Biogas als Flexibilitätsreserve kann zu einem wertvollen Baustein eines erneuerbaren Stromsystems werden. Trotzdem gerät ein großer Teil der bestehenden Anlagen wirtschaftlich unter Druck. Gleichzeitig schafft Deutschland mit dem Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz, kurz StromVKG, neue Anreize für steuerbare Kraftwerksleistung. Das wirft eine unbequeme Frage auf: Behandeln wir vorhandene erneuerbare Infrastruktur und neu zu errichtende Kraftwerke nach vergleichbaren Maßstäben?

In dieser Solofolge von „Energie im Wandel“ gehe ich genau dieser Frage nach. Ich ordne die geplante EEG-Novelle ein, rechne Leistungs- und Energiemengen auseinander und untersuche, welchen Beitrag flexible Biogasanlagen während Dunkelflauten leisten können. Dabei geht es nicht darum, Gaskraftwerke gegen Biogas auszuspielen. Wir werden mehrere Technologien brauchen. Entscheidend ist, dass wir ihre jeweilige Aufgabe im Gesamtsystem verstehen und vorhandene Lösungen nicht verlieren, bevor tragfähiger Ersatz bereitsteht. Hier kannst du die Podcastfolge anhören.

Warum unser Stromsystem steuerbare Leistung braucht

Windenergie und Photovoltaik werden den größten Teil der erneuerbaren Stromerzeugung tragen. Ihre Produktion folgt jedoch dem Wetter und nicht automatisch dem Verbrauch. Wenn viel Wind weht oder mittags die Sonne kräftig scheint, steht reichlich günstiger Strom zur Verfügung. Wenn die Sonne untergeht, der Wind nachlässt und der Bedarf hoch bleibt, müssen andere Anlagen einspringen oder Verbraucher ihren Bedarf verschieben.

Diese Aufgabe wird anspruchsvoller, je mehr fossile Dauerläufer aus dem Markt verschwinden. Das bedeutet nicht, dass wir Wind und Solar bremsen sollten. Im Gegenteil: Ihr Ausbau ist die Grundlage der Dekarbonisierung. Wir brauchen parallel aber genügend steuerbare Leistung, Speicher, flexible Nachfrage und leistungsfähige Netze. Versorgungssicherheit entsteht aus dem Zusammenspiel dieser Bausteine.

Das StromVKG schafft die Grundlage für neue Kapazitäten und einen Kapazitätsmarkt. Laut Bundesministerium für Wirtschaft und Energie sollen die ersten Ausschreibungen für neue steuerbare Kapazitäten im September 2026 beginnen. Weitere Runden sollen auch Speicher, flexible Verbraucher und Bestandsanlagen einbeziehen. Diese Offenheit ist richtig, denn Flexibilität hat viele Formen.

Gleichzeitig existiert mit dem deutschen Biogasanlagenpark bereits eine steuerbare Infrastruktur. Viele Anlagen wurden zwischen 2004 und 2009 errichtet. Nach rund 20 Jahren läuft ihre ursprüngliche EEG-Förderung aus. Betreiber müssen jetzt entscheiden, ob sie modernisieren, flexibilisieren, in eine Anschlussförderung wechseln oder aufgeben. Für das Energiesystem ist das keine betriebliche Randfrage, sondern eine strategische Wegmarke.

Biogas als Flexibilitätsreserve: Leistung ist nicht gleich Arbeit

Die geplante EEG-Novelle nennt für Biomasse ein Ausbauziel von 9,5 Gigawatt installierter Leistung im Jahr 2030 und schreibt dieses Ziel bis 2035 fort. Das klingt zunächst so, als solle sich wenig verändern. Der entscheidende Unterschied liegt in der Zahl der Stunden, in denen diese Leistung tatsächlich Strom erzeugt.

Im Podcast formuliere ich es so:

„Der entscheidende Punkt ist aber dabei, dass wie immer Leistung nicht gleich Arbeit ist.“

Leistung beschreibt, wie viel Strom eine Anlage in einem bestimmten Moment bereitstellen kann. Arbeit beschreibt die über einen Zeitraum erzeugte Strommenge. Läuft eine Anlage mit 500 Kilowatt das ganze Jahr nahezu durch, erzeugt sie deutlich mehr Energie als dieselbe Anlage, die nur während ausgewählter Stunden startet. Für ein Stromsystem mit viel Wind und Sonne kann die zweite Betriebsweise trotzdem wertvoller sein.

In der Folge rechne ich mit den im zugrunde liegenden Beitrag genannten Größenordnungen. Werden 9,5 Gigawatt mit durchschnittlich 4.645 Vollaststunden kombiniert, ergeben sich rund 44 Terawattstunden Strom pro Jahr. Bei 3.000 Vollaststunden wären es nur noch 28,5 Terawattstunden. Die installierte Leistung bliebe gleich, die jährliche Stromerzeugung sänke jedoch um etwa 15,5 Terawattstunden beziehungsweise rund 35 Prozent.

