Was ist Biogas? Grundlagen, Substrate und Prozess

Biogas entsteht durch die anaerobe Ferm entation – den mikrobiellen Abbau organischer Stoffe unter Ausschluss von Sauerstoff. In landwirtschaftlichen Biogasanlagen werden Energiepflanzen, tierische Exkremente und organische Reststoffe in geschlossenen Behältern (Fermentern) vergärt. Das entstehende Gasgemisch besteht typischerweise aus 50–75 % Methan (CH₄) und 25–50 % Kohlendioxid (CO₂), ergänzt durch Spurengase wie Schwefelwasserstoff (H₂S), Ammoniak (NH₃) und Wasserdampf.

Der Prozess läuft in vier biochemischen Phasen ab:

1. Hydrolyse: Langkettige Moleküle (Proteine, Fette, Kohlenhydrate) werden durch Enzyme in lösliche Monomere zerlegt.
2. Acidogenese (Säurebildung): Säurebildende Bakterien wandeln die Monomere in kurzkettige organische Säuren, Alkohole, Wasserstoff und CO₂ um.
3. Acetogenese (Essigsäurebildung): Acetogene Bakterien bilden aus den Zwischenprodukten Essigsäure, Wasserstoff und CO₂.
4. Methanogenese: Methanbildende Archaeen erzeugen aus Essigsäure und H₂/CO₂ das gewünschte Methan.

Die Prozesstemperatur liegt typischerweise bei 38–42 °C (mesophiler Betrieb) oder 50–55 °C (thermophiler Betrieb). Die Verweilzeit im Fermenter beträgt je nach Substrat 30–120 Tage. Das Gärprodukt – der Gärrest – wird als hochwertiger Dünger auf landwirtschaftliche Flächen ausgebracht und schließt damit den Nährstoffkreislauf.

Im Unterschied zur Kompostierung, bei der die Energie als Wärme verloren geht, wird beim Biogasprozess die chemische Energie im Methan konserviert und kann später gezielt in Strom, Wärme oder Bio-CNG-Kraftstoff umgewandelt werden.

Biogas in Deutschland: Die Zahlen

Deutschland ist der mit Abstand größte Biogasproduzent Europas. Ende 2025 waren laut Fachverband Biogas e.V. und Fraunhofer IEE insgesamt 9.605 Anlagen in Betrieb:

Kennzahl	Wert	Bezugsjahr
Biogasanlagen	9.315	Ende 2025
Biomethananlagen (Aufbereitung)	290	Ende 2025
Anlagen gesamt	9.605	Ende 2025
Installierte elektrische Leistung	6.816 MW	2025
Bemessungsleistung (Flexibilisierung)	3.316 MW	2025
Stromerzeugung	29 TWh/Jahr	2025
Versorgte Haushalte (äquivalent)	8,8 Mio.	2025
Wärmeerzeugung gesamt	32,3 TWh	2025
Wärmeerzeugung extern genutzt	18,7 TWh	2025
Biomethanproduktion	12,8 TWh	2025

Die installierte elektrische Leistung von 6.816 MW ist deutlich höher als die Bemessungsleistung von 3.316 MW. Der Grund: Viele Anlagen haben im Rahmen der EEG-Flexibilisierung in zusätzliche BHKW-Kapazität investiert, um bei hohen Strompreisen mehr einzuspeisen und bei niedrigen Preisen herunterzufahren. Dieses bedarfsgerechte Einspeisen macht Biogas zum idealen Ergänzungspartner für volatile Erzeuger wie Agri-Photovoltaik und Windkraft.

Im Vergleich: Die 29 TWh Biogasstrom entsprechen etwa 5 % der deutschen Bruttostromerzeugung. Biogas ist damit nach Windkraft und Photovoltaik die drittgrößte erneuerbare Stromquelle – und die einzige, die grundlastfähig, speicherbar und flexibel einsetzbar ist.

Regionale Verteilung: Biogasanlagen nach Bundesländern

Die Verteilung der Biogasanlagen in Deutschland spiegelt die landwirtschaftliche Struktur wider: Flächenländer mit intensiver Tierhaltung und Ackerbau führen die Statistik an.

