2_2019 Leseprobe

www.biogas.org Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 50073 | 22. Jahrgang 

2_2019 

Bi 

GaS Journal 

Das Fachmagazin der Biogas-Branche 

Biomassepreisvergleich: 

Dürre 2018 mit Folgen S. 40 

Strohaufschluss: „Light Cooking“ 

überrascht S. 56 

Argentinien: 

Reisebericht S. 74 

Anlagen 

sicherheit

Inhalt 

Biogas Journal | 2_2019 

Alles aus einer Hand - 

Ihren Anforderungen entsprechend! 

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Editorial 

Deckel weg, 

Bremsen lösen, 

Gas geben! 

Liebe Leserinnen und Leser, 

wir stehen im Jahr 2019 vor entscheidenden energiepolitischen 

Weichenstellungen. Der erste wichtige Meilenstein, 

der erreicht wurde, ist der gefundene Kompromiss 

der Kommission für Wachstum, Strukturwandel 

und Beschäftigung (kurz: Kohlekommission) zur Beendigung 

der Kohleverstromung in Deutschland. Es ist ein 

breiter Konsens, da sehr viele Gruppierungen aus der 

Gesellschaft diesen Kompromiss gemeinsam erarbeitet 

haben. 

Die Bundesregierung ist nun am Zug. Sie muss die formulierten 

Ziele – so auch das 65-Prozent-Ziel für Erneuerbare 

Energien in der Stromversorgung bis 2030 – mit 

einem entsprechenden Rechtsrahmen so ausgestalten, 

dass die Arbeit der Kommission nicht vergebens war. 

Ein Verwässern oder Aufweichen oder gar ein Verschleppen 

in der Umsetzung der Ziele ist nicht akzeptabel. 

Im Koalitionsvertrag der jetzigen Bundesregierung ist 

festgeschrieben, dass es in diesem Jahr ein Klimaschutzgesetz 

für Deutschland geben soll. Mitte Februar 

haben sich allerdings CDU und CSU gegen einen von 

Bundesumweltministerin Svenja Schulze (SPD) präsentierten 

Gesetzesvorschlag positioniert. Streit in der 

Koalition ist vorprogrammiert. Dabei stellt das geplante 

Gesetz eine Möglichkeit dar, die Ziele der Kohlekommission 

sowie die Pariser Klimaziele festzuzurren. Es 

sollte eine Art Fahrplan darstellen für den Transformationsprozess, 

an dessen Ende unsere Energieversorgung 

ohne fossilen CO 2 

-Ausstoß in allen Sektoren Realität ist. 

Was aber bedeutet das 65-Prozent-Ziel eigentlich? Im 

nächsten Jahr werden die Erneuerbaren Energien vielleicht 

40 Prozent des deutschen Stromverbrauchs decken. 

Es muss also ein Anteil von 25 Prozent dazukommen. 

Das heißt, wir brauchen erheblich mehr Wind-, 

Solar- und Bioenergie. Die Bundesregierung muss, 

wenn sie das Ziel selbst ernst nimmt, alle Ausbaubremsen 

lösen und alle Zubaudeckel abschaffen. Nur so ist 

es in den nächsten zehn Jahren zu schaffen. Denn eins 

ist klar: Wir brauchen auch mehr Strom für die Mobilität 

und den Wärmesektor. Die Erneuerbare-Energien-Branche 

hat vor der Umsetzung keine Angst. Sie ist schon 

lange bereit, anzupacken und die Transformation der 

Energieerzeugung voranzutreiben. 

Die zweite wichtige energiepolitische Aufgabe der Bundesregierung 

in diesem Jahr ist die nationale Umsetzung 

der überarbeiteten Erneuerbare-Energien-Richtlinie 

der EU-Kommission (RED II). In der Richtlinie 

werden fortschrittliche Kraftstoffe wie Methan aus der 

Wirtschaftsdünger-Vergärung besonders positiv bewertet. 

Der Kraftstoff Gas bekommt eine hohe CO 2 

-Anrechnung. 

Wenn die Politik diesen Ansatz zügig umsetzt, 

dann erfahren wir einen deutlichen Wechsel weg von 

der Vergärung von Anbaubiomasse hin zur Wirtschaftsdünger-Vergärung. 

Ein wichtiger Effekt dabei ist, dass die deutsche Landwirtschaft 

durch die vollständige Vergärung von Mist 

und Gülle sage und schreibe 6 Millionen Tonnen CO 2 

pro Jahr einsparen kann. Die gleiche Menge wird noch 

einmal eingespart, weil Gaskraftstoff fossile Energieträger 

substituiert. Dazu müssen wir aber dringend neue 

Biogasanlagen bauen und Bestandsanlagen ermöglichen, 

auch auf diesen Weg einzuschwenken. 

Steter Wandel ist gewiss und ein Sprichwort sagt: Wer 

nicht mit der Zeit geht, der geht mit der Zeit. Die Biogasbranche 

ist bereit, den Wandel mitzugestalten und 

sich anzupassen. Auch an die neuen Sicherheitsvorschriften, 

wie sie in diesem Biogas Journal im Themenschwerpunkt 

dargestellt werden. Wir wünschen uns 

allerdings faire Bedingungen und tragfähige Perspektiven, 

die uns langfristig Biogas produzieren lassen. 

Herzlichst Ihr 

Horst Seide, 

Präsident des Fachverbandes Biogas e.V. 

3

Inhalt 


! 

Editorial 

3 Deckel weg, Bremsen lösen, Gas geben! 

Von Horst Seide, Präsident, des 

Fachverbandes Biogas e.V. 

AKTUELLES 

6 Meldungen 

8 Bücher & Termine 

10 Biogas-Kids 

12 Biomethan: Der Kraftstoffmarkt 

bietet Perspektiven 

Von Thomas Gaul 

14 „Klimaschutz ist eine Chance, Wohlstand 

und Wachstum zu sichern“ 

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

POLITIK 

18 Noch 20 Jahre Kohlestrom 

Von Bernward Janzing 

Titelthema 

22 Sicherheit ernst nehmen! 

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) 

Manuel Maciejczyk 

28 Erste Bewertung der 

„Technischen Regel Anlagensicherheit 

– TRAS 120“ 

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) 


32 Rechtliche Anforderungen an 

die sichere Instandhaltung 

Von Dipl.-Wirt.-Ing. (FH) 

Marion Wiesheu 

36 Interview 

Auf die Fachbetriebspflicht 

achten! 

