Biomethan statt Erdgas: Was grünes Gas 2026 kostet und was die Grüngasquote bringt

Biomethan-Preis Anfang 2026: 7,5 bis 8 Cent je Kilowattstunde

Wer als Betrieb Gaswärme braucht, zahlt für Biomethan spürbar mehr als für fossiles Erdgas, und die Größenordnung lässt sich beziffern. Für langfristige Lieferverträge lag der Biomethan-Beschaffungspreis Anfang 2026 laut spezialisierten Händlern bei rund 7,5 bis 8 Cent je Kilowattstunde. Erdgas an den Importmärkten kostete im selben Zeitraum nur etwa 3,5 bis 4,5 Cent je Kilowattstunde. Der reine Rohstoff ist also grob doppelt so teuer.

Beim Endkunden fällt der Abstand kleiner aus, weil Netzentgelte, Steuern und Vertrieb den fossilen Anteil ohnehin verteuern. Neue gewerbliche Gastarife bewegen sich derzeit etwa im Bereich von 9 bis 11 Cent je Kilowattstunde, abhängig von Abnahmemenge, Laufzeit und Beschaffungszeitpunkt. Für Beimischprodukte mit kleinem Grüngasanteil nennen Marktbeobachtungen einen Aufschlag von rund 10 bis 15 Prozent. Bei einem hohen Biomethananteil von 65 Prozent steigen die Kosten laut Verbraucherportalen deutlich stärker, in Rechenbeispielen um deutlich mehr als die Hälfte gegenüber reinem Erdgas.

Für Ihre Kalkulation heißt das: Entscheidend ist nicht der Listenpreis eines Voll-Biomethan-Tarifs, sondern der vertraglich vereinbarte Anteil. Ein Betrieb, der 10 oder 20 Prozent Biomethan beimischt, verteuert seine Gasrechnung nur anteilig und kann den Anteil über die Laufzeit anpassen. Wichtig ist die Unterscheidung zwischen dem reinen Beschaffungspreis und dem Arbeitspreis inklusive aller Nebenkosten, den Sie tatsächlich zahlen. Wer Angebote vergleicht, sollte Grüngasanteil, Preisgleitklausel und Herkunftsnachweise immer zusammen betrachten, weil sonst Aufschläge und tatsächlicher CO2-Nutzen auseinanderfallen.

Drop-in im Bestandskessel: Umstieg ohne Umbau über Massenbilanz

Der wirtschaftliche Charme von Biomethan liegt darin, dass Sie an Ihrer Anlage nichts ändern müssen. Chemisch ist aufbereitetes Biomethan mit Erdgas identisch, es wird auf dieselbe Qualität gebracht und in das öffentliche Gasnetz eingespeist. Ihr Bestandskessel, Ihr Brenner, Ihre Dampferzeugung oder Ihr Blockheizkraftwerk laufen unverändert weiter. Ein Umbau, eine neue Wärmequelle oder eine Elektrifizierung sind nicht nötig. Genau das macht Biomethan zum Drop-in-Ersatz.

Physisch lässt sich das eingespeiste Molekül im Netz nicht mehr zurückverfolgen. Deshalb funktioniert die Zuordnung über die Massenbilanzierung: Ihr Versorger weist Ihnen vertraglich einen definierten Biomethananteil zu, etwa 80 Prozent Erdgas und 20 Prozent Biomethan, und belegt diesen über Herkunftsnachweise. In Deutschland läuft die Nachweisführung überwiegend über das Biogasregister der Deutschen Energie-Agentur (dena). Für ETS-, BEHG- oder ESG-Zwecke brauchen Sie diese Zertifikate als prüffähigen Beleg.

Besonders relevant ist der Drop-in-Weg für wärmeintensives Gewerbe, das sich kurzfristig nicht elektrifizieren lässt. Prozesswärme, Dampf und Hochtemperaturöfen in Branchen wie Glas, Lebensmittel, Pharma, Papier oder Chemie brauchen Temperaturen und Lastprofile, die eine Wärmepumpe heute oft nicht wirtschaftlich abdeckt. Hier ist die anteilige Beimischung von Biomethan häufig der einzige Weg, den CO2-Fußabdruck der Gaswärme kurzfristig zu senken, ohne den Produktionsprozess anzufassen.

Der Nachteil: Sie kaufen eine bilanzielle Eigenschaft, kein physisch anderes Gas. Der Klimanutzen steht und fällt deshalb mit der Qualität der Zertifikate und der Nachhaltigkeit der Rohstoffe. Achten Sie darauf, dass Herkunft, Substrat und Anrechenbarkeit lückenlos dokumentiert sind.

Grüngasquote ab 2028: unter 1 Prozent grüner Brennstoffanteil

Warum wird grünes Gas 2026 überhaupt zum Beschaffungsthema? Der Treiber ist die geplante Reform des Gebäudeenergiegesetzes. Das Bundeswirtschaftsministerium legte den Referentenentwurf für das Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) am 5. Mai 2026 vor, das Kabinett beschloss den Regierungsentwurf am 13. Mai 2026. Die bisherige Pflicht, dass neu eingebaute Heizungen zu 65 Prozent erneuerbare Energien nutzen, soll dabei entfallen.

An ihre Stelle tritt ein Mengeninstrument: die Grüngasquote. Ab 2028 sollen Gas- und Heizöllieferanten einen Mindestanteil grüner Brennstoffe in Verkehr bringen, nach dem Entwurf zunächst bis zu einem Prozent. Die konkrete Ausgestaltung will die Bundesregierung laut Entwurf in einem eigenen Gesetz bis zum 1. Dezember 2026 festlegen. Als grüne Brennstoffe zählen unter anderem Biomethan, grüner, blauer, oranger und türkiser Wasserstoff, synthetisches Methan und Bioöl.

