasseanbau für Biokraftstoffe, der massenbilanzielle Nachweis und die Treibhausgasberechnungsmethode. Kraftstoffe können erst dann im Verkehrssektor für die Zielerfüllung der Anteile erneuerbarer Energien berücksichtigt werden, wenn sie nach den RED II Vorgaben produziert wurden. Die RED II wird derzeit überarbeitet und sieht vor allem den stärkeren Ausbau von erneuerbaren Energien im Allgemeinen vor und setzt bspw. mit Unterquoten für die Industrie auch neue Impulse für erneuerbare Gase.

Quelle: Richtlinie 2018/ 2001 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen

Seit 2006 ist in Deutschland vorgeschrieben, dass beim Verkauf von Kraftstoffen ein bestimmter Anteil an Biokraftstoffen beizumischen ist, sog. Biokraftstoffquote. Die eigentlich nur für Diesel- und Ottokraftstoff geltende Quotenverpflichtung kann auch durch den Einsatz von Biomethan in Erdgasfahrzeugen erfüllt werden. Das quotenverpflichtete Mineralölunternehmen kann sich dabei Dritter bedienen (sog. Quotenhandel). Nebender Einführung der Biokraftstoffquote wurden in der Vergangenheit Steuerbegünstigungen für bestimmte Biokraftstoffe wie z. B. Biomethan gewährt. Die Steuererleichterungen für Biokraftstoffe wurden jedoch Schritt für Schritt abgesenkt und liefen Ende 2015 endgültig aus (§ 50 Absatz 2 EnergieStG).

Umgesetzt wurden die Regelungen zur Biokraftstoffquote im Bundes-Immissionsschutzgesetz (vgl. §§37a ff. BImSchG). Seitdem Jahr 2015 wird die energetische Quote durch eine anteilige Treibhausgasminderungspflicht ersetzt. Die Bezugsgröße der Quote wurde also vom energetischen Anteil auf die Netto-Treibhausgasminderung umgestellt. Das bedeutet, die verpflichteten Unternehmen aus der Mineralölwirtschaft müssen seit 2015 nachweisen, dass der von ihnen in Verkehr gebrachte Kraftstoffinsgesamt eine Treibhausgasminderung von zunächst 3,5 Prozent gegenüber einem rechnerischen Referenzwert erbringt, wobei der vorgegebene Minderungssatz seit 2017 auf 4 Prozent gestiegen ist und ab 2020 auf 6 Prozent ansteigt.

Die 2008 novellierte Erneuerbare-Energien-Richtlinie der EU enthielt in Art. 17 bis 19 erstmals sogenannte Nachhaltigkeitskriterien für die Erstellung und Weiterverwendung von Biobrennstoffen. Diese Vorgaben wurden für den Kraftstoffbereich durch die Verordnung über Anforderungen an eine nachhaltige Herstellung von Biokraftstoffen (Biokraft-NachV) sowie für den Strom- und Wärmebereich durch die Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) umgesetzt. Die Verordnungen sollen durch ein komplexes Zertifikatssystem bewirken, dass die Herstellung und Weiterverarbeitung von Biobrennstoffen im globalen Maßstab unter Beachtung verbindlicher ökologischer und sozialer Nachhaltigkeitsstandards erfolgt. Dies betrifft im Strom- und Wärmebereich grundsätzlich nur flüssige, im Kraftstoffbereich auch gasförmige Biokraftstoffe wie Biomethan.

Nur im Sinne der Biokraft-NachV nachhaltig hergestellte Biokraftstoffe sollen für die Treibhausgasminderungsquote anrechenbar sein. So kann hier eine Anrechnung nur dann erfolgen, wenn die Anforderungen an den Schutz bestimmter ökologisch besonders wertvoller Lebensräume und die landwirtschaftliche Bewirtschaftung beim Anbau der Biomasse bescheinigt werden können. Außerdem muss bei Berücksichtigung der gesamten Prozesskette ein Treibhausgasminderungspotenzial von 70 % gegenüber fossilen Kraftstoffen nachgewiesen werden. In Deutschland ist die Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE) die für die Nachhaltigkeitszertifizierung zuständige Stelle. Die Nachhaltigkeitszertifikate werden im Nachhaltige-Biomasse-System (Nabisy) verwaltet. Künftig soll Nabisy von der Unionsdatenbank abgelöst werden. Die Unionsdatenbank ist eine Datenbank für Nachhaltigkeitszertifikate zur Zielanrechnung laut RED II auf EU-Ebene. Ihr maßgebliches Ziel ist es die Mehrfachanrechnung der grünen Eigenschaft beim grenzübergreifenden Zertifikate-Handel zu vermeiden.

Zur einheitlichen und vereinfachten Führung des Herkunfts- und Eigenschaftsnachweises für Biogas im Erdgasnetz hat die dena zusammen mit 14 Unternehmen vorwiegend aus der Biogaspartnerschaft das Biogasregister Deutschland aufgebaut. Es hat im Februar 2011 den Betrieb aufgenommen und wird von der dena als Registerführer betrieben. Im Zuge des Aufbaus wurde die Nachweisführung für Vergütungen und Erstattungen für Biogas im Erdgasnetz erstmalig vereinheitlicht.

Sowohl das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) als auch das Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz setzen für die Förderung eines Einsatzes von Biomethan voraus, dass für den gesamten Transport und Vertrieb des Biomethans von seiner Herstellung bis zu seiner Entnahme eine Dokumentation mithilfe von Massenbilanzsystemen erfolgt. Das Biogasregister Deutschland erfüllt die in der Auslegungshilfe zur Massenbilanzierung des BMU genannten Mindestanforderungen an ein Massenbilanzsystem. Seit 2014 ist auch die Bilanzierung von Power-to-Gas-Mengen über das Biogasregister Deutschland möglich.

Auf www.biogasregister.de finden Sie hierzu weitere Informationen.