Interviewerin: 

Dipl.-Ing. agr. Steffi Kleeberg 

PRAXIS 

40 2018er Dürre wirkt preistreibend 

Von Dr. Stefan Rauh 

44 Phosphorrecycling aus Abwasser 

Von Dierk Jensen 

47 Mischpreisverfahren – und jetzt? 

50 Neue Herausforderungen beim 

Nährstoffmanagement 


54 Die Energielandwerker – starker 

Partner der Anlagenbetreiber 


4


Inhalt 

titelFoto: Christa Maier i Fotos: Andreas Dittmer, Carmen Rudolph, Dr. Reinhold Siede 

62 66 

WISSENSCHAFT 

56 Die thermische Vorbehandlung 

(Desintegration) von Stroh – 

Einweichen oder „kochen“? 

Von Dipl. Des. (FH) Rainer Casaretto 

und M. Eng. (FH) René Casaretto 

62 Saubere Kraftstoffe aus 

schmutzigem Wasser 

Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 

66 Biene und Biogas 

Aufwertung von Biogasfruchtfolgen 

mit Sorghum-Dualtypen 

Von Dr. Reinhold Siede, Björn Staub 

und Dr. Steffen Windpassinger 

70 Neues Gerät zur Online-Überwachung 

des FOS/TAC-Wertes ermöglicht 

repräsentative Probenentnahme 

Von M. Sc. Camilo Wilches, B. Eng. Maik 

Vaske, Prof. Dr. Kilian Hartmann 

und Prof. Dr. Michael Nelles 

INTERNATIONAL 

Argentinien 

74 Argentinien will 20 Prozent 

Erneuerbare bis 2025 

Von Giannina Bontempo 

VERBAND 

Aus der Geschäftsstelle 

76 2019 mit hoher Taktung 

Von Dr. Stefan Rauh und 

Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk 

80 Aus den Regionalgruppen 

84 Aus den Regionalbüros 

86 Erderhitzung stoppen, jedes Jahr zählt! 

Von Dr. Simone Peter, BEE 

88 Wo die Gülle die Hauptrolle spielt 


90 Triesdorfer Biogastag 

Biogasanlagen – Spielball des EEG? 

Von Annette Schmid 

RECHT 

92 Umsatzsteuer aktuell im Biogasbereich 

Von Annette Sieckmann 

96 Güllekleinanlagen – Neuregelungen 

ab Dezember 2019! 

Von René Walter und Dr. Andrea Bauer 

102 Impressum 

Beilagenhinweis: 

Das Biogas Journal enthält Beilagen 

der Firmen agrikomp, HR-Energiemanagement 

und der Messe Offenburg. 

5

Aktuelles 


Landesverband Erneuerbare 

Energien (LEE) Bayern gegründet 

München – Mit einer so großen Resonanz 

hatten die Organisatoren nicht gerechnet: 

Knapp 200 Teilnehmer waren der Einladung 

zur Gründungsversammlung der Landesvertretung 

Bayern des Bundesverbandes Erneuerbare 

Energie e.V. – kurz LEE Bayern – 

am 12. Februar in den Bayerischen 

Landtag gefolgt. 

Die unterschiedlichsten 

Vertreter aller beteiligten 

Sparten waren mit von der 

Partie: vom Betreiber einer 

Biogasanlage über den Hersteller 

von Solarmodulen 

bis hin zu Mitarbeitern der 

Stadtwerke München und 

der Green City Energy. Insgesamt 

neun Spartenverbände 

haben im Anschluss 

an die Redebeiträge die 

Gründungsurkunde unterschrieben. 

Raimund Kamm eröffnete als einer der 

Sprecher des LEE Bayern die Veranstaltung 

mit dem Hinweis, dass allein in der bayerischen 

Erneuerbare-Energien-(EE)Branche 

mehr Menschen beschäftigt seien als in der 

gesamten Kohleindustrie in Deutschland. 

Bis vor 200 Jahren seien die regenerativen 

Energien die einzige Energiequelle in Bayern 

gewesen – „und in 30 oder 40 Jahren 

werden wir wieder dort angelangt sein“, gab 

sich Kamm zuversichtlich. 

Hinweis in eigener Sache 

Im Biogas Journal 1_2019 ist uns auf Seite 49 

ein Fehler unterlaufen. Auf der Seite oben rechts 

befindet sich ein Foto, zu dem die Bildunterschrift 

nicht korrekt ist. Dort wird zerkleinerte Biomasse 

mit Kunststoffteilen auf der flachen Hand gezeigt. 

In der Bildunterschrift heißt es, dass das 

Material so aussieht nach der Behandlung in der 

sogenannten Stainpress. Richtig ist aber: Das auf 

der flachen Hand gezeigte Material wurde von der 

Stainpress noch nicht behandelt, sondern muss 

erst noch durch die Maschine geschickt werden. 

Wir bitten dies zu entschuldigen! 

Man dürfe sich allerdings nicht der Illusion 

hingeben, dass dies ohne Veränderungen in 

der Landschaft möglich sei. Nichtsdestotrotz 

sei der Wandel notwendig und unumkehrbar. 

Und am Ende würden alle davon 

profitieren. Man müsse jetzt auf das richtige 

Pferd setzen – denn: „Wer im Jahr 1900 

in Pferdekutschen investiert hatte, war 15 

Jahre später arbeitslos.“ Mit diesem historischen 

Querverweis schloss Kamm seinen 

Vortrag. 

Die Präsidentin des Bayerischen Landtags, 

Ilse Aigner, begrüßte die Bündelung der 

einzelnen Kräfte der EE-Branche. Es sei gut 

und wichtig, wenn die Abgeordneten informiert 

würden. Im LEE könnten gemeinsame 

Interessen gemeinsam vertreten werden. 

Grundsätzlich sei sie ein Freund der Erneuerbaren. 

