Biogas_6_2013_70-77_Anlagenbau 2013.pdf - Fachverband ...

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PRAXIS

BIOGAS JOURNAL | 6_2013

Biogasanlage von BioConstruct

in Deblinghausen.

Anlagenzubau möglich –

gezielt Standorte erschließen

FOTO: BIOCONSTRUCT GMBH

Der Neubau von Biogasanlagen ist seit dem Inkrafttreten des EEG 2012 drastisch zurückgegangen,

die Boomjahre sind vorbei. Dennoch ist das Thema Biogas nicht tot. Einige Anlagenhersteller berichten,

dass zwar die Zahl der rentablen Standorte kleiner geworden ist, aber trotzdem noch Biogas anlagen

gebaut werden können.

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann

Momentan läuft es wieder sehr

gut, während im ersten Halbjahr

aufgrund der Störfeuer

von Umweltminister Altmaier

und Wirtschaftsminister

Rösler gegen die Erneuerbaren Energien

nichts mehr ging. Die politischen Querelen

am Jahresanfang haben uns vier bis fünf

Monate zurückgeworfen. Wir müssen daher

Projekte auf das nächste Jahr verschieben“,

berichtet Bernhard Wolf von der agriKomp

GmbH im mittelfränkischen Merkendorf

(Bayern).

Laut Wolf sollen in diesem Jahr eine gute

zweistellige Zahl Anlagen ans Netz gehen.

Die gleiche Anzahl an Projekten hat das Unternehmen

schon für 2014 im Auftragsbuch

stehen. Die Anlagengrößen bewegen sich

zwischen 75 kW und 700 kW. „80 Prozent

der Neubauten nutzen gleich die flexible

Stromproduktion. Wer heute 700 kW baut,

der hat eigentlich eine 350- bis 400-kW-Anlage.

Für die Flexibilisierung wird dann ein

zusätzliches Blockheizkraftwerk aufgestellt“,

erläutert Wolf. Statt der 75-kW-Anlagen mit

100- oder 80-prozentiger Güllenutzung würden

vor allem 175-kW-Anlagen errichtet.

„In diesem Bereich können wir gleich leistungsfähigere

Gasmotoren mit einem höheren

elektrischen Wirkungsgrad einsetzen.

Die Anlagen werden dann im 12-Stunden-

Betrieb gefahren. Das heißt, sie produzieren

beispielsweise von morgens 8 Uhr bis

abends 20 Uhr Strom. In den übrigen zwölf

Stunden wird das Gas gespeichert“, skizziert

Wolf die Situation. Er ist überzeugt, dass dieses

Konzept wirtschaftlicher ist als Anlagen

mit 75 KW im Dauerbetrieb.

Wärmenutzung immer

bedeutender

Zu den Kunden von agriKomp gehören vor

allem Landwirtschaftsbetriebe. So zum Beispiel

auch Agrargenossenschaften aus den

neuen Bundesländern. Die würden überwiegend

Wirtschaftsdünger wie Gülle und Mist

vergären. Teilweise werde auch Grassilage

eingesetzt. Dass die Anlagen laufen, zeigten

jahrelange Erfahrungen auf Anlagen mit

100 Prozent Mistvergärung in Frankreich.

Gaseinspeiseprojekte spielen, wie Wolf ausführt,

bei agriKomp ebenso wenig eine Rolle

wie Maisanlagen. Immer bedeutender dagegen

werde bei den agriKomp-Kunden die

Wärmenutzung, insbesondere im Bereich

Nachverstromung, Gärresttrocknung und

Wärmenetze. Darum haben die Merkendorfer

eine eigene Wärmesparte aufgebaut,

um die Nachfrage professionell bedienen zu

können.

Finanzierungsprobleme mit Banken gebe

es sehr selten. Das Unternehmen werde

von Kreditinstituten sogar empfohlen. Interessant

für Investoren dürfte das Betreibermodell

sein. Dabei handelt es sich quasi um

eine Leasinganlage mit Vollwartungsvertrag,

die der Landwirt später käuflich erwerben

kann. Fünf solcher Betreibermodellanlagen

seien bereits gebaut worden, zwölf weitere

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PRAXIS

seien in Planung. Wolf hält das aktuelle EEG

für sehr gut, da es für landwirtschaftliche

Betriebe passt, die viel Wirtschaftsdünger

haben.

