Der Biomethan-Ausbau ist auf europäischer Ebene u.a. im REPowerEU-Aktionsplan festgeschrieben, der ein Biomethan-Hochlauf bis 2030 auf 35 bcm (ca. 370 TWh) vorsieht. Zahlreiche Nachbarländer Deutschlands haben in diesem Zuge einen ambitionierten Hochlauf begonnen. So sollen allein in Deutschlands direkten Nachbarstaaten bis 2030 mehr als 100 TWh installiert sein.

Biomethan hat somit zwei Vorteile: Es kann Deutschlands Resilienz gegen eine zunehmend machtpolitisch geprägte internationale Energiepolitik stärken. Und es kann einen wesentlich stärkeren Beitrag zur heimischen Gasversorgung leisten als die Erdgasförderung in Deutschland, die sich im Jahr 2025 auf etwa 34 TWh belief. Die Branche ist bereit dafür Investitionen in Milliardenhöhe vorzunehmen. Zusätzlich ist Biomethan auf absehbare Zeit auch das kostengünstigste verfügbare grüne Gas und kann bei erwartbar steigenden CO2-Preisen auch mit Erdgas konkurrieren. Dieses Potential droht allerdings kurzfristig durch Änderungen im EnWG verloren zu gehen.

Was es kurzfristig braucht, um die grüne Transformation mit Biomethan voranzubringen steht in  diesem Positionspapier.

Zentrale Vorgaben zur Sicherung des Marktzugangs und der Netzinfrastruktur für grüne Gase wie Biomethan fehlen. Damit ist die volle Wirksamkeit des EU-Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets nicht gewährleistet. Wenn der Entwurf mit seinen jetzigen Regelungen umgesetzt würde, wären sie nicht europarechtskonform.

Hier ist die „Gutachterliche Stellungnahme zur Umsetzung der EU-Richtlinie 2024/1788 (EU-Gas-RL) im E-EnWG (Referentenentwurf)“ abrufbar.

Mit dem Referentenentwurf zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG-E) vom 04.11.2025 beabsichtigt die Bundesregierung, die Gasbinnenmarktrichtlinie der EU (Gas-RL) in nationales Recht umzusetzen und damit den Ordnungsrahmen für den gemeinsamen europäischen Gasmarkt zu definieren. Der Entwurf widerspricht jedoch den Zielen und Vorgaben der Gas-RL und gefährdet damit eine zentrale Säule der deutschen Energietransformation: die zuverlässige Bereitstellung erneuerbarer gasförmiger Energieträger, insbesondere Biomethan.

Bedeutung von Biomethan für die Energiewende

Biomethan ist als heimischer erneuerbarer Energieträger unverzichtbar für die Versorgungssicherheit und Dekarbonisierung Deutschlands. Es ist chemisch identisch mit Erdgas, speicher- und transportfähig und kann unmittelbar in bestehender Infrastruktur genutzt werden. Biomethan ermöglicht die Umstellung in Bereichen, in denen Elektrifizierung technisch oder wirtschaftlich nicht realisierbar ist (Verkehr, Industrie, Gebäude, stoffliche Nutzung, flexible Stromproduktion als Backup).

Biomethan spielt eine zentrale Rolle für die Resilienz und Unabhängigkeit des Energiesystems in Deutschland und der EU, da es unabhängig von Energieimporten ist und dezentral erzeugt sowie eingespeist werden kann. Zudem sichert Biomethan nationale Wertschöpfung insbesondere im landwirtschaftlichen Bereich. Viele EU-Staaten verfolgen ehrgeizige Ausbauziele für Biomethan, um ihre Versorgung mit grünen Molekülen zu sichern. Im Gegensatz dazu würde der aktuelle Entwurf des EnWG die deutsche Biomethanproduktion mittelfristig abwickeln und vorhandene Potenziale ungenutzt lassen. Dies steht im Widerspruch zu den europäischen Zielen, den Anteil erneuerbarer Gase zu erhöhen und den Ausstieg aus fossilem Erdgas zu beschleunigen.

Konkrete rechtliche Kritikpunkte

1. Klare Ausrichtung auf EU-Ziele und Förderung erneuerbarer Gas

Die Gas-RL verpflichtet in Artikel 1 die Mitgliedstaaten, einen gemeinsamen Rahmen zur Dekarbonisierung der Märkte für Erdgas und Wasserstoff zu schaffen, um zur Erreichung der europäischen Klima- und Energieziele beizutragen. Der Referentenentwurf setzt diese Vorgaben nicht um. Ein ordnungspolitischer Rahmen, der lediglich „Abwicklung“ statt Transformation vorsieht, reißt unnötig eine wichtige Säule der Energiewende ein und widerspricht europäischem Recht sowie den Zielen des deutschen Klimaschutzgesetzes.