Das ist kein Fehler des Konzepts, sondern sein Kern. Biogasanlagen sollen künftig nicht mehr möglichst gleichmäßig produzieren. Sie sollen gezielt jene Stunden bedienen, in denen erneuerbarer Strom knapp und der Marktpreis hoch ist. Das können Morgen- und Abendstunden sein, vor allem aber längere wind- und sonnenarme Phasen. Genau dann wird Biogas als Flexibilitätsreserve interessant.

Flexibilisierung verlangt erhebliche Investitionen

Eine flexible Fahrweise entsteht nicht durch einen neuen Schalter in der Leitwarte. Viele Anlagen müssen technisch erweitert werden. Aus einem Blockheizkraftwerk mit 500 Kilowatt könnte beispielsweise eine installierte Leistung von 1,5 Megawatt werden. Bei einer noch stärkeren Überbauung wäre sogar ein Faktor fünf denkbar. Die Anlage erzeugt dadurch über das Jahr nicht zwingend mehr Strom, kann die gespeicherte Gasmenge aber in kürzerer Zeit und mit höherer Leistung verstromen.

Dafür braucht es zusätzliche oder größere Blockheizkraftwerke, Gas- und Wärmespeicher, Steuerungstechnik und unter Umständen einen stärkeren Netzanschluss. Ein Teil der Investitionen fällt ohnehin an, wenn alte Motoren ersetzt werden müssen. Trotzdem reden wir schnell über Millionenbeträge. Diese Ausgaben müssen sich innerhalb der zugesagten Förder- und Betriebsdauer amortisieren.

Das Biomassepaket verlängerte die Anschlussförderung auf zwölf Jahre und erhöhte den Flexibilitätszuschlag von 65 auf 100 Euro je Kilowatt installierter Leistung. Die Erläuterungen des Bundeswirtschaftsministeriums beschreiben diese Änderungen ausdrücklich als Unterstützung für eine flexible, strommarktorientierte Fahrweise. Branchenverbände halten zwölf Jahre und 100 Euro dennoch teilweise für zu knapp und fordern längere Perspektiven oder höhere Zuschläge.

Im Interview greife ich einen Vergleich mit den vorgesehenen Zahlungen für neue steuerbare Kapazitäten auf. Der damals herangezogene Beitrag nannte bis zu 207 Euro je Kilowatt und Jahr, während der Flexibilitätszuschlag für Biogas bei 100 Euro liegt. Im weiteren parlamentarischen Verfahren wurde die Obergrenze für Reservekraftwerke laut Bundestag sogar angehoben. Die Förderinstrumente sind nicht vollständig identisch und deshalb nicht eins zu eins vergleichbar. Die politische Prioritätensetzung darf trotzdem hinterfragt werden.

„Das darf mal diskutiert werden, weil die am Ende dem System gleichermaßen gut helfen.“

Was passiert, wenn bestehende Biogasanlagen aufgeben?

Stillgelegte Anlagen lassen sich nicht beliebig einige Jahre konservieren und später wieder einschalten. Beschäftigte wechseln, Wartung endet, Genehmigungen verlieren ihren Wert und technische Komponenten altern. Ist die Infrastruktur einmal verschwunden, wird ihr Wiederaufbau teuer und langsam. Deshalb muss eine wirtschaftliche Anschlusslösung möglichst nahtlos greifen.

Hinzu kommt, dass eine Biogasanlage häufig mehr als ein Stromerzeuger ist. Viele Anlagen versorgen Wärmenetze, landwirtschaftliche Betriebe, Nachbargebäude, Schulen oder Schwimmbäder. Fällt das Blockheizkraftwerk weg, fehlt womöglich auch die Wärmequelle. Kommunen müssen dann kurzfristig Ersatz beschaffen. Unter Zeitdruck entsteht selten das optimale erneuerbare Konzept; schneller verfügbar ist häufig ein fossiler Spitzenlastkessel.

Dieser Dominoeffekt gehört in jede Systembewertung. Wer nur die erzeugten Kilowattstunden Strom betrachtet, unterschätzt den regionalen Nutzen der Anlagen. Ebenso wichtig sind Wärme, Reststoffverwertung, lokale Wertschöpfung und die Möglichkeit, Energie in Form von Gas zu speichern. Aufbereitetes Biomethan kann zudem ins Gasnetz eingespeist und prinzipiell saisonal gespeichert werden.