„Wir haben zurzeit vor allem

in Ostdeutschland im

Neubaugeschäft gut zu tun“

Soweit würde Hendrik Becker, Geschäftsführer

der PlanET Biogastechnik GmbH aus

dem nordrhein-westfälischen Vreden, nicht

gehen. Aber auch er sieht durchaus mehr

Neubaupotenzial im aktuellen EEG als der

Markt widerspiegelt. „Wir haben zurzeit vor

allem in Ostdeutschland im Neubaugeschäft

gut zu tun. Da werden 150-kW-Anlagen

nachgefragt, die mit Gülle und Mist betrieben

werden. Diese skalieren sich hoch bis zu

500 kW mit Direktvermarktung des Stroms“,

verdeutlicht der Unternehmer.

Bei den Gaseinspeiseanlagen finde vereinzelt

Nachfrage statt. Einer der Hauptgründe

für die Zurückhaltung in diesem Segment sei

die fehlende bilanzielle Teilbarkeit

der Gasmenge. Darüber

hinaus würden vereinzelt

spezielle Standorte mit großen

Wärmesenken realisiert. Sehr

groß sei dagegen die Nachfrage

nach einem Repowering

der Anlagen. Dabei gehe es unter anderem

um die nachträgliche Leistungserhöhung sowie

die Erneuerung bestimmter Komponenten.

„Weil wir uns auch um die Verwertung

schwieriger Substrate wie Landschaftspflegematerial

oder langfaserigen Mist kümmern,

können wir weitere Projekte realisieren“,

hebt Becker hervor.

Noch Platz für neue Biogasanlagen in

Deutschland sieht auch Dr. Tino Weber, Geschäftsführer

der Schmack Biogas GmbH in

Schwandorf in der Oberpfalz (Bayern). Biogas

könne eine wichtige Rolle zum Beispiel

bei der Umsetzung von Energiekonzepten

mit Wärmenutzung – zum Beispiel bei Bioenergiedörfern

– spielen. Aufbereitet und

ins Erdgasnetz eingespeist, könne es für

verschiedenste Anwendungen zum Einsatz

kommen. Darum seien Biomethan-Einspeiseanlagen

eine zukunftssichere Investition.

Nachgefragt würden Einspeiseanlagen vor

allem von großen Landwirtschaftsbetrieben,

Investoren aus der Energiewirtschaft, Stadtwerken

oder großen Betreiberkonsortien. Die

Anlagengrößen bewegen sich zwischen 350

und 700 Normkubikmeter Biomethan pro

Stunde Einspeiseleistung.

„Bauwillige können heute

technisch ausgereifte Anlagen

errichten. Zudem bietet die

Stromdirektvermarktung interessante

Möglichkeiten. Vorteilhaft

ist ein breiter Substratmix.

Als Anlagenhersteller müssen

wir deutlich individuellere

Anlagen planen, um Standorte erschließen

zu können. Ein gutes Konzept ist der beste

Garant für einen dauerhaft wirtschaftlichen

Betrieb der Anlage“, macht Weber klar.

Neben Biomethan ist bei Schmack zurzeit

das Repowering ein wichtiges Betätigungsfeld.

Es umfasst den Komponententausch,

die Umrüstung von Bestandsanlagen auf

Gaseinspeisung, die Abdeckung von Gärrestbehältern,

die Erneuerung von Steuerungssystemen

oder die Anpassung der

Anlagen an die bedarfsgerechte Stromproduktion.

Bei jeder Neuanlage schauten die

Kunden, wie die Direktvermarktung genutzt

werden kann.