„Im Ziel sind wir uns meistens einig 

– nur auf dem Weg dorthin und bei der 

Umsetzung nicht immer“, erklärte Aigner 

und verwies darauf, dass der Landtag die 

Interessen aller Bürger vertreten müsse. 

Auch Staatsminister Hubert Aiwanger freute 

sich „sehr sehr stark“ über die Gründung 

des LEE und die damit einhergehenden 

spartenübergreifenden Ansprechpartner 

für sein Ministerium. Die Gründung sei 

„ein historisches Ereignis – und wurde 

höchste Zeit.“ In seiner engagierten Rede 

versprach er neuen Schwung für die bayerische 

Energiewende. „Es muss wieder an 

den Stammtischen über die Energiewende 

geredet werden“, forderte der Minister. „Wir 

müssen die Menschen mitnehmen und für 

die Sache begeistern.“ Nur im gesellschaftlichen 

Konsens könne die Wende gelingen. 

Dabei verwies Aiwanger auch auf die noch 

immer gültige und im Koalitionsvertrag 

festgeschriebene 10H-Regelung für Windräder 

im Freistaat. Es sei für einen Kommunalpolitiker 

schwer, Windräder in seiner 

Gemeinde zu verkaufen. „Wir müssen die 

Akzeptanz zurückgewinnen“, betonte der 

Politiker. Geredet sei genug – „jetzt müssen 

wir es endlich umsetzen.“ Applaus bekam 

Aiwanger für seine Kritik am Ausbau der 

Übertragungsnetze. 

„Die Energiewende soll und 

muss dezen tral sein, dann 

müssen wir auch nicht so 

viele teure Stromleitungen 

bauen.“ Damit der Umstieg 

auf die regenerativen Quellen 

klappt, sei die Politik 

nun gefordert: „Es braucht 

Klarheit für den Anwender, 

er muss wissen, was 

kommt“, unterstrich Aiwanger, 

„die Politik muss 

ehrlich an der Seite der EE- 

Branche stehen und Planungssicherheit 

geben.“ 

Die Präsidentin des Bundesverbandes Erneuerbare 

Energie e.V. (BEE) Simone Peter 

freute sich über die „vielen engagierten 

Menschen im Flächenland Bayern“. Ihre 

Betrachtung der Energiewende ging über 

die Grenzen des Freistaats hinaus: Mit dem 

Beschluss der Kohlekommission habe man 

nun zumindest einen Fahrplan, wenn auch 

mit dem kleinsten gemeinsamen Nenner; 

aber immerhin seien alle mit im Boot. Peter 

geht davon aus, dass der Ausstieg aus der 

Kohle mit der nun einsetzenden Dynamik 

früher als 2038 erfolgen werde. 

Die erneuerbaren Potenziale seien vorhanden 

und ein Teil der Industrieentwicklung. 

„Klimaschutz passt und gehört zum Industriestandort 

Deutschland“, hob Peter hervor. 

Jetzt gehe es darum, Perspektiven zu 

schaffen, Prosumer zu unterstützen, den 

Ausbau der Verteilnetze voranzubringen. 

„Deutschland ist das Land der Tüftler, Denker 

und Ingenieure – mit diesen Menschen 

ist die Energiewende zu schaffen.“ 

Foto: Lea Helm 

Autorin 

Dipl.-Ing. agr. (FH) Andrea Horbelt 

Pressesprecherin 

Fachverband Biogas e.V. 

6


Aktuelles 

Leserbrief 

Leserbrief 

Zum Artikel „Kleine Ursache – große Wirkung“ im Biogas Journal 

Ausgabe 1_2019, Seite 68 bis 70 erreichte uns folgende Zuschrift: 

Das Problem von Rührwerksdurchführungen unterhalb des Substratspiegels 

ist bekannt und ich freue mich, dass es endlich einmal thematisiert 

wurde. Nahezu alle Stab- und Paddelrührwerke sind davon betroffen, 

denn jede Öffnung unterhalb des Substratspiegels stellt eine potenzielle, 

ernstzunehmende Gefahr für die Umwelt dar. Mit regelmäßigen Kontrollen 

und planmäßigem Austausch von Dichtungen – entsprechend den 

Vorgaben der Hersteller – lässt sich das Risiko zwar reduzieren, jedoch 

nicht vollständig ausschließen. Denn ein ganz wesentliches Prinzip in der 

Konstruktionsmethodik wird dabei nicht beachtet: Die „Ausfallsicherheit“ 

bzw. „Versagenssicherheit“. Dieses Prinzip wird in vielen technischen 

Bereichen angewendet. Man unterstellt einer Maschine oder Anlage 

systematisch Fehler und versucht, die zugehörigen Auswirkungen so 

ungefährlich wie möglich zu gestalten. Im übertragenen Sinn werden 

neben Bauteil- oder Energieausfall auch Bedienungsfehler betrachtet 

(zum Beispiel Nichteinhaltung der Wartungsintervalle). 

Ein Lösungsansatz ist die im Artikel erwähnte Bauteilredundanz (doppelte 

Abdichtung), wobei es in letzter Konsequenz natürlich auch hier zu 

Leckagen kommen kann. Das Vermeiden von Öffnungen unterhalb des 

Substratspiegels ist daher die mit Abstand sicherste Lösung des im Artikel 

beschriebenen Problems. An dieser Stelle sei der Hinweis erlaubt, dass 

die Wellendurchführung des auf Seite 68 dargestellten Rührwerkes den 

Anforderungen der „Ausfallsicherheit“ und „Versagenssicherheit“ zu 100 

Prozent entspricht. 

Das Großflügel-Langachsrührwerk „Biobull ® “ der Firma streisal GmbH 

ist mit einer berührungslosen und daher verschleißfreien Wellendichtung 

ausgestattet, die oberhalb des Substratspiegels durch die Behälterwand 

geführt wird. Auch die Wellendurchführung des „Biosubstrator ® “ 

(Stabrührwerk der Firma streisal GmbH) ist nach dem gleichen Prinzip 

ausgeführt: Wandöffnung oberhalb des Substratspiegels und berührungslose, 

verschließfreie Dichtung mit Wasservorlage/-siphon. 

Das Problem von Leckagen mit teilweise dramatischen Umweltbeeinträchtigungen 

kann somit ausgeschlossen werden. 