Das heißt nicht, dass jede bestehende Anlage unabhängig von Effizienz, Substrateinsatz oder Standort erhalten werden muss. Der künftige Einsatz sollte stärker auf Gülle, Abfälle und Reststoffe ausgerichtet werden. Auch Wärmekonzepte und Methanverluste müssen kritisch geprüft werden. Aber zwischen pauschalem Bestandsschutz und unkontrolliertem Ausstieg liegt ein großer Gestaltungsspielraum.

Wie groß ist das Potenzial von Biogas als Flexibilitätsreserve?

Die in der Folge besprochene Auswertung des Deutschen Biomasseforschungszentrums beziffert die Bemessungsleistung des vorhandenen Parks auf rund 3,4 Gigawatt. Durch eine konsequente Überbauung könnte theoretisch eine abrufbare Leistung von bis zu 13,7 Gigawatt entstehen. Diese Zahl beschreibt ein technisches Potenzial, keinen automatisch wirtschaftlichen oder kurzfristig realisierbaren Ausbaupfad.

Die Größenordnung zeigt dennoch, dass Biogas als Flexibilitätsreserve keine Nische ist. Die Anlagen könnten einen relevanten Teil der benötigten gesicherten Leistung bereitstellen. Das Deutsche Biomasseforschungszentrum untersucht seit Jahren, wie Biogasanlagen kostenoptimal und systemdienlich eingesetzt werden können.

Biogas allein wird das Problem allerdings nicht lösen. In der Folge nenne ich einen langfristigen Bedarf von rund 40 Gigawatt flexibler Kapazität. Selbst eine weitgehende Flexibilisierung des Anlagenparks bliebe darunter. Außerdem ist nachhaltig verfügbare Biomasse begrenzt. Deshalb brauchen wir einen Technologiemix und eine klare Rollenverteilung.

Batteriespeicher sind besonders stark bei kurzfristigen Verschiebungen über Minuten oder Stunden. Sie können Solarstrom vom Mittag in den Abend transportieren und Systemdienstleistungen bereitstellen. Lastmanagement verschiebt industrielle Prozesse, Ladevorgänge oder Wärmeerzeugung in günstigere Zeitfenster. Stromnetze verbinden Regionen und gleichen unterschiedliche Wetterlagen aus. Neue Kraftwerke können längere Knappheitsphasen absichern. Biogas und Biomethan spielen ihre Stärke aus, wenn Energie länger gespeichert und bedarfsgerecht verstromt werden soll.

Flexible Erzeugung und flexibler Verbrauch gehören zusammen

Die Debatte konzentriert sich häufig auf neue Kraftwerke, obwohl auch die Nachfrageseite erhebliche Potenziale bietet. Industrieunternehmen können Prozesse zeitlich verschieben, Speicher nutzen oder ihre Produktion an Preissignalen ausrichten. Elektroautos und Wärmepumpen bringen weitere flexible Lasten ins Verteilnetz. Nicht jede Kilowattstunde muss genau in dem Moment verbraucht werden, in dem der ursprüngliche Wunsch entsteht.

Das reduziert den Bedarf an Spitzenleistung, ersetzt ihn aber nicht vollständig. Während einer längeren Dunkelflaute reicht es nicht, einzelne Ladevorgänge um zwei Stunden zu verschieben. Flexible Nachfrage, Batterien und steuerbare Erzeuger ergänzen sich. Gute Regulierung bewertet deshalb nicht nur einzelne Technologien, sondern ihren Beitrag zu Versorgungssicherheit, Netzentlastung und Emissionsminderung.

Ein ähnliches Prinzip zeigt sich bei öffentlichen Ladesäulen. In der Solofolge greife ich eine intensive LinkedIn-Diskussion über dynamische Preise auf. Preisspannen von etwa 31 bis 52 Cent je Kilowattstunde können unterschiedliche Standorte, Zeitfenster und Auslastungen abbilden. Preise nahe einem Euro wirken dagegen wie Apothekenpreise und dürften langfristig kaum wettbewerbsfähig sein.

Eine sinnvolle Tariflogik könnte Ladeleistung und Knappheit berücksichtigen. Langsames Laden in der Stadt sollte günstiger sein als ultraschnelles Laden an der Autobahn, bei dem Kunden hohe Leistung und kurze Wartezeiten erwarten. Transparente Preise machen Flexibilität verständlich. Genau dasselbe brauchen wir im größeren Stromsystem: Wer in knappen Stunden Leistung bereitstellt oder Verbrauch reduziert, sollte einen nachvollziehbaren Wert dafür erhalten.

Weniger Bürokratie kann mehr Flexibilität ermöglichen

Technische Möglichkeiten helfen wenig, wenn Netzanschlüsse, Genehmigungen und Förderentscheidungen zu lange dauern. In einer von mir ausgewerteten LinkedIn-Umfrage sahen 44 Prozent der Teilnehmenden weniger Bürokratie als größten Hebel für schnellere Netzanschlüsse. 27 Prozent nannten digitale Prozesse, 17 Prozent zusätzliche Fachkräfte und nur zehn Prozent verbindliche Fristen.