Hendrik Becker

„In Summe sieht das Geschäft

momentan ganz gut aus“

Christoph Spurk

Wie bei einigen anderen Anlagenherstellern

auch spielen kostengünstige Substrate wie

Gülle und Mist bei den Projekten der Ökobit

GmbH aus Föhren, Kreis Trier-Saarburg

(Rheinland-Pfalz) eine große Rolle. Gebaut

werden Anlagen zwischen 75 und 250 kW.

„In Summe sieht das Geschäft momentan

ganz gut aus“, resümiert Geschäftsführer

Christoph Spurk. Seinen Angaben zufolge

werden die kleineren Anlagen zu 100 Prozent

mit Gülle und die größeren mit mindestens

30 Prozent Gülle plus nachwachsende

Rohstoffe betrieben.

„Im Segment über 250 kW ist es sehr ruhig.

Die klassische 500-kW-Anlage wird bei uns

aktuell gar nicht nachgefragt. Scheinbar sind

die nötigen Inputstoffe nicht verfügbar oder

zu teuer“, erklärt Spurk. Die Gaseinspeiseprojekte

liefen weiter, aber mit noch längeren

Planungszeiträumen, die ohnehin schon

eineinhalb bis zwei Jahre gedauert hätten.

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BIOGAS JOURNAL | 6_2013

GRAFIK: NQ-ANLAGENTECHNIK GMBH

30-kW-Gülleanlage von der NQ-Anlagentechnik GmbH.

migungen und die Finanzierungen von Anlagen.

„Die Genehmigungsverfahren dauern

länger und die Finanzierer stellen hohe

Forderungen an die Substratverfügbarkeit“,

klagt Spurk.

Wenn Anlagen keine Wärmenutzung realisieren

können, dann streben sie die Direktvermarktung

an oder sie investieren in

ORC-Anlagen, die wärmegeführt Strom produzieren.

Bei den Bestandsanlagen sei die

Direktvermarktung angekommen, sie seien

jedoch bei der Nutzung der Flexibilitätsprämie

zurückhaltend wegen des unklaren

Anlagenbegriffs. Bei Neuanlagen werde die

Flexprämie gleich mit berücksichtigt.

Repowering wird nachgefragt

Mit Wirtschaftsdünger betriebene Anlagen

werden auch bei der Novatech GmbH

in Wolpertshausen (Baden-Württemberg)

nachgefragt. „Wir haben Mitte 2011 ein

Konzept aufgestellt für die 75-kW-Anlagen,

die sowohl mit 100 Prozent Gülle als auch

mit 80 Prozent Gülle und 20 Prozent Nawa-

Ro betrieben werden können. Erfahrungen

mit den kleineren Anlagen haben wir ja bereits

seit 2004“, betont Vertriebsleiter Rolf

Kaplan. Neben dem Kleinsegment wollen

Kunden aber auch Anlagen bauen mit 60

Prozent Gülleanteil. Die lägen dann im Bereich

190 bis 250 kW elektrische Leistung.

Vereinzelt werden laut Kaplan 360-kW-

Anlagen realisiert. Zudem gibt es Anfragen

zum Einstieg in die Direktvermarktung nach

aktuellem EEG.

Eine große Rolle spiele derzeit noch das Repowering.

Das heißt, dass Fremdanlagen

Service nachfragen, ältere Selbstbauanlagen

auf den Stand der Technik gebracht

werden, die Anlagenleistung in Verbindung

mit Erweiterungen erhöht wird und Anpassungen

an die flexible Fahrweise vorgenommen

werden. „Projekte mit 60-prozentiger

Wärmenutzung laufen wenig“, so Kaplan.

Anfragen seien zwar da, aber meistens stehe

kein gesichertes Konzept dahinter. Nach

seiner Einschätzung sind solche Projekte nur

mit großer Vorplanung möglich.

Ein wesentliches Hemmnis

sieht Kaplan jedoch in den

Finanzierungsschwierigkeiten.