Peter Starz, streisal GmbH 

Zum Artikel „Entschwefelung funktioniert – Kreislauf noch nicht“ im 

Biogas Journal Ausgabe 1_2019, Seite 62 bis 66 erreichte uns folgende 

Zuschrift: 

In dem Fachbeitrag wird unter anderem das problematische Thema 

Selbstentzündung beschrieben. Leider wurde dabei nicht herausgearbeitet, 

dass dieses Phänomen im Bereich Biogas ausschließlich bei 

Aktivkohle aus Holzkohle aufgetreten ist. Nicht jede Kohle stellt eine 

Brandgefahr dar: Bei Aktivkohle auf Steinkohlebasis besteht diese Gefahr 

der Selbstentzündung im Bereich Biogas eindeutig bisher nicht. 

Bei Holzkohle beträgt die Selbstentzündungstemperatur etwa 160 Grad 

Celsius. Die von Steinkohle ist rund 100 bis 120 Grad Celsius höher. 

Problematisch kann es dann werden, wenn die beladene Aktivkohle aus 

Holzkohle mit Sauerstoff in Verbindung kommt. Vereinfacht gesagt produziert 

die Kohle dabei Wärme. Im Extremfall kann die entstehende Wärme 

ausreichen, um die Holzkohle zu entzünden. 

Verstärkt wird dieser Effekt insbesondere, wenn die Aktivkohle zur Erhöhung 

der Entschwefelungsleistung mit Kalium dotiert ist, denn Kalium 

wirkt hier praktisch als Brandbeschleuniger. Die Kohle selbst brennt dann 

zwar nicht, sondern glüht nur, allerdings können die Glutnester – wie im 

Artikel beschrieben – zu einer Entzündung des Verpackungsmaterials – 

beispielsweise der Big-Bags oder der Holzpalette – führen. All dies ist 

natürlich nur ein schwacher Trost, wenn gerade die teure Lagerhalle oder 

Scheune abgebrannt ist. 

Wir bei der Siloxa und bei Aktivkohle24 verwenden aufgrund dieser Gefahr 

ausschließlich kaliumfreie Aktivkohle auf Basis von Steinkohle. Diese 

modernen Kohlen sind inzwischen so verarbeitet, dass sie die gleiche 

Entschwefelungsleistung wie Aktivkohle auf Holzkohlebasis haben. 

Allerdings mit dem entscheidenden Vorteil, dass es keine Probleme mit der 

Selbstentzündung gibt! Siloxa bringt jedes Jahr über 1.000 Tonnen Aktivkohle 

in den Markt – die im Artikel beschriebene Entzündungsproblematik 

von Aktivkohle kennen wir mit Steinkohlen in keiner Weise, von Holzkohlen 

basierten Aktivkohlen jedoch reichlich. 

Wolfgang Doczyck,Vorstand 

Siloxa AG und Aktivkohle24 

Leserbrief 

Zum Artikel „Kleine Ursache – große Wirkung“ im Biogas Journal 

Ausgabe 1_2019, Seite 68 bis 70 erreichte uns auch folgende Zuschrift: 

In dem Artikel wird erwähnt, dass mit Fettstiften die 

Lebensdauer erhöht werden kann. Hier sollte unbedingt 

darauf hingewiesen werden, dass das falsche Fett die 

Manschette vorzeitig zerstört! Wenn die Manschette am 

Rührwerk aus EPDM besteht, dann ist zum Beispiel Melkfett 

oder Vaseline dafür überhaupt nicht geeignet, weil diese 

Fette aus Mineralöl-Grundstoffen bestehen und EPDM 

aufweichen und zerstören. Nur spezielle Fette wie Hirschoder 

Rindertalg sind für EPDM geeignet. Manschetten aus 

NBR-Gummi reagieren dagegen nicht empfindlich auf 

mineralische Fette. 

Erwin Köberle 

Biogaskontor Köberle GmbH 

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Aktuelles 


Bücher 

Messstellenbetriebsgesetz 

Das Werk aus der Reihe 

der „Berliner Kommentare“ 

erläutert die komplizierte 

Materie rund 

um den Einbau und 

den Betrieb intelligenter 

Messsysteme und 

Zähler in der Energieversorgung. 

Der Praxiskommentar enthält Hinweise, 

Beispiele und praktikable Lösungsvorschläge, 

um die komplexen mess- und 

datenschutzrechtlichen Rahmenvorgaben 

zu durchdringen und schwierige Auslegungsfragen 

zu meistern. 

Käufer dieses Kommentares erhalten zudem 

einen passwortgeschützten Zugang 

zur Onlinedatenbank mit energierechtlichen 

Vorschriften der EU, des Bundes und 

der Länder in den jeweils aktuellen sowie 

früheren Fassungen. 

Erich Schmidt Verlag, 587Seiten, mit Onlinezugang 

zu energierechtlicher Vorschriftendatenbank, 

108 Euro 

ISBN: 978-3-503-18102-5 

Faustzahlen für die Landwirtschaft 

Das Buch bietet einen 

raschen Überblick über 

wichtige Daten der bedeutsamsten 

landwirtschaftlichen 

Produktionsverfahren. 

Vor allem 

Praktikern, Auszubildenden 

und Studierenden 

sowie Beratern und Beschäftigten der 

vor- und nachgelagerten Branchen dient 

es als Nachschlagewerk und zur Entscheidungsunterstützung. 

Der Schwerpunkt der „Faustzahlen“ liegt 

auf der Produktionstechnik in Pflanzenbau 

und Tierhaltung. Der Pflanzenbau schließt 

den Freilandgemüsebau, den Obstbau, den 

Weinbau sowie die Erzeugung Erneuerbarer 

Energien und nachwachsender Rohstoffe 

mit ein. Statistische und betriebswirtschaftliche 

Daten sowie Informationen zur 

Umwelt, Produktverarbeitung und Direktvermarktung 

runden das Angebot ab. 