2. Netzentwicklungsplanung an Energieeffizienz und Versorgungssicherheit ausrichten

Die Gas-RL stellt das Prinzip „Energy Efficiency First“ in den Mittelpunkt, das heißt Gemeinwohlinteressen – insbesondere Versorgungssicherheit und Dekarbonisierung. Der Entwurf fokussiert dagegen stark auf betriebswirtschaftliche Kostenminimierung der Netzbetreiber und ebnet den Weg für Infrastrukturabbau. Das Ausbau und Entwicklungspotenzial der Erzeugung und Nutzung erneuerbarer Gase muss zwingend mitbetrachtet werden. Notwendig ist daher, dass Netzentwicklungspläne (§§ 15c, 16b EnWG-E) insbesondere

• Versorgungssicherheit, Dekarbonisierung und Umweltschutz gewährleisten und
• die Integration erneuerbarer Gase ermöglichen und fördern.

Dies schafft Investitionssicherheit für Betreiber und Netzbetreiber gleichermaßen.

3. Energieeffizienz auch als Maßstab für den Netzzugang von Biomethananlagen anwenden

Eine bloße wirtschaftliche Unzumutbarkeit für Netzbetreiber darf kein Ablehnungsgrund für einen Netzzugang sein (§ 17 Abs. 2 EnWG-E). Stattdessen muss geprüft werden, ob der grundsätzlich zu gewährende Netzanschluss in Ausnahmefällen dem Gemeinwohl und Energieeffizienzprinzip widerspricht. Ohne verlässlichen Netzzugang gibt es keine Investitionen in Biomethananlagen und damit keinen weiteren Umstieg von fossilen zu erneuerbaren Gasen.

4. Anschluss-Trennung nur als ultima ratio, Investitionssicherheit schaffen

Die Anschlusstrennung im Gasbereich, § 17k EnWG-E, muss mit der Gas-RL harmonisiert werden, um zu verhindern, dass der wirksame Ausbau der erneuerbaren Gase beeinträchtigt wird. Netztrennungen dürfen nur in absoluten Ausnahmefällen und ausschließlich bei erheblichem Gemeinwohlinteresse erfolgen. In Betrieb befindliche Biogasanlagen, die zur Dekarbonisierung und Versorgungssicherheit beitragen, müssen so geschützt werden.

Die Regelung in § 17k EnWG-E ist so auszugestalten, dass Einspeiseanlagen für erneuerbare Gase nur dann vom Netz getrennt werden dürfen, wenn ein bestätigter Netzentwicklungsplan oder Verteilernetzentwicklungsplan die dauerhafte Außerbetriebnahme des Netzes oder Teilen davon vorsieht, weil ein Weiter-betrieb dem Gemeinwohlinteresse und nicht nur den wirtschaftlichen Interessen des Netzbetreibers wider-spricht. Nur dann darf eine Trennung einer Biogasanlage vom Netz überhaupt in Betracht gezogen werden. Der Netzbetreiber muss den Anlagenbetreiber im Nachgang zur Erstellung des Netzentwicklungsplans unverzüglich über sein Stilllegungsvorhaben informieren. Eine Trennung einer Biogasanlage darf dabei frühestens nach Ablauf von 20 Jahren ab Inbetriebnahme des Netzanschlusses zulässig sein. Zur Sicherstellung des Vertrauensschutzes darf die 20-jährige Stilllegungsfrist für Bestandsanlagen – auch zur Sicherung von Investitionen in die Erweiterung oder Ertüchtigung der Anlagen – erst mit In-Krafttreten der Gesetzesänderungen zu laufen beginnen. In Ausnahmefällen kann dem Netzbetreiber eine Verkürzung der Stilllegungsfrist auf einheitlich 10 Jahre gestattet werden, wenn er an den Anlagenbetreiber einen Aus-gleich für den durch die Netzstilllegung entstandenen Gewinnausfall zahlt.