„Viele Projekte, die

eigentlich gut wären, sind

schwer finanzierbar. Wir

haben extra einen Mitarbeiter, der sich ausschließlich

um die Finanzierung von Projekten

kümmert. Wir bieten Beteiligungsmöglichkeiten

an, wenn wir selbst an ein Projekt

glauben“, erklärt Kaplan. Bauvorhaben, bei

denen der Landwirt die finanziellen Mittel

aufbringt und mit der Hausbank finanziert,

sind jedoch schneller zu realisieren. Wenig

Nachfrage sei bei Gaseinspeiseprojekten zu

verzeichnen.

Kleinanlagen: Finanzierung

platzt schnell

Die Nutzung von Wirtschaftsdüngern in der

sogenannten Gülleklasse macht bei der

NQ-Anlagentechnik GmbH in Alerheim-

Rudelstetten, Kreis Donau-Ries (Bayern),

derzeit einen Großteil des Auftragsvolumens

aus. Christian Quirrenbach, Geschäftsführer

im Unternehmen, sagt: „In Bayern schaffen

wir aufgrund der Betriebsstrukturen selten

75-kW-Anlagen mit 100-prozentigem Güllebetrieb.

Zudem platzt die Finanzierung

der Anlagen, die 80 Prozent Gülle und Mist

plus 20 Prozent nachwachsende Rohstoffe

einsetzen, schnell, weil das Gärsubstrat 150

Tage im gasdichten Raum verweilen muss.

Das verursacht zusätzliche Kosten. Wenn

alle Anlagenteile neu gebaut werden müssen,

dann wird es ökonomisch knapp. Bei

30 Prozent der Interessenten ist im Vorfeld

die Wirtschaftlichkeit nicht gegeben und NQ

muss von der Umsetzung des Projektes dringend

abraten.“

„Die Projekte sind handverlesen“

Claus Rückert

Statt der 75-kW-Anlagen baut NQ vermehrt

30-kW-Anlagen, die in die gegebene Betriebssituation

passen und ausschließlich

mit 100 Prozent Gülle betrieben werden.

Laut Quirrenbach wird in diesem Segment

ein neuartiges BHKW eingesetzt, das 26 kW

mehr thermische Leistung in der Stunde

hat als vergleichbare Aggregate. Als großes

Hindernis sieht er die Grenze von 14 Prozent

Trockensubstanzgehalt, den das Gärsubstrat

bei 100-prozentigem Gülleeinsatz nur

haben darf, „weil so kaum Mist in die Anlagen

gelangt“. Diese Grenze müsste nach

seinen Worten weg. Während also bei den

Kleinanlagen Nachfrage besteht, ist der

Hauptbausektor NawaRo-Anlagen in der

Leistungsklasse zwischen 190 bis 380 kW

komplett zum Erliegen gekommen.

Ähnliches berichtet auch Claus Rückert von

der Rückert NatUrgas GmbH in Lauf (östlich

von Nürnberg). „Die Projekte sind handverlesen“,

beschreibt Rückert die aktuelle Lage.

Das Newcomer-Geschäft mit Landwirten sei

schwierig. 75-kW-Anlagen würden derzeit

bei ihm nicht nachgefragt. Zu seinen aktuellen

Kunden zählen unter anderem Un-

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PRAXIS

BIOGAS JOURNAL | 6_2013

ternehmen, die zum Beispiel Abfallanlagen

betreiben und diese erweitern wollen. Darüber

hinaus aber auch solche, die Anlagen

im Bereich 600 bis 700 kW el

bauen und mit

NawaRo sowie einfachen Abfällen, wie zum

Beispiel Treber etc., betreiben wollen. „Diese

Kunden haben bereits eine oder mehrere

Anlagen in Betrieb, sind kaufmännisch,

technisch und finanziell sehr gut aufgestellt

und suchen gezielt nach Wärmesenken. Diese

Investoren sind ‚Füchse‘ und betriebswirtschaftlich

Profis“, erzählt der Anlagenbauer.

Mit der Flexibilitätsprämie des Erneuerbare-

Energien-Gesetzes (EEG) 2012 habe der

Gesetzgeber einen wichtigen Impuls für die

Flexibilisierung von Bestands- und neuen

Biogasanlagen gesetzt. „Die Unternehmen

der Biogasbranche haben innerhalb kürzester

Zeit die technischen und logistischen

Lösungen für Systemdienstleistungen und

bedarfsgerechte Stromeinspeisung aus

Biogas entwickelt“, beschreibt Rückert die

Aufbruchsstimmung in der Biogas-Unternehmerschaft.