Für neue Gasheizungen ist zusätzlich eine sogenannte Bio-Treppe geplant: Der grüne Anteil soll bei 10 Prozent ab 2029 beginnen und über 15 Prozent ab 2030 sowie 30 Prozent ab 2035 auf 60 Prozent ab 2040 steigen. Diese Stufen betreffen den Neueinbau, doch sie wirken auf den gesamten Markt, weil sie eine planbar wachsende Nachfrage nach Biomethan erzeugen.

Wichtig für Ihre Einordnung: All das ist Stand Sommer 2026 ein Gesetzentwurf und kann sich im weiteren Verfahren noch ändern. Für Betriebe bedeutet die Richtung aber bereits jetzt, dass der grüne Anteil im Gasnetz nicht mehr freiwillig bleibt, sondern schrittweise verpflichtend wird, und dass sich früh gesicherte Mengen und Verträge auszahlen können, bevor die Quote die Nachfrage anzieht.

CO2-Preis 55 bis 65 Euro: Wie sich der fossile Anteil verteuert

Der zweite Hebel ist der CO2-Preis auf den fossilen Anteil. Erdgas fällt in Deutschland unter den nationalen Emissionshandel nach dem Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG). Für 2026 gilt ein Preiskorridor von 55 bis 65 Euro je Tonne CO2; der Koalitionsausschuss verständigte sich Mitte Mai 2026 darauf, diesen Korridor auch 2027 beizubehalten. Ab 2028 löst der europäische Emissionshandel EU-ETS 2 das nationale System ab. Dort bildet sich der Preis am Markt und kann längerfristig steigen.

In Cent je Kilowattstunde ausgedrückt: Im Korridor von 55 bis 65 Euro je Tonne liegt die CO2-Komponente auf Erdgas bei etwa 1,1 bis 1,3 Cent je Kilowattstunde. Für einen Verbrauch von 20.000 Kilowattstunden sind das grob 220 bis 260 Euro jährlich allein für den CO2-Aufschlag; bei 80 Euro je Tonne wären es rund 1,6 Cent je Kilowattstunde. Für wärmeintensive Betriebe mit sechs- oder siebenstelligem Gasverbrauch summiert sich das erheblich.

Hier liegt der wirtschaftliche Kern des Biomethan-Arguments: Nachhaltig zertifiziertes Biomethan wird mit einem Emissionswert von null angesetzt. Auf den nachgewiesenen grünen Anteil fällt somit keine CO2-Abgabe an. Wer 20 Prozent Biomethan beimischt, senkt die CO2-Last der Gasrechnung anteilig; bei einer Vollversorgung entfällt sie auf den zertifizierten Teil weitgehend. Der Mehrpreis für Biomethan wird also teilweise durch die eingesparte CO2-Abgabe gegenfinanziert.

Entscheidend ist die anerkannte Nachweisführung nach den jeweils geltenden Regeln von BEHG beziehungsweise EU-ETS 2. Ohne prüffähige Zertifikate erkennt der Gesetzgeber die Emissionsminderung nicht an. Dann zahlen Sie den Aufschlag, ohne die CO2-Ersparnis verbuchen zu können.

Wann sich der Umstieg rechnet: 12,3 TWh treffen 300 TWh Bedarf

Ob sich der Umstieg rechnet, hängt am Ende an drei Größen: Mehrpreis, CO2-Ersparnis und Verfügbarkeit. Die ersten beiden lassen sich rechnen, die dritte ist der eigentliche Engpass. 2025 wurden in Deutschland laut dena und Biogasregister rund 12,3 Terawattstunden Biomethan ins Netz eingespeist, ein Plus von zwölf Prozent gegenüber 2024, bei einer Anlagenauslastung von 84 Prozent. Ende 2025 waren rund 290 Aufbereitungsanlagen in Betrieb.

Dem steht ein Gasbedarf des Gebäudesektors von rund 300 Terawattstunden pro Jahr gegenüber. Biomethan deckt damit heute nur etwa vier Prozent, und das ist vor der Quote. Steigt die Nachfrage durch Grüngasquote und Bio-Treppe, konkurrieren Wärmemarkt, Industrie und Verkehr um eine knappe Menge, die sich wegen begrenzter Anbauflächen nicht beliebig ausweiten lässt. Fachleute warnen bereits, dass die geplanten Quotenmengen die verfügbaren grünen Gase übersteigen könnten. Das spricht für weiter steigende Preise.

Für Ihre Entscheidung folgt daraus ein klarer Zeitfaktor. Der Umstieg im Bestandskessel rechnet sich am ehesten, wenn drei Bedingungen zusammenkommen: Sie können kurzfristig nicht elektrifizieren, Sie brauchen prüffähige CO2-Minderung für ETS oder ESG, und Sie sichern sich Mengen und Preise frühzeitig über einen längeren Vertrag, bevor die Quote ab 2028 zusätzliche Nachfrage in den Markt bringt.

Wer wartet, bis die Quote greift, konkurriert mit allen anderen Pflichtabnehmern um dieselben Zertifikate. Eine belastbare Rechnung beginnt daher immer mit Ihrem konkreten Lastprofil, Ihrem heutigen Arbeitspreis und der Frage, welchen Biomethananteil Sie vertraglich absichern wollen.