Eine entschädigungslose Stilllegung vor Ablauf von 20 Jahren ab dem Anschluss an das Gasnetz würde die notwendige Planungs- und Investitionssicherheit ernsthaft gefährden, laufende Geschäftsmodelle unterminieren und den Ausbau erneuerbarer Gase im Widerspruch zu den Zielen der Gas-Richtlinie (EU) 2024/1788 schwächen.

5. Klare Vorgaben für Anschluss- und Nutzungskosten

Es ist zwingend erforderlich, dass der Gesetzgeber der BNetzA als zuständiger Behörde klare Leitplanken für die Festlegung der Anschluss- und Netznutzungskosten von Biomethanerzeugungsanlagen vorgibt, wie in Art. 58 Gas-RL vorgesehen und in den §§ 20 Abs. 4, 21 Abs. 3 EnWG-E verankert. Der BNetzA muss durch den Gesetzgeber aufgegeben werden, dass die Erzeugung und Nutzung von Biomethan aktiv zu fördern ist. Dabei sollen die Ziele der Gas-RL im Vordergrund stehen, und mögliche Privilegierungen dürfen nur eingeschränkt werden, wenn die Förderung nicht mehr dem Gemeinwohl dient.

Eine ausschließliche Orientierung an betriebswirtschaftlichen Kriterien des Netzbetreibers ist unzulässig, da sie den Ausbau erneuerbarer Gase behindert und zu Wettbewerbsverzerrungen zugunsten fossiler Energieträger führen würde.

Fazit

Die Energiewende benötigt grüne Moleküle – und Biomethan ist das einzige heute im großen Maßstab verfügbare erneuerbare Gas. Der EnWG-Entwurf gefährdet Produktion, Infrastruktur und Investitionen. Deutschland würde von der europäischen Entwicklung abgekoppelt, statt eine führende Rolle wiederzuerlangen. Dies gefährdet nicht nur die Klimaziele, sondern den Industriestandort Deutschland.

Die vorgeschlagenen Anpassungen

• sichern europarechtskonforme Umsetzung,
• gewährleisten Versorgungssicherheit,
• fördern klimafreundliche Technologien und
• gewähren einen verlässlichen Investitionsstandort Deutschland.

Ein ambitioniertes und europarechtskonformes EnWG ist Voraussetzung für ein resilientes, klimaneutrales Energiesystem.

Die Einspeisung von Biomethan trägt in zweifacher Hinsicht zur Nachhaltigkeit bei: Biomethan leistet einen bedeutenden Beitrag zur Dekarbonisierung und somit zum Klimaschutz, da der u.a. aus nachwachsenden Rohstoffen gewonnene Energieträger fossiles Erdgas ersetzt. Zudem sichert die Investition in die Erweiterung der Biogasanlage die regionale Wertschöpfung, da die Rohstoffe für die Biomethanproduktion aus der Region Putlitz stammen.

Stimmen der Beteiligten

Hergen Reker, Amtsdirektor des Amtes Putlitz-Berge, und Udo Burzyk, ehrenamtlicher Bürgermeister der Stadt Putlitz: „Die Umstellung der Biogasanlage auf Biomethan-Produktion bringt viele Vorteile für unsere Kommune. Sie sichert die regionale Wertschöpfung und damit auch Arbeitsplätze. Darüber hinaus können wir im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung das bestehende Gasnetz als auch das Wärmenetz voll einbinden, da diese künftig beide mit fossilfreier Energie betrieben werden.“

Christian Heck, Geschäftsführer der Biogas Produktion Putlitz und der DAH Gruppe: „Wir planen deutlich mehr als 10 Millionen Euro in Biomethan vor Ort zu investieren und setzen damit wirtschaftliche Impulse für die ländliche Region Putlitz. Damit machen wir die Arbeitsplätze in unserem Landwirtschaftsbetrieb, der Biomethanproduktion und unseren lokalen Partnerunternehmen zukunftsfähig. Dieses Projekt zeigt was möglich ist, wenn Gasnetzbetreiber, die Politik und Biomethanproduzenten Hand in Hand arbeiten.“

Dr. Jens Horn, Geschäftsführer der EMB Energie Brandenburg: „Die Energie Brandenburg ist fest in der Region verwurzelt und steht entschlossen für die Wärmewende vor Ort. Unser Ziel ist es, das in Putlitz geplante Konzept nicht nur umzusetzen, sondern es auch in anderen Regionen erfolgreich zu etablieren und weiterzuentwickeln.“