„Was wir brauchen, sind verlässliche

Rahmenbedingungen und das klare

politische Signal für Biogas als wichtigen

erneuerbaren Systemdienstleister.“

Dass dieses Signal bisher nicht deutlich genug

ausgefallen ist, beweisen Mitarbeiter-

Entlassungen und Insolvenzen namhafter

Firmen in den vergangenen Wochen und

Monaten. Auf die neuen Herausforderungen

hat sich die Biogasbranche mit Innovationskraft

eingestellt. Nochmals gesteigerte Wirkungsgrade

und ausgefeilte Wärmekonzepte

machen Biogasprojekte auf Basis hoher

Reststoffanteile, wie Gülle, an sehr guten

Standorten dennoch realistisch. „Wenn die

Unsicherheiten im Zusammenhang mit der

Flexibilitätsprämie beseitigt werden, würden

mehr Landwirte in den Bau von neuen flexiblen

Biogasanlagen investieren“, weiß Rückert.

Schnell müsse zum Beispiel der unklare

Anlagen- und Inbetriebnahmebegriff im EEG

2012 überarbeitet werden.

Plädoyer für die Direktvermarktung

Für den Bau und Betrieb flexibler Biogasanlagen

wirbt die MT Energie GmbH im niedersächsischen

Zeven besonders intensiv.

„Das EEG bietet Biogasanlagenbetreibern

von Neu- und Altanlagen Anreize zur bedarfsgerechten

Stromproduktion. Mithilfe

der Flexibilitätsprämie können zusätzliche

Investitionen in größere Gasspeicher, BHKW

und Trafo gestemmt werden. Ziel ist, die Anlagen

so flexibel auszustatten, dass sie auch

für künftige Markterfordernisse richtig aufgestellt

sind“, wirbt Unternehmenssprecher

Ingo Jagels.

Neuanlagen, die Ende 2012 ans Netz gegangen

sind, verfügten über 889 kW installierte

elektrische Leistung und produzierten mit

2,3 Mio. Nm³ durchschnittlich 560 kW. Der

größere Motor habe bessere Wirkungsgrade

und verursache durch Laufzeiten von nur

noch 16 Stunden pro Tag geringere Wartungskosten.

Durch die Lastverschiebung

und Erbringung von Regelenergie könne der

Betreiber Mehrerlöse von etwa 1 ct/kWh netto

erwirtschaften.

„Mit der aktuellen Änderung des Baugesetzbuchs

werden die BHKW künftig auf eine

Fahrweise von zwölf Stunden pro Tag ausgelegt,

um den Verkauf an Regelleistung mit

der Lastverschiebung verbinden zu können.

Durch diese bedarfsgerechte Betriebsweise

der Anlage können jährlich 70.000 Euro

zusätzlich im Vergleich zu einer Anlage im

Dauerbetrieb erwirtschaftet werden“, rechnet

Jagels vor.

Die Mehrerlöse, die sich bei einer Verdopplung

der BHKW-Kapazität ergeben, könnten

auch bei älteren Anlagen, zum Beispiel einer

acht Jahre alten 600-kW-Anlage, signifikant

erhöht werden. Dazu gibt Jagels ein Beispiel:

„Mit dem Tausch der Maschine spart der

Betreiber die anstehende große Revision in

Höhe von 120.000 Euro ein. Die Flexibilitätsprämie

in Höhe von 64.000 Euro ermöglicht

dem Betreiber die notwendigen Investitionen

in Gaslagerung und Gasleitungsnetz, Netzanschluss

und BHKW. Mit der Wirkungs-

Landwirtschaftliche

Hofanlage von Novatech.