Eine solche Umfrage ist nicht repräsentativ. Sie zeigt aber ein verbreitetes Gefühl: Deutschland baut oft komplexe Verfahren, um Komplexität zu beherrschen, und erzeugt dadurch neue Hürden. Digitale Formulare allein lösen das Problem nicht, wenn dahinter unverändert viele Prüfungen, Zuständigkeiten und Sonderfälle stehen.

„Wir denken manchmal ein bisschen zu kompliziert.“

Einfachheit bedeutet nicht, Umweltstandards, Netzsicherheit oder Beteiligungsrechte abzuschaffen. Sie bedeutet klare Anforderungen, eindeutige Zuständigkeiten, standardisierte Daten und Entscheidungen innerhalb verlässlicher Zeiträume. Betreiber müssen früh wissen, ob sich eine Flexibilisierung lohnt und welche Netzleistung verfügbar ist. Netzbetreiber brauchen belastbare Projektinformationen. Behörden benötigen Regeln, die ohne endlose Einzelfallauslegung funktionieren.

Das lässt sich gemeinsam spürbar verbessern.

Gerade Stadtwerke können diese Systemlogik regional zusammenführen. Sie kennen ihre Netze, kommunalen Wärmekonzepte, großen Verbraucher und potenziellen Erzeuger. Gemeinsam mit Anlagenbetreibern könnten sie prüfen, wo zusätzliche elektrische Leistung wirklich netzdienlich ist, welche Wärmespeicher gebraucht werden und wie lokale Flexibilität vermarktet werden kann. Dadurch wird aus einer abstrakten Förderdebatte eine konkrete Infrastrukturstrategie. Wichtig bleibt, dass Entscheidungen nicht allein anhand des niedrigsten Gebots fallen. Eine günstige Kapazität hilft wenig, wenn sie am falschen Netzpunkt steht, zusätzliche fossile Abhängigkeit schafft oder eine bestehende Wärmeversorgung verdrängt. Regionaler Nutzen sollte deshalb sichtbar, dauerhaft messbar und bei der systematischen Planung angemessen berücksichtigt werden.

Fazit: Vorhandene Stärke nutzen, neue Kapazitäten ergänzen

Die zentrale Botschaft dieser Solofolge lautet nicht, dass Biogas sämtliche neuen Gaskraftwerke ersetzen kann. Dafür ist das nachhaltige Potenzial zu begrenzt und der Bedarf an gesicherter Leistung zu groß. Aber Biogas als Flexibilitätsreserve ist bereits vorhanden, technisch erprobt und häufig mit regionaler Wärmeversorgung verbunden. Es wäre unklug, diese Infrastruktur zu verlieren und später mit viel Geld ähnliche Funktionen neu aufzubauen.

Wir brauchen faire, technologieoffene Ausschreibungen, die den tatsächlichen Systemnutzen abbilden. Dazu gehören abrufbare Leistung, Reaktionsgeschwindigkeit, Speicherdauer, Standort, Emissionen und nutzbare Wärme. Unterschiedliche Instrumente dürfen unterschiedliche Vergütungen vorsehen, doch die Gründe dafür müssen transparent sein. Nur so entsteht Vertrauen bei Betreibern und Verbrauchern.

Die neue EEG-Systematik weist grundsätzlich in die richtige Richtung: Biomasse soll weniger gleichmäßig und stärker nach dem Bedarf des Strommarktes produzieren. Ob daraus ein tragfähiges Geschäftsmodell wird, hängt von Investitionskosten, Förderzeitraum, Ausschreibungsvolumen und Markterlösen ab. Politik sollte diese Faktoren so austarieren, dass effiziente Bestandsanlagen eine echte Chance erhalten.

Am Ende entscheidet nicht eine einzelne Technologie, sondern das Zusammenspiel. Wind und Solar liefern große Mengen günstigen Stroms. Batterien verschieben Energie kurzfristig. Flexible Verbraucher reagieren auf Knappheit. Netze gleichen Regionen aus. Biogas, Biomethan und andere steuerbare Kraftwerke sichern längere Lücken ab. Wer diese Rollen gemeinsam plant, muss weniger doppelt bauen und kann vorhandene Ressourcen besser nutzen.

Wenn du die Zahlen, Zusammenhänge und meine Gedanken zu Ladepreisen und Netzanschlüssen ausführlich hören möchtest, findest du die Folge in der Podcastübersicht von Energie im Wandel. Biogas als Flexibilitätsreserve verdient eine sachliche Debatte – bevor Anlagen verschwinden, die wir für ein stabiles erneuerbares Energiesystem noch dringend brauchen könnten.