Einführung

Die für Deutschland gesetzten Klimaziele konnten im Jahr 2025 mit 640 Mio. Tonnen CO2e eingehalten werden [1]. Dabei hat sich der Emissionsrückgang gegenüber dem Vorjahr jedoch deutlich verlangsamt und betrug nur noch 1,5 %. Es zeigt sich, dass die Energiewirtschaft die Defizite der anderen Sektoren, insbesondere Verkehr und Gebäude, nicht mehr kompensieren kann. Für den aktuellen Rückgang der Emissionen ist zu wesentlichen Teilen der Produktionsrückgang der Industrie verantwortlich. Das derzeitige Tempo der Emissionsreduktion reicht nicht aus, um das Minderungsziel für 2030 zu erreichen. Die landwirtschaftlichen Emissionen gingen nur um 1 % zurück und stagnierten damit praktisch auf dem Niveau des Vorjahres bei rund 61 Mio. Tonnen CO2e. Die Unterschreitung des Sektorziels von 66 Mio. Tonnen CO2 ist im Wesentlichen auf die Änderung der Methodik für die Berechnung der Lachgasemissionen zurückzuführen. [1]

Im Jahr 2025 wurden einige Änderungen der gesetzlichen Regelungen mit Bezug zur landwirtschaftlichen Energiebereitstellung auf den Weg gebracht. Hier ist insbesondere das sogenannte Biomassepaket zu nennen, das als Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) im Januar 2025 vom Bundestag beschlossen wurde [2]. Im September 2025 wurde es durch die EU-Kommission genehmigt und konnte damit in Kraft treten. Das Biomassepaket enthält wesentliche Verbesserungen für die Biogasbranche zur Flexibilisierung und Sicherung der Anschlussförderung von Biogasanlagen. Insbesondere die Erhöhung der Ausschreibungsvolumina für Biogasanlagen auf 1.300 MW für das Jahr 2025 und auf 1.126 MW für das Jahr 2026 ist für den Weiterbetrieb vieler Anlagen von entscheidender Bedeutung, um die Chancen für eine Zuschlag zu erhöhen. Zudem wurde der Zuschlag für die Flexibilisierung von Biogasanlagen auf 100 €/kW installierter Leistung erhöht und die Laufzeit der Anschlussförderung auf 12 Jahre verlängert.

Weiterhin ungeklärt bleibt die Lage bei Agri-PV-Anlagen. Das sogenannte Solarpaket I, das Hemmnisse beim Ausbau der Solarenergie beseitigen soll und höhere Vergütungen für besondere Solaranlagen, auch Agri-PV-Anlagen, vorsieht, wurde bereits 2024 beschlossen. Allerdings stehen etliche Regelungen noch unter dem Vorbehalt der beihilferechtlichen Genehmigung der EU (EEG §101). Dazu zählt auch die Vergütungsregelung für Agri-PV-Anlagen.

Das Energiewendemonitoring, von der Bundesregierung zu Beginn der Legislaturperiode 2025 in Auftrag gegeben, zeigt einen weiterhin deutlichen Bedarf für den Ausbau erneuerbaren Erzeugungskapazitäten und regelbarer Leistung [3]. Die ursprüngliche Planung, 20 GW Gaskraftwerke ohne zwingende Wasserstoffoption auszuschreiben, wurde inzwischen auf 8 GW reduziert. Diese Kraftwerke sollen später auch mit Wasserstoff betrieben werden können [4]. Weitere 2 GW sollen technologieoffen ausgeschrieben werden. Die Rolle von Biogas/Biomethan wird in der Kraftwerkstrategie nicht explizit festgesetzt. Nach Einschätzung des Fachverbands Biogas könnten jedoch bis 2030 12 GW und bis 2040 24 GW Leistung durch die Flexibilisierung bestehender Biogasanlagen realisiert werden [5]. Dadurch könnte der Investitionsbedarf gegenüber wasserstoffbasierten Reservekraftwerken bis 2030 um den Faktor 1,9 bis 3,7 reduziert werden [6].