Maik Wortmeier, Geschäftsführer der NBB Netzgesellschaft Berlin-Brandenburg: „Das Gasnetz in Putlitz wird das erste Teilnetz der Energie Brandenburg sein, das ganzjährig 100 Prozent Biomethan transportiert. Als Netzbetreiber sichern wir die Integration von Biomethan und gestalten das zukünftige Energiesystem aktiv mit. “

Ralph Bahke, Geschäftsführer der ONTRAS Gastransport: „Mit unserer Infrastruktur leisten wir als Fernleitungsnetzbetreiber einen wichtigen Beitrag zur Dekarbonisierung der Energie- und Wärmeversorgung. Über unser Netz kann Biomethan aus Putlitz in Verteilnetze, Ortsnetze und überregionale Speicher transportiert werden.“

Potenzial für Biomethan in Brandenburg

Die beteiligten Unternehmen sehen großes Potenzial für die Erzeugung und Nutzung von Biomethan, insbesondere im Bundesland Brandenburg. Durch die Erweiterung von Bestandsbiogasanlagen um eine Aufbereitung auf Biomethan eröffnet sich ein Zugang zu einem zukunftsfähigen, fossilfreien Absatzmarkt.
Da das Biomethan die gleiche Qualität wie herkömmliches Erdgas hat, kann es problemlos in bestehenden Anlagen für Heizzwecke, als Prozessenergie oder zur Stromerzeugung eingesetzt werden. Für die Nutzer bedeutet das, dass keine Anpassungen an der Anlagentechnik erforderlich sind.

Informationen zur Energie Brandenburg im Internet:
www.energie-brandenburg.de

Informationen zur NBB Netzgesellschaft Berlin-Brandenburg im Internet:

www.nbb-netzgesellschaft.de

Informationen zur DAH-Gruppe im Internet:
www.dah-gruppe.de

Informationen zu ONTRAS Gastransport im Internet:
www.ontras.com

A. Ziele
Die künftigen Regelungen müssen:

• die klima-, geo-, wirtschafts- und energiepolitischen Realitäten und Ziele angemessen würdigen und auf Basis einer echten erneuerbaren-Gase-Strategie erfolgen (Wasserstoffstrategie erweitert um Biogas und synthetischen Gas), dem Gemeinwohl dienen (Ausgewogenheit zwischen Klima- und Umweltschutz, Rohstoff und Energieunabhängigkeit und Wirtschaftlichkeit des Netzbetriebs),

• einen diskriminierungsfreien Zugang und Anschluss von Biogasanlagen zum Gasnetz ermöglichen,

• die Kosteneffizienz für Netzanschlüsse und bei der Bereitstellung von erneuerbarem Gas verbessern,

• wirksame Anreize für die Nutzung großer Anschlusskapazitäten schaffen (Skaleneffekte) und

• unbürokratische Antrags- und Genehmigungsprozesse schaffen, sowie Planungs- und Investitionssicherheit für Anlagen- und Netzbetreiber gewährleisten.

B. Gestaltungsvorschläge
Zur Erreichung der Ziele werden folgende Regelungsschwerpunkte vorgeschlagen:

• Die bislang in §33 GasNZV festgeschriebene Netzanschlusspflicht und das Verfahren zum Netzanschluss von Biogasanlagen müssen zwingend unverändert in verbindlichen Regelungen übernommen werden. In einem sehr dynamischen Umfeld geben diese Regelungen sowohl Biogasanlagen- als auch Netzbetreibern Sicherheit für die Prüfung, Planung, Realisierung und Kostenaufteilung des Netzanschlusses.

• Die Steigerung der Kosteneffizienz beim Netzanschluss muss gleichermaßen durch Anstrengungen von Biogasanlagen- und Netzbetreibern realisiert werden. Dabei sind stark regulatorisch beeinflusste Erlösoptionen in den Biogasmärkten (Verkehr, Wärme, Strom und Industrie) als auch die Transformation der Netze gleichermaßen in den Blick zu nehmen.

• Das System der Kostenteilung hat sich dabei in der Vergangenheit bewährt und sollte unverändert wie in § 33 Abs. 1 GasNZV übernommen werden. Es ist zu prüfen, ob die bis 2021 genutzte Interpretation Vorteile bietet, indem die Beteiligung des Biogasanlagenbetreibers an den Netzanschlusskosten unabhängig von der Leitungslänge für den ersten Leitungskilometer (inklusive Einspeiseanlage) auf einen Festbetrag (bspw. 250.000 Euro) begrenzt wird und erst ab mehr als 1 km Verbindungsleitung die zusätzlichen Kosten vom Netzbetreiber zu 75 Prozent und vom Anschlussnehmer zu 25 Prozent getragen werden.