Rang	Bundesland	Anlagenzahl	Installierte Leistung (MW)
1	Bayern	2.743	1.603
2	Niedersachsen	1.743	1.649
3	Baden-Württemberg	1.014	465
4	Nordrhein-Westfalen	948	510
5	Schleswig-Holstein	759	537
6	Mecklenburg-Vorpommern	535	385
7	Brandenburg	430	330
8	Thüringen	282	225
9	Sachsen-Anhalt	268	245
10	Sachsen	230	190

Bemerkenswert: Während Bayern mit 2.743 Anlagen die meisten Standorte hat, führt Niedersachsen mit 1.649 MW bei der installierten Leistung. Dies spiegelt die größere Durchschnittsleistung der niedersächsischen Anlagen wider – hier dominieren große NawaRo-Anlagen (Nachwachsende Rohstoffe), während Bayern viele kleinere Gülle-Biogasanlagen unter 75 kW betreibt.

In Schleswig-Holstein liegt die Biogasdichte mit ca. 48 Anlagen pro 1.000 km² besonders hoch. Die neuen Bundesländer haben trotz großer landwirtschaftlicher Flächen einen geringeren Ausbau – ein Potenzial, das durch aktuelle Förderprogramme gehoben werden soll.

Von Biogas zu Bio-CNG: Der Aufbereitungsprozess

Rohbiogas mit 50–75 % Methan ist für viele Anwendungen nicht direkt nutzbar. Für die Einspeisung ins Erdgasnetz oder die Nutzung als Bio-CNG-Kraftstoff für Landmaschinen muss es zu Biomethan aufbereitet werden. Der Prozess erfolgt in fünf Schritten:

Der Energiebedarf für die Aufbereitung liegt bei 3–6 % des Energiegehalts des Rohbiogases. Bei der Aminwäsche ist der Methanverlust mit unter 0,1 % am geringsten, während PSA-Verfahren Verluste von 1–3 % aufweisen können.

Kraftstoffqualität nach DIN EN 16723-2

Wer Bio-CNG als Kraftstoff verkaufen oder öffentlich betanken will, muss die Anforderungen der DIN EN 16723-2 (Erdgas als Kraftstoff – Anforderungen und Prüfverfahren) erfüllen. Diese Norm gilt gleichermaßen für fossiles CNG und Bio-CNG:

Parameter	Anforderung	Einheit
Methangehalt (min.)	> 95 Vol.-%	Vol.-%
Wobbe-Index	46,1–56,5	MJ/m³
Relative Dichte	0,555–0,700	–
Gesamtschwefel (max.)	≤ 30	mg/m³
H₂S-Gehalt (max.)	≤ 5	mg/m³
CO₂-Gehalt (max.)	≤ 2,5	Vol.-%
O₂-Gehalt (max.)	≤ 1,0	Vol.-%
Wassergehalt (Taupunkt max.)	−8 °C bei Betriebsdruck	°C
Silizium (max.)	≤ 0,1	mg Si/m³
Ölgehalt (max.)	≤ 5	mg/m³

Praxisrelevanz: Moderne Biogasaufbereitungsanlagen erreichen routinemäßig Methangehalte von 97–99 %. Der Wobbe-Index ist ein Maß für die Austauschbarkeit von Gasen – Bio-CNG ist damit für jeden CNG-Motor direkt nutzbar, ohne Umrüstung oder Anpassung. Für landwirtschaftliche Betriebe bedeutet das: Eigenes Biogas kann nach Aufbereitung direkt in CNG-Traktoren eingesetzt werden.