Entwicklung der erneuerbaren Stromerzeugungskapazitäten

Der Ausbau der Stromerzeugungskapazitäten schritt im Jahr 2025 weiter voran. Der Photovoltaikanlagenpark erreicht mittlerweile eine installierte Leistung von 117 GW [7] und liegt damit innerhalb des im EEG festgelegten Ausbaupfades (Bild 1).

Bild 1: Ausbau der installierten Leistung von Photovoltaikanlagen bis einschließlich Dezember 2025 und Ausbauziele nach EEG (Bundesnetzagentur 2026, verändert, Datenstand 13.01.2026) [7]

Figure 1: Expansion of the installed capacity of photovoltaic plants up to December 2025 and expansion targets according to EEG (Bundesnetzagentur 2026, adapted, data status 13.01.2026) [7]

Die neuinstallierte Leistung verteilt sich mit 7,8 GW für Gebäudesolaranlagen und 8,2 GW für Freiflächensolaranlagen annähernd gleich auf diese beiden Segmente. Dazu kommen 0,5 GW an steckerfertigen Solaranlagen, sog. Balkonkraftwerken. Die durchschnittliche installierte Leistung dieser Anlagentypen unterscheidet sich stark. Gebäudesolaranlagen kommen im Schnitt auf 17 kW, Freiflächensolaranlagen auf 3.500 kW und die steckerfertigen Solaranlagen auf 1,2 kW [7].

Nach einer ersten Abschätzung des Zentrums für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg für das Jahr 2025 wurden für den Zubau der Freiflächensolaranlagen etwa 7.000 ha in Anspruch genommen. 90 % dieser Fläche wurden vor Errichtung der Freiflächensolanlange landwirtschaftlich genutzt. Damit steigt die Flächenbelegung auf insgesamt 52.200 ha, davon 55 % auf landwirtschaftlichen Flächen [8]. Der hohe Anteil an landwirtschaftlichen Flächen am Zubau zeigt die begrenzte Verfügbarkeit von Konversions- oder sonstigen Flächen für den weiteren Anlagenzubau.

Zur Entwicklung von Agri-PV-Anlagen innerhalb des Segments der Freiflächensolaranlagen sind keine vollständigen Daten verfügbar. Einen Einblick bietet die Agrivoltaicsmap des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme [9].

Der Zubau von Windenergieleistung blieb hinter den im EEG gesetzten Zielen zurück. Für Windenergie an Land ist für das Jahr 2025 ein Ausbauziel von 76,5 GW vorgesehen, erreicht wurden nur 68,2 GW. Neuinstalliert wurden 4,5 GW Wind Onshore (an Land) und 0,29 GW Offshore (im Meer), woraus sich eine installierte Gesamtleistung von 77,8 GW zum Jahresende 2025 ergibt [7]. Trotz des witterungsbedingten Rückgangs der Nettostromerzeugung aus Windkraftanlagen hatten diese im Jahr 2025 den größten Anteil an der Stromerzeugung [10].

Bei den Biomasseanlagen ergaben sich nur wenig Änderungen. Eine Leistung von 186 MW wurde in Betrieb genommen und 137 MW stillgelegt. Die gesamte installierte Leistung betrug zum Jahresende 2025 somit 9,2 GW [7] (Bild 2).

Insgesamt lag der Anteil der erneuerbaren Energien an der Nettostromerzeugung in Deutschland für das Jahr 2025 bei 57,1 % [10].

Bild 2: Ausbau der installierten Leistung von Biomasseanlagen bis einschließlich Dezember 2025 und Ausbauziele nach EEG (Bundesnetzagentur 2026, verändert, Datenstand 13.01.2026) [7]

Figure 2: Expansion of the installed capacity of bioenergy plants up to December 2025 and expansion targets according to EEG (Bundesnetzagentur, adapted, data status 13.01.2026) [7]

Photovoltaik, Eigenstromverbrauch und Batteriespeicher im landwirtschaftlichen Betrieb