• Die Errichtung des Netzanschlusses muss verlässlich, schnell und kosteneffizient erfolgen. Mit der Netzanschlusszusage hat der Netzbetreiber dem Anlagenbetreiber eine verbindliche Aufstellung der Kosten mit Realisierungsfahrplan zu überreichen, zu welchen der Netzbetreiber den Netzanschluss errichten würde. Dem Anlagenbetreiber wird eine befristete Option eingeräumt, in welcher er erklären muss, ob er die Planung und Errichtung der Einspeiseanlage übernehmen will. Damit soll eine erhebliche Kostenreduktion und Beschleunigung des Netzanschlusses ermöglicht werden. Der Anlagenbetreiber ist bei Ausübung der Option verpflichtet, die technischen und rechtlichen Anforderungen, insbesondere notwendiger Erfordernisse, wie sie sich aus der Kostenkalkulation des Netzbetreibers ergeben, zu erfüllen. Nach der Inbetriebnahme der Einspeiseanlage ist der Netzbetreiber verpflichtet, die Einspeiseanlage vom Anlagenbetreiber zu den nachgewiesenen Herstellungskosten, abzüglich der festgelegten Kostenbeteiligung des Anlagenbetreibers (s.o.), zu erwerben. Die ansetzbaren Herstellungskosten werden auf die Eigenerrichtungskosten des Netzbetreibers beschränkt. Zur Sicherstellung vergleichbarer Vertragsbedingungen wird unter Beteiligung der Interessenvertreter der Marktbeteiligten (z.B. Verbände) ein Mustervertrag für die Errichtung des Netzanschlusses durch die BNetzA zur Verfügung gestellt.

• Der Betrieb und die Entstörung der Einspeiseanlage erfolgt im Namen und auf Rechnung des Netzbetreibers. Anlagenbetreibern wird die Möglichkeit eingeräumt, Serviceleistungen im Zusammenhang mit dem Betrieb der Einspeiseanlage (u.a. Störungsbeseitigung) wahrzunehmen. Etwaige Qualifikationsvoraussetzungen müssen durch den Anlagenbetreiber oder einem von diesem beauftragten Erfüllungsgehilfen eingehalten werden.

• Zur Senkung der Herstellungs- und Betriebskosten werden die regulatorischen Anforderungen an Einspeiseanlagen – analog zu erfolgreichen Ansätzen in Frankreich und Italien – angepasst. Dort können Netzanschlüsse durch eine enge Kooperation zwischen Netzbetreibern und Anschlussnehmern bereits heute zu einem Bruchteil der bisher üblichen Kosten umgesetzt werden. In den verschiedenen Regelwerken sind insbesondere die Bestimmungen zur Resilienz und Anforderungen an die Betriebsführung auf ihre Notwendigkeit für Biogasanlagen mit ihrer spezifischen Einspeisekapazität zu prüfen.

• Alle Regelungen zum Netzanschluss sind regelmäßig zu überprüfen, ob sie die politischen Ziele zur Defossilisierung des Gasmarktes (vgl. EU RL 2024/1788 Art. 1) und über die zu steigernde Erzeugung von nachhaltigem Biogas in der EU (EU VO 2024/1789, Erwägungsgrund 19) angemessen unterstützen. Vor dem Hintergrund der stark regulatorisch beeinflussten Erlösmöglichkeiten in den Biogasmärkten für Verkehr, Wärme, Strom und Industrie können die Regelungen zum Netzanschluss regelmäßig überprüft und ggf. im Hinblick auf die Steigerung der Kosteneffizienz angepasst werden.