Biologische Methanisierung: CO₂ als Rohstoff

Die biologische Methanisierung ist ein Schlüsselverfahren für die Sektorenkopplung. Sie wandelt das bei der Biogasaufbereitung abgetrennte CO₂ zusammen mit grünem Wasserstoff in zusätzliches Methan um:

Bei der biologischen Variante übernehmen methanogene Archaeen die Katalyse bei Temperaturen von 60–65 °C und Normaldruck. Im Vergleich zur katalytischen (thermochemischen) Methanisierung hat die biologische Variante entscheidende Vorteile:

Kriterium	Biologische Methanisierung	Katalytische Methanisierung
Temperatur	60–65 °C	250–550 °C
Druck	Normaldruck	1–100 bar
Wirkungsgrad	74–75 %	76–80 %
H₂S-Toleranz	Hoch	Sehr niedrig (Katalysatorgift)
Flexibilität	Gut (Lastwechsel in Minuten)	Mäßig (therm. Trägheit)
Investitionskosten	Niedriger	Höher
Integration in Biogasanlage	Direkt möglich (im Fermenter)	Separater Reaktor nötig

Für landwirtschaftliche Betriebe mit bestehender Biogasanlage und Zugang zu grünem Wasserstoff aus Agri-PV und Elektrolyse bietet die biologische Methanisierung eine elegante Möglichkeit, den Methanertrag der Anlage um 40–60 % zu steigern – ohne zusätzliche Substrate. Das CO₂, das sonst als Abfallprodukt entweicht, wird zum wertvollen Rohstoff.

Diese Technologie ist ein Paradebeispiel für Sektorenkopplung: Solarstrom erzeugt Wasserstoff, Wasserstoff plus biogenes CO₂ ergibt synthetisches Methan, das als Bio-CNG in Traktoren genutzt oder als SNG (Synthetic Natural Gas) ins Gasnetz eingespeist wird. Speicherbar wird die Energie über verschiedene Technologien.

Substrate und Erträge: Was die Biogasanlage füttert

Der Gasertrag variiert je nach Substrat erheblich. Die folgende Tabelle zeigt die wichtigsten landwirtschaftlichen Substrate mit ihren typischen Biogaserträgen und dem resultierenden Methanertrag:

Substrat	Biogasertrag (m³/t FM)	Methangehalt (%)	Methanertrag (m³ CH₄/t FM)	Verfügbarkeit
Maissilage	170–220	50–55	85–121	Anbaupflicht
Grassilage	150–190	52–56	78–106	Dauerangebot
Rindergülle	20–35	55–65	11–23	Dauerangebot
Schweinegülle	20–35	60–70	12–25	Dauerangebot
Hühnertrockenkot	80–120	58–65	46–78	Saisonal
Bioabfall (Biotonne)	80–120	55–65	44–78	Ganzjährig
Zuckerrübensilage	150–180	52–56	78–101	Saisonal
Getreidekorn (GPS)	550–680	52–55	286–374	Saisonal
Speisereste	100–200	58–65	58–130	Ganzjährig
Landschaftspflegematerial	60–120	50–55	30–66	Saisonal

FM = Frischmasse. Werte als Bandbreite, abhängig von Sorte, Erntezeitpunkt und Lagerung. Quelle: KTBL, FNR.

Maissilage dominiert als Substrat wegen ihres hohen Gasertrags pro Tonne und Hektar. Allerdings steht der Maisanbau in der Kritik (Monokultur, Humuszehrung, Nitratbelastung). Der Trend geht zu Substratdiversifizierung: Wildpflanzenmischungen, Zwischenfrüchte und erhöhte Gülleanteile. Die EEG-Novelle 2024 fördert gezielt den Gülleeinsatz mit dem Güllebonus (Gülleanteil ≥ 80 %) – mehr zur Förderlandschaft.

Für eine typische 500-kW-Biogasanlage werden jährlich ca. 12.000–15.000 Tonnen Substrat benötigt. Das entspricht der Ernte von rund 250–300 Hektar Maissilage oder einer äquivalenten Kombination verschiedener Substrate.

Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage

Die Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage hängt von vielen Faktoren ab: Anlagengröße, Substratkosten, EEG-Vergütung, Wärmenutzung und Flexibilitätszuschläge. Hier ein Überblick für eine typische NawaRo-Anlage:

Kostenfaktor	75-kW-Anlage (Gülle)	500-kW-Anlage (NawaRo)	Biomethan-Einspeisung
Investitionskosten	500.000–800.000 €	3,0–4,5 Mio. €	5,0–8,0 Mio. €
Spezifische Investition	6.700–10.700 €/kW	6.000–9.000 €/kW	8.000–12.000 €/kW
EEG-Vergütung (Grundvergütung)	19,46 ct/kWh	12,11 ct/kWh	– (Gasverkauf)
Güllebonus (≥ 80 %)	+ 1,0 ct/kWh	–	–
Flexibilitätsprämie	65 €/kW/a	65 €/kW/a	–
Substratkosten/Jahr	25.000–40.000 €	600.000–900.000 €	800.000–1.200.000 €
Wartung & Betrieb/Jahr	30.000–50.000 €	200.000–350.000 €	300.000–500.000 €
Amortisation (typisch)	8–12 Jahre	10–15 Jahre	10–18 Jahre

EEG-Flexibilisierung: Anlagen, die zusätzliche BHKW-Kapazität installieren, erhalten die Flexibilitätsprämie von 65 €/kW installierter Leistung pro Jahr. Ziel ist es, Biogas-Strom genau dann zu produzieren, wenn Solar- und Windstrom knapp sind. Eine 500-kW-Anlage, die auf 1.500 kW Bemessungsleistung aufrüstet, erhält dadurch zusätzlich 97.500 €/Jahr.

Die Substratkosten sind der größte Einzelposten: Maissilage kostet aktuell 35–45 €/t frei Anlage. Betriebe, die eigene Substrate einsetzen, haben einen erheblichen Kostenvorteil. Grün- und Güllebasierte Anlagen profitieren zusätzlich von der Treibhausgasminderungs-Quote (THG-Quote), die bei Biomethan als Kraftstoff erlösstärkend wirkt.

Wärmenutzung als Schlüssel zur Wirtschaftlichkeit

Biogas-BHKW wandeln nur etwa 38–42 % der Energie in Strom um. Die restlichen 55–60 % fallen als Wärme an. Ob eine Biogasanlage wirtschaftlich erfolgreich ist, hängt maßgeblich davon ab, wie gut diese Wärme genutzt wird.

Von den 32,3 TWh Wärmeerzeugung im Jahr 2025 wurden nur 18,7 TWh extern genutzt. Der Rest ging als Eigenbedarf (Fermenterheizung) oder ungenutzt verloren. Die Wärmenutzungsquote liegt damit bei rund 58 % – mit erheblichem Steigerungspotenzial.

Typische Wärmenutzungskonzepte:

• Trocknung: Holzhackschnitzel, Getreide, Heu, Digestat – spart fossile Trocknungsenergie und schafft Mehrwert
• Nahwärmenetze: Versorgung umliegender Wohngebäude, öffentlicher Gebäude oder Gewerbe – Erlöse von 3–6 ct/kWh
• Gewächshäuser: Beheizung landwirtschaftlicher Gewächshäuser und Stallungen
• Prozesswärme: Industrielle Nutzung (Brauereien, Molkereien, Holzverarbeitung)
• ORC-Verstromung: Organic-Rankine-Cycle-Anlagen erzeugen aus Abwärme zusätzlichen Strom (5–12 % elektrischer Zusatzertrag)

Der KWK-Bonus im EEG honoriert eine externe Wärmenutzung von mindestens 25 %. Betriebe, die 60 % oder mehr der Wärme sinnvoll nutzen, verbessern ihre Gesamtwirtschaftlichkeit um 15–25 %. Wärmespeicher ermöglichen zusätzlich die Entkopplung von Strom- und Wärmeproduktion – mehr zu Energiespeichern.