FOTO: NOVATECH GMBH

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PRAXIS

BIOGAS JOURNAL | 6_2013

gradsteigerung um 2,5 Prozentpunkte kann

der Betreiber zusätzlich 49.000 Euro pro

Jahr erwirtschaften. Die Wartungskosten

werden durch eine kürzere Laufzeit um jährlich

9.000 Euro signifikant reduziert.“

Durch eine Lastverschiebung in den Zeitraum

von 8.00 Uhr bis 20.00 Uhr ließen

sich deutliche Mehrerlöse in Höhe von

etwa 13.000 Euro am Markt erzielen. Weitere

Mehrerlöse in Höhe von jährlich 31.000

Euro würden durch den Verkauf von Sekundärregelleistung

erzielt. Zusätzlich verblieben

dem Betreiber bei konservativer

Betrachtung etwa 5.000 Euro im Jahr aus

der Managementprämie. Mithilfe dieser

Gewinnsteigerung ließen sich zudem durch

gestiegene Anforderungen an Gärproduktlagerkapazitäten

notwendig gewordene Erweiterungen

der Gärproduktlager finanzieren,

die ansonsten den Cash-Flow nur belasten

würden. Im Rahmen der Erweiterung verbliebe

immer noch ein Zusatzgewinn von

jährlich über 50.000 Euro.

Mittleres Segment ist

weggebrochen

Bei den UTS-Kunden findet die Direktvermarktung

im Wesentlichen im Bestand statt,

wo Betreiber schauen, was wirtschaftlich

interessant ist. Geschäftsführer Dr. Thomas

Buer versteht die Zurückhaltung bei kleinen

Gülleanlagen nicht, deren wirtschaftlicher

Betrieb nach seiner Meinung langfristig

möglich ist. Im Bereich Repowering laufe es

dagegen gut: „Selbst Betreiber, deren Anlagen

erst zwei bis drei Jahre alt sind, sind

da aktiv. Dabei geht es nicht nur um den

Komponententausch oder die Leistungserhöhung

mit Erweiterung, sondern auch um

verfahrenstechnische Maßnahmen, die den

Substrateinsatz reduzieren sollen“, zeigt

Buer auf.

Allerdings beklagt er, dass das ganze mittlere

Segment im Bereich 300 bis 500 kW

weggebrochen ist. Neben dem Repowering

bestehe eine gewisse Nachfrage nach Wirtschaftsdüngeranlagen

sowie nach größeren

Biomethan-Einspeiseanlagen mit 2 bis 3

Megawatt Stromäquivalent. Bei Projekten

mit 750 Normkubikmetern Rohgasaufbereitungskapazität

sei das Interesse dagegen

begrenzt. In diesem Jahr lautet Buers Devise

„Augen zu und durch“. Das Geschäft in

Deutschland sei vor allem auch wegen der

Debatte um die Strompreisbremse während

der ersten Monate dieses Jahres sehr

schwierig gewesen, konnte aber durch internationale

Projekte zum Teil kompensiert werden.

„Die Debatte war eine Neubaubremse,

die die ersten beiden Quartale angedauert

hat. Wir konnten erst im dritten Quartal die

Projekte richtig starten“, blickt Buer zurück.

Henrik Borgmeyer, Geschäftsführer der

BioConstruct GmbH im niedersächsischen

Melle, beschreibt die Situation seines Unternehmens

so: „Wir schlagen uns durch.

Biogasanlage Zemmer in Rheinland-Pfalz mit einer Anlagenleistung von 890 kW el

und 526 kW el

.

FOTO: ÖKOBIT GMBH

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BIOGAS JOURNAL | 6_2013

Mischen – Fördern –

Zerkleinern

PRAXIS

Geld zu verdienen, ist nicht leicht. In der

Jahresmitte war nicht viel los. Zum Jahresende

werden wir noch eine Anlagenzahl im

„Weiterentwicklungen bei der

Effizienz der BHKW helfen uns,

Projekte an den Start zu bringen“

unteren zweistelligen Bereich ans Netz bringen.“

Borgmeyer stellt fest, dass zunehmend

große Rindviehbetriebe in Nord- und Ostdeutschland

in Wirtschaftsdüngeranlagen

mit hohem Gülleanteil investieren wollen. In

Schleswig-Holstein habe er inzwischen gar

keine Aufträge mehr.