„Es war großartig, so viele Familienangehörige von Mitarbeitern, Nachbarn und Interessierte im Laufe des Tages auf unserer Biogasanlage begrüßen zu können. Besonders gefreut haben wir uns über die Besuche der Bürgermeisterin Frau Stitterich und einiger Stadträte aus Markranstädt sowie von Ortsvorstehern und Räten aus den umliegenden Ortschaften“, sagte Christian Heck, Geschäftsführer der Naturgas Quesitz GmbH, die die Anlage betreibt. Bei über 20 Rundgängen und vielen Gesprächen erläuterten Heck und seine Kollegen die geplanten Investitionen und Modernisierungen der Biogasanlage. Dadurch konnten Missverständnisse über die Produktion ausgeräumt und Vorurteile abgebaut werden. „Viele Besucher haben festgestellt, dass es kaum eine Geruchsentwicklung auf der Anlage gibt und die Strom- und Gasproduktion nur sehr wenig Lärm erzeugen. Genau für solche Einblicke haben wir den Tag der Offenen Tür durchgeführt“, sagte Heck. Gleichzeitig lobte er das Engagement aller Beteiligten. „Die Zusammenarbeit mit der Freiwilligen Feuerwehr Döhlen und mit dem Verein Döhlener Volksfestfreunde war hervorragend, ein großes Dankeschön für den Einsatz. Ohne sie hätten wir den Tag nicht organisieren können“, sagte Heck. Während sich die Eltern informierten, konnten die Kleinen am Kinderprogramm teilnehmen. „Kinderschminken, Hüpfburg und Malecke wurden gut angenommen, so kam auch bei den kleinen Besuchern nie Langeweile auf.“

Die DAH Gruppe, zu der die Biogasanlage in Quesitz gehört, will die Anlage in den kommenden Jahren umrüsten und Wirtschaftsdünger für die Biogasproduktion einzusetzen. Bereits heute ist die Biogasanlage ein wichtiger Partner für Landwirte und Handwerksbetriebe in der Region. „In den kommenden zwei Jahren wollen wir rund vier Millionen Euro in die Modernisierung unserer Anlage investieren“, sagte Heck. „Damit sichern wir Arbeitsplätze in der Region Markranstädt, steigern die Energieerzeugung vor Ort und stärken die regionale Wertschöpfung.“ Nach der Umrüstung und Modernisierung können rund 5.000 Haushalte für eine Jahr mit Strom und Gas versorgt werden. Die Anlage kann damit 17.000 Tonnen CO2-Emissionen einsparen.

Die DAH Gruppe ist ein integriertes Agrar- und Energieunternehmen, das Biogas, Biomethan, Strom und Wärme aus regenerativen Energieträgern erzeugt. Zusätzlich bauen die DAH-Unternehmen auf den bewirtschafteten Flächen Marktfrüchte an. Der Hauptsitz der Gruppe befindet sich in Oranienburg (Brandenburg); insgesamt beschäftigt sie über 400 Mitarbeitende – überwiegend in ländlichen Regionen Brandenburgs, Sachsen-Anhalts, Niedersachsens, Mecklenburg-Vorpommerns und Sachsens.

Für den Eigentumsübergang der rund 5% Ackerflächen auf den neuen Eigentümer Igneo wurde entgegen den Unterstellungen der AbL den Finanzämtern diese Übertragung ordnungsgemäß angezeigt.

Obwohl die AbL suggeriert, dass keine Außenwirtschaftsprüfung stattgefunden habe, hatte das Bundeswirtschaftsministerium den Verkauf von der Zech-Gruppe an die Igneo überprüft. Die Außenwirtschaftsprüfung hatte ergeben, dass keine Bedenken gegen das Rechtsgeschäft vorliegen. „Es ist unseriös, wenn die AbL entgegen den Tatsachen den Behörden hier Versagen unterstellt. Weshalb die AbL solche Unwahrheiten verbreitet, ist nicht nachvollziehbar“, sagte Heck. „Um weitere Falschbehauptungen zu vermeiden, bieten wir der AbL gerne ein Gespräch an. Im Vorfeld der öffentlichen Vorwürfe wurden wir leider nicht kontaktiert.“

Nach einer Studie des Thünen-Instituts befinden sich rund 80 Prozent der landwirtschaftlichen Flächen in Deutschland im Eigentum von natürlichen Personen. Etwa 0,4 Prozent der Landwirtschaftsfläche steht im Eigentum von Personen und Unternehmen mit Sitz im Ausland. Landwirtschaftliche Eigentümer sind im Osten seltener Familienbetriebe und zumeist Unternehmen wie Genossenschaften oder GmbHs. Solche Unternehmen haben laut Studie im Durchschnitt wesentlich größeres Flächeneigentum als die Familienbetriebe. Ein Grund ist die historische Entwicklung der Landwirtschaft in Ostdeutschland. Sie hängt auch mit den schlechten Böden und den deshalb geringeren Erträgen pro Fläche zusammen.