KTBL, 1.386 Seiten, 30 Euro 

ISBN 978-3-945088-59-3 

Betriebsplanung Landwirtschaft 

2018/19 - 26. Auflage 

Die Datensammlung liefert 

sowohl Grund- und 

Ergebnisdaten zu den 

verschiedenen landwirtschaftlichen 

Produktionsrichtungen 

als auch 

methodische Hinweise 

zur Lösung betriebswirtschaftlicher 

Fragestellungen. Neben 

den Verfahrensabläufen werden Kennzahlen 

der Arbeitserledigung, ökonomische 

Erfolgsgrößen und Stückkosten für landwirtschaftliche 

Produkte ausgewiesen. Die 

Planungsbeispiele veranschaulichen die 

ökonomische Methode zur Bewertung der 

verschiedenen landwirtschaftlichen Produktionsverfahren. 

Die kostenlosen Online- 

Anwendungen unter www.ktbl.de ergänzen 

die gedruckte Datensammlung. 

KTBL, 776 Seiten, 26 Euro 

ISBN 978-3-945088-62-3 

termine 

11. bis 13. März 

Abfallvergärungstagung 

Dresden 

forum-abfallwirtschaft-altlasten.de/ 

abfallvergaerungstagung 

11. März 

Zukunftsseminar Güllekleinanlagen 

Aulendorf 

www.service-gmbh.biogas.org 

Anmeldung: service-gmbH@biogas.org 

13. März 

Workshop Rechtsfragen 

Nienburg 

www.klimaschutz-leb.de 


AHK-Geschäftsreise „Bioenergie mit Fokus 

auf Gewinnung von Biomethan in Frankreich“ 

Frankreich 

www.german-energy-solutions.de 


Jährliche Unterweisung, Brandschutzhelfer 

und Ersthelfer mit Bescheinigung 

Nienburg 



Öko-Innovationen mit Biomasse 2019 

Papenburg (Ems) 

www.3-n.info/news-und-termine 

21. März 

Flex-Technik 

Nienburg 


21. März 

Webinar „Dezentrale Energieversorgung 

mit erneuerbaren Energien in Guatemala, 

El Salvador und Honduras“ 


21. März 

„Eigenversorgung für Industrie und Gewerbe 

im Südlichen Afrika“ 

Berlin 



International Conference on Monitoring 

& Process Control of Anaerobic Digestion 

Plants 

Leipzig 

www.energetische-biomassenutzung.de 


bioenergie expo & congress 

Offenburg 

preussner@messe-offenburg.de 

4. April 

DFBEW-Konferenz zu Biogas in der 

Kreislaufwirtschaft 

La Défense/Paris 

energie-fr-de.eu/de/startseite.html 

9. Mai 

Power-to-X 

Erfurt 

https://www.theen-ev.de/de/powerto-x.html 

Diese und weitere Termine rund um die 

Biogasnutzung in Deutschland und der Welt 

finden Sie auf der Seite www.biogas.org 

unter „Termine“. 

8


Aktuelles 

9

Aktuelles 

BIOGAS-KIDS 


Biogas im Rucksack 

Heute besuchen wir Afrika. Auf dem 

riesigen Kontinent, beispielsweise im 

Land Äthiopien, haben die Kleinbauern 

meist nur wenig Vieh: ein paar 

Kühe, Schweine oder Ziegen. Moderne 

Haustechnik ist für die meisten – 

oft genauso wie Strom – noch immer 

unerschwinglich oder unerreichbar. 

Traditionell wird deshalb vielfach mit 

Holz und Holzkohle gekocht. Holzsammeln 

und Kochen ist die Arbeit der 

Frauen. Eine mühsame Arbeit, denn 

pro Tag benötigt eine Familie 30 bis 

40 Kilogramm Holz, das oft von weither 

geholt und teuer bezahlt werden 

(B)energy 

muss. Denn an Holz mangelt es vielerorts in Afrika. 

Immer mehr Holz entnahme führt zu noch mehr Abholzung. 

Das ist nicht nur schlecht für den Klima schutz. 

Der ständige Umgang mit Feuerholz und Holzkohle in 

den Häusern ist auch sehr gesundheitsschädlich. Aus 

dieser Not haben Biogas-Experten aus Deutschland 

und Afrika ein tolles Biogas-Projekt entwickelt. Alles 

dreht sich dabei um eine besondere Erfindung: den 

„Biogas-Rucksack“. Die Kleinbauern liefern täglich ihren 

Tierdung, Küchenabfälle und Küchenabwässer an 

Frühjahrsmüdigkeit 

Bald kommt der Frühling 

wieder, wir freuen uns. Und 

dann? Wir kommen einfach 

nicht in Schwung, fühlen 

uns schlapp, müde, lustlos. 

Ständiges Gähnen ist angesagt! 

Das ist die Frühjahrsmüdigkeit. 

Auch die Tiere 

kommen da nicht drum herum. 

Woher kommt das? Hier 

treffen die Umstellung auf 

die neue Jahreszeit, das noch unbeständige Wetter und bisherige 

Ernährung aufeinander. Im Winter sinkt unsere Körpertemperatur, 

der Blutdruck steigt und das „Schlafhormon“ 

Melatonin wird gebildet – ein bisschen wie Winterschlaf. 

Nun kitzeln uns die ersten Strahlen der Frühlingssonne. Wir 

werden aktiv, die Temperatur steigt, der Blutdruck sinkt. 

Aber noch steckt der Winterschlaf in uns. Dagegen hilft viel 

an die frische Luft gehen und Sonne tanken. Jetzt gehören 

mehrere kleine Mahlzeiten mit viel Obst und Gemüse auf 

unsere Speisezettel. Frühjahrsmüdigkeit ist keine Krankheit – 

die Umstellung dauert etwa zwei bis vier Wochen, dann ist 

alles wieder im Lot. 

eine sehr kleine Biogasanlage 

in der Nachbarschaft. 

Für eine geringe 

Gebühr bekommen 

sie dafür Biogas aus 

der Anlage. Das wird 

in den Biogas-Rucksack 

gefüllt – ein ziemlich 

großer, dafür aber nur 

vier Kilogramm schwerer 

Plastiksack. Der lässt 

sich schön leicht nach 

Hause tragen. Dort wird 

der Behälter einfach an 

einen Gaskocher angeschlossen. 