Der Leistungsbereich der verkauften Anlagen

sei mit 250 bis 1.000 kW relativ groß. Die

klassischen 150- bis 200-kW-Anlagen würden

als 400-kW-Anlagen gebaut, die dann

gleich die Flexibilitätsprämie in Anspruch

nehmen wollen. Seiner Einschätzung nach

sind im aktuellen EEG aufgrund der hohen

Güllequote nicht mehr Wärmekonzepte

entstanden als im EEG 2009.

Wärmekonzepte spielten vor

allem dann eine Rolle, wenn

der Betrieb nicht genügend eigene

Substrate einsetzen kann

und stattdessen teure Substrate

zukaufen muss.

Borgmeyer hebt hervor, dass

bei BioConstruct Anlagen

unter 250 kW installierter elektrischer Leistung

zurzeit eigentlich gar nicht nachgefragt

werden. „Weiterentwicklungen bei der Effizienz

der BHKW helfen uns, Projekte an

den Start zu bringen. Wir setzen dabei beispielsweise

auf Zündstrahlaggregate, die

einen vergleichsweise hohen elektrischen

Wirkungsgrad aufweisen“, ergänzt der Branchenkenner.

In Friesoythe im Nordwesten Niedersachsens

hat die bwe biogas-weser-ems GmbH

& Co. KG ihren Sitz. Sie hat in der Region

in den vergangenen Jahren eine Vielzahl an

Biogasanlagen errichtet. „Die derzeitige Projektakquise

ist vergleichbar mit der Suche

nach der Nadel im Heuhaufen“, zeichnet

Geschäftsführer Carsten Helms ein Bild von

der gegenwärtigen Situation. In der Weser-

Ems-Region würden noch dort Anlagen gebaut,

wo die Betreiber sich selbst mit Gärsubstraten

versorgen können und genügend

Flächen für die Gärproduktausbringung zur

Verfügung stehen. Die Anlagen hätten in der

Regel auch ein Wärmekonzept und würden

in der Größenordnung zwischen

75 und 800 kW liegen.

Betreiber seien einzelne

oder mehrere Landwirte.

„Anlagenerweiterungen

werden, wo es Sinn macht,

auch realisiert. Darüber

hinaus werden Lagerkapazitäten

vergrößert, weil Gärprodukte

länger lagern müssen. Neubauten

mit dem sofortigen Einstieg in die Direktvermarkung

mit Wärmekonzept werden ebenfalls

umgesetzt“, teilt Helms mit. Obwohl er

viele genehmigte Projekte in der Schublade

liegen hat, wird oftmals dennoch nicht gebaut.

Als Hauptgründe für die Zurückhaltung

gibt er die Pacht- und Maispreise an

sowie die Verunsicherung der Anlagenbetreiber

bezüglich der zukünftigen Einspeisevergütung.

„Selbst Anlagen, die schon in

2010 genehmigt worden sind, werden nicht

angegangen“, klagt Helms. Viele Landwirte

würden lieber die Flächen verpachten oder

den Mais verkaufen.

Henrik Borgmeyer

„Die derzeitige Projektakquise

ist vergleichbar mit der Suche

nach der Nadel im Heuhaufen“

Carsten Helms

Ein zudem großes Hemmnis im Nordwesten

sei, dass den Genehmigungsbehörden Verträge

mit den Güllebörsen alleine zeitweise

nicht mehr ausreichen und dies zu einem

Stopp in der Genehmigungsphase führe. Die

Betriebe brauchten nach Helms Ausführungen

für die Gärproduktausbringung qualifizierte

Flächennachweise. Weiter hemmend

wirke der unklare Anlagenbegriff oder beispielsweise

auch der Baustopp in Wasserschutzgebieten.

Autor

Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann

Redakteur Biogas Journal

Fachverband Biogas e.V.

Tel. 0 54 09/90 69 426

E-Mail: martin.bensmann@biogas.org

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