Die DAH-Gruppe ist ein integriertes Agrar- und Energieunternehmen das Biogas, Biomethan, Strom und Wärme aus regenerativen Energieträgern erzeugt. Zusätzlich bauen die DAH-Unternehmen auf den Flächen Marktfrüchte an. Das Unternehmen mit Hauptsitz im brandenburgischen Oranienburg beschäftigt mehr als 400 Mitarbeiter überwiegend in kleinen Gemeinden in Brandenburg, Sachsen-Anhalt, Niedersachsen, Mecklenburg-Vorpommern und Sachsen. Die DAH-Gruppe investiert in Landwirtschaft und Energieerzeugung in diesen ländlichen Regionen und sichert damit wertvolle Arbeitsplätze und regionale Wertschöpfung.

Studie Thünen-Institut: Wem die Agrarflächen in Deutschland gehören

Die DAH Gruppe baut ihre Aktivitäten in den Bereichen Communication & Public Affairs weiter aus. Seit heute verantwortet Frank Brühningdie strategische Presse- und Öffentlichkeitsarbeit sowie den Dialog mit Politik und relevanten Stakeholdern.

Er bringt langjährige Erfahrung aus seiner Tätigkeit als Pressesprecher und Public-Affairs-Experte beim Verband der Deutschen Biokraftstoffindustrie e.V. (VDB) in Berlin mit. Dort war er unter anderem zuständig für die politische Kommunikation mit Bundestag, Ministerien und Verbänden, die Organisation von parlamentarischen Abenden und Pressekonferenzen sowie für das Monitoring von Gesetzgebungsverfahren.

Mit seiner Expertise wird die DAH Gruppe künftig:

• die Sichtbarkeit in den Medien gezielt ausbauen,
• Positionen in politischen Debatten klar und wirksam platzieren,
• und den Dialog mit Politik, Wirtschaft und Gesellschaft intensivieren.

Damit unterstreicht die DAH Gruppe den Anspruch, als verlässlicher und kompetenter Partner in Fragen der Kommunikation, Politik und Öffentlichkeit präsent zu sein.

Direkter Kontakt: frank.bruehning@dah-gruppe.de oder +49 171 937 6586

Als Biogasunternehmen unterstütz die DAH Gruppe das Ziel, den Verkehrssektor klimafreundlicher zu gestalten. Biomethan kann hierzu einen nachhaltigen Beitrag leisten. Doch im vorliegenden Referentenentwurf zur Umsetzung der RED III sehen wir an mehreren Stellen Handlungsbedarf, um das volle Potenzial von Biomethan auszuschöpfen:

Einsparverpflichtung 2027 zu niedrig angesetzt: 

Lediglich +0,4 %-Punkte gegenüber dem derzeitig gültigen Einsparungsziel für 2027. Das reicht nicht, um den THG Quoten Überhang aus 2024 zu kompensieren.

Unsere Forderung: Anhebung der Verpflichtung für 2027 – z. B. Vorziehung der 17,5 % aus 2028.

Wettbewerbsverzerrung durch importiertes, subventioniertes Biomethan:

Im Entwurf wird nicht zwischen Biomethan aus Biogasanlagen, die mit staatlichen Förderungen im Ausland errichtet und betrieben werden, und Biomethan aus Biogasanlagen, die ohne staatliche Förderung errichtet und betrieben werden, unterschieden.

Unsere Forderung: Klare Regelung im Gesetz, dass vorsubventioniertes Biomethan aus dem Ausland nicht angerechnet werden darf (Verbot der Marktverzerrung).

Anrechnung – Ungleichgewicht zwischen E-Mobilität und Biomethan:

Während Strom im Verkehr bis 2031 weiterhin dreifach auf die THG-Minderungspflicht angerechnet wird, soll Biomethan ab 2026 nur noch einfach berücksichtigt werden – trotz der hohen Anforderungen an die klimafreundliche Produktion.

Unsere Forderung: Technologieoffenheit und Gleichlauf bei der Quotenregelung für Strom und Biomethan im Verkehrssektor.

Tankstellen für BioLNG/ BioCNG:

Auch dezentrale Tankstellen, die ausschließlich BioLNG oder BioCNG anbieten, sollen künftig verpflichtet werden, wie die großen Mineralölkonzerne die Nachweise für die Erfüllung der Treibhausgasminderungsquote zu erbringen – zusätzlich zu den bereits bestehenden gesetzlichen. Nachweisanforderungen an Nachhaltigkeit und Treibhausgaseinsparung. Dies hemmt den Ausbau eines weitläufigen, von Biogasanlagen versorgten Tankstellennetzes für grüne Kraftstoffe.