Eine Rucksack-Ladung reicht aus, um für 

die Familie 2 bis 4 Stunden das Essen zu kochen. Zusätzlich 

entstehen dabei in der Biogasanlage etwa 

20 Liter dickflüssiger Gärdünger. Das ist ein wertvoller 

organischer Dung, den die Bauern hervorragend für 

ihre Anbauflächen verwenden oder auch kompostieren 

können. Für die Familien ist das 

eine Riesenerleichterung und gleichzeitig 

ein wichtiger Beitrag zum 

Klimaschutz. 

Biogas 

ist jetzt 

filmreif 

Erneuerbare Energien müssen schon in der Schule ein Thema 

sein. Schließlich ist das der Ort, um zu lernen, worauf es für 

jeden in Zukunft ankommt. Der Fachverband Biogas e. V. hat 

deshalb für Youtube und auf DVD einen 25-minütigen Schulfilm 

über Solarenergie, Biogas und Co. produziert. Er richtet 

sich speziell an neunte und zehnte Klassen. Mit dabei ist auch 

wieder der Hackl Schorsch. Der dreifache Rodel-Olympia sieger 

Georg Hackl engagiert sich schon seit einigen Jahren aus Überzeugung 

für Biogas. In dem Film machen die Schülerinnen und 

Schüler der 9. Klasse eines Gymnasiums dem ehemaligen Sportler 

zunächst die Vorteile von Sonne, Wind, Biogas, Wasser und 

Erdwärme klar. Georg Hackl besucht dann verschiedene Betreiber 

solcher Anlagen und lässt sich Funktion und Vorteile erklären. 

Auf der Seite des Fachverbandes Biogas findest du den Film 

zum Download und Bestellen und den Link zu Youtube. 

www.agrarkids.de 

Landwirtschaft entdecken und verstehen – 

Die Fachzeitschrift für Kinder 

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Aktuelles 

ERFAHRUNG 

IST DIE BASIS 

JEDER INNOVATION 

Bei allem, was wir tun, verlieren wir nie aus den Augen, worum es für Sie geht: 

effiziente Technik und eine einfache Handhabe. 

Als Erfinder der elastomerbeschichteten Drehkolbenpumpe und Innovationstreiber für 

Einbring- und Aufbereitungstechnik sehen wir uns bei Vogelsang dem guten Ruf der deutschen 

Maschinenbauindustrie und ihrem Beitrag zur Energiewende verpflichtet. Seit der Gründung 

des Unternehmens 1929 liefern wir technische Lösungen, deren Funktionalität, Qualität 

und Zuverlässigkeit von unseren Kunden weltweit hoch geschätzt werden und unseren Wettbewerbern 

als Vorbild dienen. 

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11

Aktuelles 


Biomethan: Der Kraftstoffmarkt 

bietet Perspektiven 

Elektromobilität ist nicht alles. Das wurde im Januar auf dem Kongress 

„Kraftstoffe der Zukunft“ in Berlin deutlich. Experten zeigten auf, dass 

mit Biokraftstoffen schnell wirksame Klimaschutzmaßnahmen im Verkehr 

umgesetzt werden könnten. Für Biomethan als Kraftstoff bietet die 

neue europäische Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) Chancen. 


Der internationale Kongress 

„Kraftstoffe der Zukunft“ in 

Berlin war mit über 600 Teilnehmern 

besser besucht als in 

den Vorjahren. Im Mittelpunkt 

stand die neue europäische Erneuerbare- 

Energien-Richtlinie (RED II). Die Richtlinie 

hat das Ziel, den Anteil Erneuerbarer 

Energien am Gesamtenergieverbrauch auf 

32 Prozent und im Verkehrssektor auf 14 

Prozent bis zum Jahr 2030 zu steigern. 

Im Jahr 2023 sollen diese Zielvorgaben von 

der EU überprüft werden. Bis Ende 2019 

sollen die EU-Mitgliedstaaten ihre nationalen 

Energie- und Klimapläne vorlegen. 

Um das Klimaschutzziel in Deutschland im 

Verkehrssektor zu erreichen, würden nach 

den Vorgaben der RED II selbst 6 Millionen 

Elektroautos nicht ausreichen, um die 

Minderung der Treibhausgasemissionen zu 

erreichen. 

Gibt es überhaupt eine Strategie? 

Dabei dreht sich die öffentliche Diskussion 

derzeit fast ausschließlich um die Elektromobilität. 

Da stellt sich die Frage, ob es 

eine Mobilitäts- und Kraftstoffstrategie der 

Bundesregierung überhaupt gibt? Steffen 

Bilger, Parlamentarischer Staatssekretär 

im Bundesverkehrsministerium, sagte 

auf dem Kongress jedoch: „Nachhaltige 

Biokraftstoffe aus Rest- und Abfallstoffen 

werden einen wichtigen Beitrag zum Klimaschutz 

leisten. Deshalb haben wir das 

Deutsche Biomasseforschungszentrum 

mit einem Pilotprojekt beauftragt. Damit 

soll erstmals eine vollständige Nutzung 

der Potenziale der Rest- und Abfallstoffe 

realisiert und die Umwandlungseffizienz 

in Biomethan maximiert werden.“ Mit der 

Förderinitiative „Energiewende im Verkehr“ 

fördert der Bund mit rund 87 Millionen 

Euro über die Laufzeit von drei Jahren 

Forschung und Entwicklung innovativer 

Kraftstoffe. Dazu gehört auch Biomethan 

mit Wasserstoffanteilen. 

Für die Autoindustrie kommt es darauf 

an, die künftigen EU-Flottengrenzwerte 

einzuhalten. „Alle Technologien zur CO 2 

- 

Reduzierung sollten die gleichen 

Chancen haben“, betonte Bernhard 

Mattes, Präsident des Verbandes 

der Automobilindustrie. 

Dabei seien derzeit die erneuerbaren 

Kraftstoffe stark benachteiligt. 

Bei der Frage nach neuen 

Kraftstoffen gehe es nicht um ein 

„Entweder-Oder“. Ein „Sowohlals-auch“ 

mit einem „robusten 

Technologiemix“ sei die richtige 

Strategie. 