Aufgrund der hohen Strompreise ist der wirtschaftliche Anreiz gestiegen, Strom aus PV-Anlagen selbst zu verbrauchen. Dies zeigt sich auch in der starken Zunahme des PV-Eigenverbrauchs in den letzten Jahren [11]. Zudem sind die Preise für Batteriespeicher weiter gesunken [12] und machen eine Optimierung des Eigenverbrauchs mittels Batteriespeichern auch im landwirtschaftlichen Betrieb wirtschaftlich interessant. Wie hoch der Eigenverbrauchsanteil einer PV-Anlage ausfällt, hängt neben dem Verhältnis von Stromerzeugung zu Stromverbrauch auch vom Verbrauchsprofil des Betriebs ab. Auch ohne Batteriespeicher lässt sich durch eine Lastverschiebung in den Bereich einer hohen PV-Stromerzeugung ein höherer Eigenverbrauch erzielen. Beispiele dafür geeigneter landwirtschaftlicher Prozesse sind eine variable Steuerung der Futteraufbereitungsanlage oder der Eiswasserbereitung für die Milchkühlung [13]. Bild 3 zeigt diesen Zusammenhang am Beispiel der Ferkelerzeugung.

Bild 3: Verlagerung der aktuell abendlichen Futteraufbereitung (mahlen und mischen) in die mittägliche Leistungsspitze, z. B. in einer Ferkelerzeugung (PV-Anlage 180° S/ Dachneigung 30°, Standort ca. 49° N) (© J. Neiber, [13])

Figure 3: Shift of the current evening feed preparation (grinding and mixing) to the midday peak, e.g. in piglet production (PV-system 180° S/roof pitch 30°, location approx. 49° N) (© J. Neiber, [13])

Hinsichtlich des Eigenverbrauchsanteils gilt, dass dieser umso geringer ausfällt, je höher die Jahresstromerzeugung aus der PV-Anlage im Verhältnis zum betrieblichen Stromverbrauch ist [13]. Die ohne Batteriespeicher für verschiedene landwirtschaftliche Betriebstypen erreichbare Eigenverbrauchsquote ist beispielhaft in Bild 4 dargestellt.

Bild 4: Durchschnittliche Eigenverbrauchsquoten nach Produktionsschwerpunkt in Abhängigkeit des Verhältnisses von Solarstromerzeugung in MWh zum Stromverbrauch in MWh (PV-Anlage 180° S/Dachneigung 30, Standort Kassel 51,3° N) (© W. Schmid [13])

Figure 4: Average self-consumption rates by production focus depending on the ratio of solar power generation in MWh to electricity consumption in MWh (PV-system 180° S/roof pitch 30°, location Kassel 51,3° N) (© W. Schmid [13])

Mithilfe eines Batteriespeichers lässt sich die Eigenverbrauchsquote weiter steigern. Entscheidend dafür ist das Verhältnis der Nutzkapazität des Batteriespeichers zum Stromverbrauch und das Verbrauchsprofil des jeweiligen Betriebes. Bild 5 zeigt die mögliche Steigerung der Eigenverbrauchsquote durch die Installation eines Batteriespeichers für verschiedene Betriebstypen. Bei dem Milchkuhbetrieb mit zwei Melkzeiten wirkt sich die Integration eines Batteriespeichers besonders deutlich aus. Dies erklärt sich aus den zwei Verbrauchsspitzen durch das morgendliche und abendliche Melken, die durch den Batteriespeicher abgefangen werden können.

Bild 5: Steigerung der Eigenverbrauchsquote durch Einbau eines Batteriespeichers bei unterschiedlichen landwirtschaftlichen Betriebstypen; Auslegung der PV-Anlage 1,00 : 1,00 (PV-Anlage erzeugt im Jahr dieselbe Menge Strom wie der Betrieb im Jahr Strom verbraucht (PV-Anlage 180° S/DN 30°; Standort 51,3° N) (© W. Schmid) [13]

Figure 5: Increase in self-consumption rate through the installation of battery storage systems in different types of agricultural businesses; PV design 1.00 : 1.00 (PV system generates the same amount of electricity per year as the business consumes per year) PV-system 180° S/roof pitch DN 30°; location 51,3° N) (© W. Schmid) [13]

Eine ausführliche Darstellung dieser Zusammenhänge und weitere Informationen zu Batteriespeichern sind in der KTBL-Schrift "Eigenstromversorgung optimieren und Strom speichern. Technik – Auslegung – Kosten" zu finden [13].