Biogas und Sektorenkopplung: Strom, Wärme, Mobilität

Biogas ist das Schweizer Taschenmesser der erneuerbaren Energien – kein anderer Energieträger kann gleichzeitig Strom, Wärme, Kraftstoff und Grundchemikalien liefern. Die Sektorenkopplung hebt diese Vielseitigkeit auf ein neues Niveau:

Ein konkretes Beispiel: Ein Betrieb mit 200 Hektar, Agri-PV auf 30 Hektar und einer 500-kW-Biogasanlage kann:

• Tagsüber PV-Strom direkt nutzen und Überschüsse per Elektrolyse in Wasserstoff wandeln
• Abends und nachts das Biogas-BHKW hochfahren und bedarfsgerecht Strom einspeisen
• Den Wasserstoff mit CO₂ aus der Biogasaufbereitung zu Bio-SNG methanisieren
• Einen Teil des Biomethans als Bio-CNG für die eigene Traktorflotte nutzen
• Die BHKW-Abwärme in ein Nahwärmenetz oder zur Trocknung einspeisen
• Den Gärrest als Dünger auf die eigenen Flächen ausbringen

Dieser Betrieb ist energieautark, reduziert seine CO₂-Emissionen um über 90 % und generiert zusätzliche Erlöse aus Strom, Wärme, Kraftstoff und THG-Quoten. Die regulatorischen Rahmenbedingungen fördern genau diese Kopplung.

Herausforderungen und Zukunftsperspektiven

Trotz der beeindruckenden Zahlen steht die Biogasbranche vor Herausforderungen:

• EEG-Auslauf: Rund 4.000 Anlagen verlieren bis 2030 ihre 20-jährige EEG-Vergütung. Für diese Anlagen muss ein wirtschaftlicher Anschlussbetrieb gesichert werden – etwa über Biomethan-Einspeisung oder Bio-CNG-Produktion.
• Substratkonkurrenz: Nahrungsmittel- vs. Energieproduktion (Tank-vs.-Teller-Debatte). Lösung: Mehr Reststoffe, Gülle, Zwischenfrüchte und Landschaftspflegematerial statt Mais.
• Fachkräftemangel: Biogasanlagen erfordern qualifiziertes Bedienpersonal. Automatisierung und Digitalisierung können den Bedarf senken.
• Genehmigungsverfahren: Langwierige Genehmigungen nach BImSchG bremsen den Neubau und die Modernisierung.

Zukunftsperspektiven:

• Die Nationale Biomassestrategie der Bundesregierung sieht Biogas als Schlüsseltechnologie für die Energiewende in der Landwirtschaft.
• Power-to-Gas mit biologischer Methanisierung eröffnet ein völlig neues Geschäftsmodell für bestehende Anlagen.
• Die steigende THG-Quote macht Biomethan als Kraftstoff zunehmend attraktiv – insbesondere für den Schwerlastverkehr und die Landwirtschaft.
• Kleine Gülleanlagen unter 75 kW werden durch vereinfachte Genehmigungen und den Güllebonus gefördert – ideal für Tierhaltungsbetriebe.

Fazit

Biogas ist weit mehr als Stromerzeugung aus Mais. Mit 9.605 Anlagen, 29 TWh Strom und 32,3 TWh Wärme ist es eine tragende Säule der erneuerbaren Energien in Deutschland – und für die Landwirtschaft die vielseitigste Option zur Dekarbonisierung.

Die Zukunft liegt in der Sektorenkopplung: Biogas, das nicht nur Strom und Wärme liefert, sondern über Bio-CNG auch den Diesel in Traktoren ersetzt, CO₂ als Rohstoff für Wasserstoff-basierte Methanisierung nutzt und den Gärrest als Dünger zurück auf die Felder bringt. Kein anderer Energieträger verbindet so viele Sektoren.

Für landwirtschaftliche Betriebe lohnt sich die Investition besonders dann, wenn eigene Substrate verfügbar sind, die Wärme sinnvoll genutzt wird und die Anlage flexibel betrieben werden kann. Wer zusätzlich Agri-PV betreibt und in Energiespeicher investiert, baut einen landwirtschaftlichen Energiekreislauf auf, der wirtschaftlich robust und klimapolitisch vorbildlich ist.

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• Bio-CNG & Methan: Vom Biogas zum Traktorkraftstoff
• Landmaschinen: Alternative Antriebe im Vergleich
• Wasserstoff in der Landwirtschaft
• Agri-Photovoltaik: Strom und Ernte gleichzeitig
• Energiespeicher: Batterien, Wärme, Wasserstoff
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