Unsere Forderung: keine Einbeziehung von Tankstellenbetreibern in die Quotenverpflichtung, die ausschließlich BioLNG und BioCNG anbieten.

Schifffahrt – Integration ohne Anreiz für BioLNG:

RFNBOs werden im maritimen Sektor bis 2034 viereinhalbfach angerechnet. Es fehlen Impulse für fortschrittliche Kraftstoffe wie BioLNG, die nur einfach angerechnet werden.

Unsere Forderung: Faire Wettbewerbsbedingungen unter allen Erfüllungsoptionen. Keine Benachteiligung von BioLNG.

Unser Appell an die Politik: RED III ist eine große Chance den Kraftstoffsektor in eine klimaneutrale Zukunft zu steuern. Damit das gelingt und bezahlbar bleibt, müssen alle Erfüllungsoptionen fair berücksichtigt werden.

Die Unternehmen DAH Gruppe, Balance Erneuerbare Energien, biogeen Generating Energy, Loick Bioenergie, NEXOGAS, Envitec Biogas und Verbio mit zusammen fast 300 Anlagen, 800 MW Leistung und 8 TWh grüner Energieproduktion – haben eine klare Branchenempfehlung für die Legislaturperiode 2025–2029 formuliert.

Ziel: Den Beitrag von Biogas zur heimischen, sauberen, sicheren und bezahlbaren Energieversorgung sichern und ausbauen.

Die Branchenempfehlung:

1. Sicherung der bestehenden Optionen des Gasnetzzugangs aus der Gasnetzzugangsverordnung, um den Anschluss von Biogasanlagen an das Gasnetz zu realisieren. Nur so kann das zu Erdgasqualität aufbereitete Biogas in der bestehenden Infrastruktur kosteneffizient transportiert, gespeichert und flexibel stofflich und energetisch im notwendigen Umfang genutzt werden.
2. Weiterentwicklung einer langfristigen, praktikablen und sicheren Rahmengesetzgebung für die Biogasproduktion, die mittels sektorübergreifenden oder sektorspezifischen Ausbaupfad Investitionssicherheit schafft (bspw. mit einer Grüngasquote sowie einer Erhöhung des EEG-Ausschreibungsvolumens). Dazu gehört, dass der Bestandsschutz bei der Umsetzung von EU-Recht angemessen gewürdigt wird.
3. Schaffung einer einheitlichen, zentralen Lösung zur Nachweisführung von europäischen und nationalen Zertifizierungen zur Nachhaltigkeit, Herkunftsnachweisen, Subventionen und Nachweisverpflichtungen, in der alle relevanten Daten gesammelt werden können, um die Vielzahl bestehender Register abzulösen. So wird ein fairer Wettbewerb und EU-weiter Handel gewährleistet. Außerdem werden Fehler, Doppelbuchungen und überbordende Kosten vermieden.
4. Vorrang für Genehmigungsverfahren, der dazu führt, dass alle Projekte im Bereich erneuerbare Energien diskriminierungsfrei in Organisation und Dauer des Verfahrens zur Genehmigungserteilung beschleunigt und bevorzugt werden. Das ist eine wesentliche Gelingensbedingung für die notwendigen Investitionen in die heimische Erneuerbaren Branche.
5. Abschaffung von Biomassebeschränkungen für die Biogasproduktion und Biogasvermarktung, die über die Nachhaltigkeitskriterien und weitere Regelungen der europäischen Erneuerbare-Energien-Richtlinie hinausgehen, um einen möglichst hohen Anteil des verfügbaren heimischen technischen Primärenergiepotenzials von Biogas zu nutzen.

Schon heute vermeiden die Unterzeichner jährlich 3,6 Mio. Tonnen CO₂, versorgen rechnerisch 1,1 Mio. Haushalte und schaffen regionale Wertschöpfung.

Diese Branchenempfehlung ist ein starkes Signal an Politik und Gesellschaft: Biogas ist bereit, mehr Verantwortung für die Energiewende zu übernehmen – jetzt braucht es passende politische Rahmenbedingungen

Die Forderungen wurden heute an Bundestags- und Landtagsabgeordnete, Ministerien und Verbände versendet. Nun hoffen wir auf konstruktive Gespräche. Und auf Bewegung!

Damit Biogas Teil der Lösung bleibt.