Biomethan als Kraftstoff

Die Nutzung von Biomethan als Bio-CNG oder Bio-LNG gilt als eine der attraktivsten Optionen für die klimaneutrale Mobilität. Dies gilt besonders für die Bereiche, die sich nur schwer oder eingeschränkt elektrifizieren lassen wie z.B. der Schwerlastbereich oder für Flottenbetreiber, die auf nachhaltige Kraftstoffe umstellen wollen. Aus diesem Grund war der Kraftstoffsektor in den letzten Jahren ein wichtiger Wachstumstreiber für die Biomethanbranche.

Im über die Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe (FNR) -geförderten Verbundvorhaben „BIOKRAFT“ [14] wurde die Bereitstellung von Biomethan für den Verkehrssektor als Weiterbetriebsoption für landwirtschaftliche Biogasanlagen anhand von Betriebsmodellen beleuchtet. Folgende Vermarktungspfade wurden miteinander verglichen:

·        Bio-CNG-Hoftankstelle ohne Anschluss ans öffentliche Gasnetz (Pfad 1)

·        Standortferne Bio-CNG-Tankstelle mit Durchleitung des Biomethans durch das öffentliche Gasnetz und bilanzielle Entnahme der Kraftstoffmenge (Pfad 2)

·        Standortferne Bio-CNG-Tankstelle mit Transport per LKW ("mobile Brücke"; Entfernung Aufbereitungsanlagen - Tankstelle: 50 km einfach; Leerfahrt, 2 Pendelfahrten/Woche) (Pfad 3a)

·        Standortferne Bio-LNG-Tankstelle mit Transport per LKW ("mobile Brücke"; Entfernung Aufbereitungsanlagen - Tankstelle: 100 km einfach; Leerfahrt, nur werktags) (Pfad 3b)

Für alle Betriebsmodelle wurde von einem Kraftstoffabsatz von 50 t/Monat ausgegangen, was ca. 70 % der produzierten Rohgasmenge entsprach. Hieraus ergab sich für die Biogasaufbereitungsanlage (Membrantechnik) eine Aufbereitungskapazität von 190 m³N Rohgas/h.

Die Ende 2024 durchgeführten Berechnungen berücksichtigen noch die Doppelanrechnung von Biomethan aus Wirtschaftsdünger als fortschrittlichem Biokraftstoff auf die THG-Quote im Verkehrssektor, unter der Annahme eines einfachen THG-Quotenpreises von 150 Euro. Nach Plänen zur Abschaffung des Doppelanrechnung in der Überarbeitung des Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasquote [15] stiegen die Quotenpreise für fortschrittliche Kraftstoff kurzzeitig auf über 500 €/t eingesparten CO2 und lagen im Januar 2026 mit 410 bis 445 €/t CO2 weiterhin auf hohem Niveau [16].

Jährliche Leistungen und Kosten der vier Kraftstoffmodelle wurden verglichen (Bild 6). Alle vier Vermarktungspfade erweisen sich als wirtschaftliche Weiterbetriebsoption, wobei der Gewinn mit der Hoftankstelle (Pfad 1) unter den gewählten Annahmen am höchsten ausfällt. In allen Fällen sind die Erlöse aus dem THG-Quotenhandel die wichtigste Einnahmequelle, ohne die es nicht möglich wäre, einen Gewinn zu erzielen. Mit dem eigenen BHKW kann der Prozessenergiebedarf nur knapp gedeckt werden, so dass kaum Erlöse aus dem Strom- und Wärmeverkauf erzielt werden können. Im Pfad 3b muss sogar eine geringe Menge Strom zugekauft werden.

Bild 6: Jährliche Kosten und Leistungen sowie Gewinn/Verlust der Kraftstoffbereitstellung über verschiedene Vermarktungspfade für eine Bestandsbiogasanlage mit ursprünglicher Höchstbemessungsleistung in der ersten EEG-Förderperiode von 500 kW und 75 Masse-% Wirtschaftsdünger im Substratmix; Eigenenergieversorgung über BHKW mit Einspeisung des Überschussstroms (© KTBL).
Die Ergebnisse spiegeln den Durchschnitt über einen Betrachtungszeitraum von 10 Jahren Weiterbetrieb wider.