„Die Vollelektrifizierung des Verkehrs 

und die Elektromobilität 

allein werden es nicht schaffen“, 

sagte Wolfgang Langhoff, 

Vorstandsvorsitzender BP Europe 

SE. Deswegen kommt es 

aus seiner Sicht ebenso auf die 

Kraftstoffe an – „mit Biokraftstoffen, 

grünem Wasserstoff, 

Coprocessing und synthetischen 

Kraftstoffen.“ Das Ziel der CO 2 

- 

Reduzierung werde als politische 

Vorgabe akzeptiert, trotz Zweifeln, 

ob es auch erreichbar ist. Selbst wenn 

für Pkw und leichte Nutzfahrzeuge der 

E-Mobilität die Zukunft gehört, werde auf 

absehbare Zeit weiterhin ein großer Teil der 

Pkw und werden die meisten Schwerlastfahrzeuge 

mit Verbrennungsmotor oder Hybridantrieb 

unterwegs sein. Denn innerhalb 

kurzer Zeit lässt sich der Fahrzeugbestand 

nicht austauschen. Hinzu kommt, dass die 

meisten Verbraucher hinsichtlich der derzeitigen 

Reichweitenbeschränkung rein 

batteriebetriebenen Fahrzeugen gegenüber 

noch skeptisch eingestellt sind. 

Abgesehen davon werden Luft- und internationaler 

Schiffsverkehr auf absehbare Zeit 

auf Kraftstoffe angewiesen bleiben. Deshalb 

wird es darauf ankommen, die fossilen 

Kraftstoffe für diese Verbrennungsmotoren 

zu ersetzen. Eine vergleichbare Energiedichte 

lässt sich kurz- bis mittelfristig nur 

mit erneuerbaren Kraftstoffen erreichen. 

Biomethan spart viel CO 2 

ein 

Mit Biomethan steht in Deutschland ein 

fortschrittlicher Biokraftstoff in relevanten 

Mengen zur Verfügung. Für fortschrittliche 

Biokraftstoffe soll es eine Unterquote 

geben. Mit 0,05 Prozent ab 2020 und 

0,5 Prozent ab 2025 ist sie aus Sicht der 

Akteure im Markt viel zu niedrig, um Planungssicherheit 

zu geben und Investitionsanreize 

zu setzen. Mit der Erhöhung der 

Horst Seide, Präsident des Fachverbandes Biogas e.V.: „Wir 

können den Diesel zwar nicht ersetzen und sind auch zu 

klein, um den Schwerlastverkehr ausschließlich versorgen zu 

können, aber wir können beim ,Ergrünen‘ helfen.“ 

Unterquote könnte ein wirksamer Beitrag 

zum Klimaschutz geleistet werden, zumal 

auch deutlich weniger Stickoxide und Feinstaub 

emittiert werden. 

Durch die hohe Einsparung von CO 2 

wird 

der Quotenhandel für Biomethanerzeuger 

finanziell lukrativ, wie Horst Seide erläuterte. 

Der Präsident des Fachverbandes 

Biogas e.V. betreibt selbst mehrere Biomethananlagen 

und -tankstellen. Die Mi- 

12


Aktuelles 

neralölfirmen müssen, um ihre Quote an 

Treibhausgaseinsparungen zu erreichen, 

Quote dazukaufen. 

„Wir handeln tatsächlich Treibhausgas- 

Einsparung“, sagte Seide. Im Anhang der 

RED II sind künftig Standard- und Teilstandardwerte 

für Biogas aus Gülle und Mais 

sowie aus Mischungen dieser Substrate 

vorgegeben. Biomethan als Kraftstoff aus 

reiner Güllevergärung erhält so eine Treibhausgaseinsparung 

von 200 Prozent gutgeschrieben. 

Reine NawaRo-Anlagen werden 

die notwendigen Treibhausgaseinsparungen 

nicht erreichen, sagte Seide: „Konzepte 

mit Gülle-Einsatz sind nötig.“ 

Der Anteil von Biomethan am Kraftstoffmarkt 

ist erst gering: 2016 waren es gerade 

einmal 0,4 Prozent. „Unsere Branche ist so 

groß, diesen Anteil ausschließlich mit Biomethan 

beliefern zu können“, machte der 

Fachverbands-Präsident deutlich. Zumal 

das Potenzial noch groß ist, insbesondere 

Michael Kralemann vom Niedersachsen Netzwerk Nachwachsende 

Rohstoffe (3N) sagte, wenn Bestandsanlagen von Stromeinspeisung 

auf Gaseinspeisung umgerüstet werden, sollten diese eine Anlagenleistung 

von 1,2 bis 2 MW el 

haben. 

um aus Gülle und Mist Biomethan zu erzeugen. 

Bislang gehen gerade 25 Prozent 

dieser tierischen Ausscheidungen in die 

Biogasanlage. Doch selbst wenn es gelingt, 

weiteres Potenzial zu mobilisieren, würde 

das nicht ganz reichen. 

Das zeigt der Anteil von 63 Prozent Diesel 

am Kraftstoffmarkt in Deutschland. Davon 

entfällt die Hälfte auf den Schwerlastverkehr. 

„Wir können den Diesel zwar nicht 

ersetzen und sind auch zu klein, um den 

Schwerlastverkehr ausschließlich versorgen 

zu können“, sagte Horst Seide: „Aber 

wir können beim ,Ergrünen‘ helfen. „Immer 

mehr Logistikunternehmen möchten emissionsärmer 

unterwegs sein“, stellte Lars 

Schulze-Beusingsen von der Energieagentur 

NRW fest. 

Immerhin kommt die Gasmobilität auch 

beim Lkw langsam in Fahrt, auch durch 

die neuen Fahrzeuge mit LNG-Antrieb. 

Dazu trägt auch die Mautbefreiung für 

diese Fahrzeuge bei. Schulze-Beusingsen 

verwies auf mehrere Projekte in NRW, die 

den Aufbau einer LNG-Infrastruktur zum 

Ziel haben. 

Fotos: Andreas Schöttker 

Perspektive für Bestandsanlagen 

Interessante Perspektiven durch den Kraftstoffmarkt 

ergeben sich insbesondere für 

Bestandsanlagen, die demnächst aus dem 

EEG laufen. Dabei kann auch über regionale 

Absatzwege nachgedacht 

werden. „Die Idee vom 

Kraftstoff aus der Region 

hat Charme“, sagte Prof. 

