Biomethane has become a key pillar in the European Union’s renewable energy transition, especially for the hard-to-electrify sectors like industry, agriculture, and rural heating. This thesis will assess the spatial and techno-economic feasibility of expanding biomethane production in Germany. Supporting national climate neutrality objectives and contributing to EU-level targets, including the REPowerEU 35 bilion cubic meters (bcm) biomethane goal by 2030 in EU. Geospatial mapping and scenario-based economic modeling were used in this thesis to identify optimal deployment regions and to evaluate cost competitiveness under the evolving market and policy conditions.

Spatial analysis was done with QGIS, focusing on three variables: feedstock availability, proximity to gas pipeline infrastructure, and regional energy demand. Each NUTS2 region was scored on a 1–5 scale across these dimensions. After that, they were used to create a Composite Suitability Index (CSI). High-suitability areas, meaning the highest index number received, counting together the pipeline, approximately, feedstock, and demand needs, areas such as Lower Saxony, Bavaria, and North Rhine-Westphalia, showed a strong alignment of all these factors. Regions like Brandenburg and Saxony showed promising feedstock availability, but they had limited grid access. Spatial scenarios were projected for 2030, 2035, and 2040 using scaling factors to reflect anticipated policy and infrastructure improvements.

The techno-economic component used a standardized medium-scale biogas plant (40,000–55,000 MWh/year output), equivalent to approximately 6–10 million Nm³ of raw biogas per year (assuming 55–65% CH₄), where raw biogas is produced through anaerobic digestion and subsequently upgraded to biomethane for grid injection. Key indicators, Levelized Cost of Biomethane (LCOB), Net Present Value (NPV), and Internal Rate of Return (IRR) were calculated for scenarios from 2025 to 2040. Results showed a decline in LCOB from 58.23 €/MWh in 2025 to 45.26 €/MWh by 2040, largely due to reductions in CAPEX and OPEX. NPV and IRR improve until 2035 before stabilizing. Assuming a gradual subsidy phase-out. Under moderate policy support, biomethane could become cost-competitive with fossil natural gas by the mid-2030s. This decline is driven by a projected 15-25% reduction in CAPEX for upgrading and compression technologies. With efficiency increases that lower ongoing operational costs. This helps biomethane to become competitive with natural gas prices as carbon pricing takes effect.

These findings underlined the importance of targeted policy instruments, which include contracts for difference, capital grants, and streamlined permitting to improve the production potential in underdeveloped regions. This thesis proposes the development of a national biomethane roadmap that strategically links areas with high spatial potential to investment priorities. A roadmap would help improve the use of existing infrastructure, strengthen climate outcomes, furthermore, promote fairer regional development. The integrated approach presented in this study also offers a replicable model for planning renewable gas infrastructure in Germany from both spatial and economic perspectives. The analysis reveals significant spatial disparities in Germany’s biomethane potential. While regions like Lower Saxony and Bavaria have an optimal combination of feedstock availability and existing gas grid infrastructure. The following policy recommendations are crucial, develop a national roadmap, streamline permitting and grid access, utilize targeted financial instruments, and simplify RED III Certification

Biometan har blivit en nyckelpelare i Europeiska unionens omställning till förnybar energi, särskilt inom sektorer som är svåra att elektrifiera såsom industrin, jordbruket och uppvärmning i glesbygdsområden. Denna avhandling undersöker den rumsliga och tekno-ekonomiska genomförbarheten för att expandera biometanproduktionen i Tyskland. Studien stödjer nationella klimatneutralitetsmål och bidrar till EU:s övergripande ambitioner, inklusive REPowerEU:s mål om 35 miljarder kubikmeter biometan till 2030.

Rumslig analys genomfördes med QGIS och fokuserade på tre variabler: tillgång på råmaterial, närhet till gasinfrastruktur och regional energiefterfrågan. Varje NUTS2-region poängsattes på en skala från 1 till 5 inom dessa kategorier. Dessa värden användes sedan för att skapa ett sammansatt lämplighetsindex (Composite Suitability Index, CSI). Högt rankade områden som Niedersachsen, Bayern och Nordrhein-Westfalen uppvisade en stark samverkan mellan alla faktorer. Regioner som Brandenburg och Sachsen visade god råvarutillgång, men hade begränsad tillgång till gasnätet. Rumsliga scenarier för åren 2030, 2035 och 2040 togs fram med hjälp av skalningsfaktorer för att spegla förväntade förbättringar i policy och infrastruktur.

Den tekno-ekonomiska analysen baserades på en standardiserad medelstor biogasanläggning (40 000–55 000 MWh/år), där rå biogas produceras via anaerob nedbrytning och därefter uppgraderas till biometan för inmatning i gasnätet. Centrala indikatorer som Levelized Cost of Biomethane (LCOB), Nettonuvärde (NPV) och Internränta (IRR) beräknades för scenarier mellan 2025 och 2040. Resultaten visade att LCOB minskade från 58,23 €/MWh år 2025 till 45,26 €/MWh år 2040, främst till följd av minskade investerings- och driftskostnader. NPV och IRR förbättrades fram till 2035 innan de stabiliserades, baserat på antagandet om ett gradvis avvecklat subventionssystem. Med måttligt politiskt stöd kan biometan bli konkurrenskraftigt jämfört med fossil naturgas i mitten av 2030-talet.

Resultaten betonar vikten av riktade policyinstrument, såsom differentierade elavtal (Contracts for Difference), investeringsbidrag och förenklade tillståndsprocesser, för att öka produktionspotentialen i mindre utvecklade regioner. Avhandlingen föreslår att en nationell färdplan för biometan utvecklas, som strategiskt kopplar samman områden med hög rumslig potential med investeringsprioriteringar. En sådan färdplan skulle bidra till bättre utnyttjande av befintlig infrastruktur, stärka klimatmålen och samtidigt främja en mer rättvis regional utveckling. Det integrerade tillvägagångssätt som presenteras i studien erbjuder också en reproducerbar modell för planering av förnybar gasinfrastruktur i Tyskland, både ur ett rumsligt och ekonomiskt perspektiv.