Figure 6: Annual costs and revenues, as well as profit/loss of fuel supply via various marketing channels, for an existing biogas plant with an original maximum rated output of 500 kW during the first EEG (Renewable Energy Sources Act) funding period and 75% by mass of manure in the substrate mix; on-site energy supply via a combined heat and power (CHP) unit with feed-in of surplus electricity (© KTBL). The results reflect the average over a 10-year operating period.

Die in Bild 6 ausgewiesenen Kosten für Betriebsmittel umfassen neben dem externen Strombedarf (externe Tankstelle Pfade 2, 3a und 3b; Verdichtung für den Lkw-Transport Pfade 3a und 3b) auch den Dieselbedarf für die mobile Brücke der Pfade 3a und 3b. Diese Verbräuche verursachen zugleich zusätzliche THG-Emissionen und schmälern damit die Einsparung im Vergleich zu fossilem Kraftstoff. Hierbei fällt vor allem der Kraftstoffverbrauch der mobilen Brücke ins Gewicht, wie sich kostenseitig insbesondere beim deutlich weniger komprimierten Bio-CNG (Pfad 3a) zeigt. Insgesamt höhere jährliche Kosten im Pfad 3b sind dem zusätzlichen Investitionsbedarf für die Verflüssigungsanlage geschuldet.

Detaillierte Ergebnisse, auch zu Modellrechnungen für Anlagen mit ursprünglich 200 und 1.000 kW Höchstbemessungsleitung, können der KTBL-Sonderveröffentlichung „Biomethan als Kraftstoff. Landwirtschaftliche Biogasanlagen wirtschaftlich weiterbetreiben" (kostenfreier Download) entnommen werden [17].

Zusammenfassung

Die Klimaschutzziele Deutschlands konnten auch im Jahr 2025 eingehalten werden. Es zeigt sich aber ein deutlich verlangsamter Emissionsrückgang von nur noch 1,5% gegenüber dem Vorjahr. Dieser ist im Wesentlichen auf den Rückgang der industriellen Produktion zurückzuführen. Auch das Sektorziel für die Landwirtschaft konnte eingehalten werden. Der Rückgang der Emissionen in diesem Sektor ist mit 1% gering.              
Durch verbesserte Ausschreibungsbedingen, insbesondere erhöhte Ausschreibungsvolumina, hat sich die Perspektive für den Weiterbetrieb von Biogasanlagen etwas verbessert. Für das Segment der Agri-PV Anlagen ist die Vergütungssituation weiterhin ungeklärt. Das Solarpaket I, das eine erhöhte Vergütung für Agri-PV Anlagen enthält, ist bislang nicht von der EU-Kommission genehmigt worden. Der Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung ist weiter vorangeschritten, insbesondere im Segment der Photovoltaik. Insgesamt sind hier mittlerweile 117 GW elektrische Leistung installiert. Für die Neuinstallation von Freiflächensolaranlagen wurden im Jahr 2025 etwa 7.000 ha Fläche in Anspruch genommen, davon rund 90% mit vorheriger landwirtschaftlicher Nutzung.           
Aufgrund der hohen Strompreise ist der wirtschaftliche Anreiz gestiegen, Strom aus PV-Anlagen selbst zu verbrauchen. Zur Optimierung des Eigenverbrauchs können eine Lastverschiebung oder Batteriespeicher einen großen Beitrag leisten.           
Die Erzeugung und der Vertrieb von Biomethan für den Verkehrssektor stellt eine wirtschaftlich interessante Option für den Weiterbetrieb von Biogasanlagen dar. In einem über die Fach-agentur Nachwachsende Rohstoffe geförderten Projekt wurde diese Option für landwirtschaftliche Biogasanlagen anhand von Betriebsmodellen beleuchtet.

Literatur

[1]     N.N.: Die Energiewende in Deutschland Stand der Dinge 2025 – Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2026. Agora Energiewende, Berlin 2026, URL: https://​www.agora-energiewende.de​/​publikationen/​die-​energiewende-​in-​deutschland-​stand-​der-​dinge-​2025, Zugriff am: 12.01.2026.

[2]     Erneuerbare-Energien-Gesetz vom 21. Juli 2014 (BGBl. I S. 1066), das zuletzt durch Artikel 23 des Gesetzes vom 18. Dezember 2025 (BGBl. 2025 I Nr. 347) geändert worden ist – EEG 2023 2014 (2025), S. 1-149.

[3]     N.N.: Energiewende. Effizient. Machen. Monitoringbericht zum Start der 21. Legislaturperiode - im Auftrag des Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, EWI & BET, 2025.

[4]     Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: Kraftwerksstrategie (2025).

[5]     N.N.: Dezentrale Biogasanlagen statt neue Gaskraftwerke – Biogasbranche bietet 12 GW Leistung und fordert Perspektiven, 2024.

[6]     Karl, J.: Biogas im künftigen Energiesystem – Potential und Wirtschaftlichkeit der Besicherung von Wind und Photovoltaik durch die Flexibilisierung von Biogasanlagen. Friedrich-Alexander-Universität (Hrsg.), 2024.

[7]     N.N.: Statistiken ausgewählter erneuerbarer Energieträger zur Stromerzeugung. Bundesnetzagentur, 2026.

[8]     Kelm, T.: Aktueller Stand der Ausbauentwicklung der Photovoltaik. 5. Sitzung der Bund-Länder-Initiative Photovoltaik (BLPV), Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg, 2026.

[9]     N.N.: Agri-PV-Anlagen in Deutschland. Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme, URL: https://​agrivoltaicsmap.ise.fraunhofer.de​/​.

[10]   Burger, B.; Gandhi, L.: Stromerzeugung in Deutschland im Jahr 2025. Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme, Freiburg 2026.

[11]   Reuther, T.; Fluri, V.; Nolte, H.; Kost, C.: Wissenschaftliche Analysen zu ausgewählten Aspekten der Statistik erneuerbarer Energien und zur Unterstützung der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik. Fachbericht Photovoltaik, Climate Change, 61/2025, Umweltbundesamt, Dessau-Roßlau 2025.

[12]   N.N.: Lithium-Ion Battery Pack Prices Fall to $108 Per Kilowatt-Hour, Despite Rising Metal Prices: BloombergNEF. BloombergNEF, URL: https://​about.bnef.com​/​insights/​clean-​transport/​lithium-​ion-​battery-​pack-​prices-​fall-​to-​108-​per-​kilowatt-​hour-​despite-​rising-​metal-​prices-​bloombergnef/​, Zugriff am: 29.01.2026.

[13]   N.N.: Eigenstromversorgung optimieren und Strom speichern – Technik – Auslegung – Kosten. KTBL-Schrift, Bd. 543, Darmstadt 2025, ISBN: 978-3-949930-10-2.

[14]   N.N.: BIOKRAFT - Leitfaden und Online-Anwendung zur Produktion und Bereitstellung erneuerbarer Kraftstoffe als Geschäftsfeld für landwirtschaftliche Biogasanlagen. URL: www.zukunftbiogas.de/post-eeg-projekte/biokraft. Zugriff am 23.02.2026.

[15]   Bundesregierung: Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote (2025), S. 1-111.

[16]   N.N.: THG-Quotenmarkt: Preisentwicklung, Gegenäußerung der Bundesregierung zum RED III-Entwurf. URL: https://14degrees.de/news/thg-quotenmarkt-preisentwicklung-gegenaeusserung-der-bundesregierung-zum-red-iii-entwurf/. Zugriff am 23.02.2026.

[17]   N.N.: Biomethan als Kraftstoff. Landwirtschaftliche Biogasanlagen wirtschaftlich weiterbetreiben. Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft e. V., Darmstadt 2026.

Autorendaten

Henning Eckel, Ursula Roth, Mark Paterson sind Mitglieder im Team Energie, Emissionen und Klimaschutz am Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft e. V. (KTBL).