Dr. Frank Scholwin vom 

Institut für Biogas, Kreislaufwirtschaft 

& Energie. 

Seinen Ausführungen zufolge 

ließe sich die Aufbereitung 

von Biomethan für 

eine lokale Tankstelle im 

Vergleich zur Einspeisung 

in das Gasnetz durchaus 

wirtschaftlich realisieren. 

Abnehmer könnten etwa 

Betreiber von Buslinien 

sein, die den Überlandverkehr 

bedienen. Für 

dieses Streckenprofil kämen 

Elektrobusse eher 

nicht infrage. Wie Mattias 

Svensson von Sheepbrook 

Consulting berichtete, 

sind in Schweden bereits 

17 Prozent aller Busse mit 

CNG unterwegs. Das ermöglicht ihnen die 

Einfahrt in Umweltzonen. 

Bündelung mehrerer Anlagen 

sinnvoll 

In Niedersachsen arbeiten laut Michael 

Kralemann vom Niedersachsen Netzwerk 

Nachwachsende Rohstoffe (3N) derzeit 30 

Biomethan-Aufbereitungsanlagen. Sollen 

Anlagen umgerüstet werden, sollten diese 

eine Anlagenleistung von 1,2 bis 2 MW el 

haben. 

Das entspreche einer Einspeisung zwischen 

300 und 500 Kubikmeter pro Stunde. 

Ob die Umstellung einer Biogasanlage 

auf die Biomethaneinspeisung sinnvoll ist, 

hängt in erster Linie von der wirtschaftlichen 

Situation der Anlage ab. 

Die Betreiber sollten Interesse am Einstieg 

in die neue Technologie haben und bereit 

sein, mit benachbarten Anlagen zu kooperieren. 

Außerdem müssten neue Substrate 

erschlossen werden. In erster Linie ist da 

an Wirtschaftsdünger zu denken: In Niedersachsen 

werden 7,4 Millionen Tonnen Wirtschaftsdünger 

vergoren. Das sind 16 Prozent 

des Wirtschaftsdüngeraufkommens. 

Kommunale Bio- und Grünabfälle können 

ebenfalls als Substrat erschlossen werden, 

denn vom Grüngut werden nur 59 Prozent 

erfasst, beim Bioabfall sind es 86 Prozent. 

In geeigneten Biogasanlagen könnte auch 

der Grasschnitt von Straßenbegleitflächen 

genutzt werden. Aus der Lebensmittelproduktion 

ließen sich 38.000 Tonnen Reststoffe 

im Jahr in die Energieproduktion 

umlenken. Das Potenzial zur Biokraftstofferzeugung 

in Niedersachsen bezifferte 

Kralemann vorsichtig auf 260.000 Kubikmeter 

Biomethan im Jahr und 190.000 

Tonnen LNG jährlich. Damit ließen sich 4,2 

Prozent des niedersächsischen Kraftstoffbedarfs 

im niedersächsischen Straßenverkehr 

decken. 

Wie Michael Kralemann erläuterte, entspricht 

dies dem heutigen Marktvolumen 

alternativer Kraftstoffe. Würde dieses 

Potenzial also gehoben, liefe es auf eine 

Verdoppelung hinaus oder es ließen sich 

10 Prozent des Schwerlastverkehrs damit 

betreiben. Durch die rechtlichen Vorgaben 

erwartet Kralemann aber nur geringe Mengensteigerungen. 

Zur Realisierung würden 

verlässliche Rahmenbedingungen für den 

Betrieb von Biogasanlagen benötigt, die 

den Wechsel großer Bestandsanlagen aus 

der Verstromung anreizen würden. 

Autor 

Thomas Gaul 

Freier Journalist 

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01 72/512 71 71 

gaul-gehrden@t-online.de 

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Aktuelles 


„Klimaschutz ist eine Chance, 

Wohlstand und Wachstum zu sichern“ 

Mitte Februar fand in Berlin der traditionelle Neujahrsempfang des 

Bundesverbandes Erneuerbare Energie e.V. statt. Rund 1.300 Branchenvertreter 

nahmen teil, um neue politische Statements zu hören. 


Dr. Simone Peter stellte im Rahmen des 

Neujahrsempfangs die beiden neuen BEE- 

Geschäftsfüher vor: Wolfram Axthelm (links) 

vom Bundesverband Windenergie e.V. und 

Dr. Claudius da Costa Gomez vom Fachverband 

Biogas e.V., die beide auch weiterhin 

Geschäftsführer in den jeweiligen Spartenverbänden 

sein werden. 

Eine flammende Rede pro Energiewende 

und Klimaschutz, wie 

sie seit Jahren nicht mehr von 

einem politischen Gastredner 

gehalten worden ist, hielt der 

niedersächsische Energie- und Umweltminister 

Olaf Lies (SPD). Keine Spur von 

Bedenkenträgerei in seinen Ausführungen. 

„Klimaschutz ist eine Chance, Wohlstand 

und Wachstum zu sichern“, rief er überzeugt 

in den vollbesetzten Saal. „Wir müssen 

davon wegkommen, die Debatten der 

Vergangenheit zu führen, in denen gerne 

behauptet wurde, Klimaschutz bedeutet 

Restriktionen und Gefahr für Wohlstand 

und Wachstum“, forderte der Minister. 

Klimaschutz und Energiewende seien die 

Herausforderungen seiner Generation. 

Er fragt sich, wie Artenschutz und Klimaschutz 

ein Widerspruch sein könnten. „Wir 

sind nicht die letzte Generation, die den 

Klimawandel erlebt, aber wir sind wohl die 

letzte Generation, die etwas dagegen unternehmen 

kann“, betonte Lies, der damit 

den früheren US-Präsidenten Obama zitierte. 

So müsse dies zum Maßstab „unserer 

Arbeit werden“. Lies ist davon überzeugt, 

dass Klimaschutz und industrieller Wohlstand 

gemeinsam möglich sind – und zwar 

ohne fossilen CO 2 

-Ausstoß. 

„Keine Chance, vom Weg 

abzuweichen“ 

Für ihn ist klar, dass Deutschland das Weltklima 

nicht allein retten kann, „aber wir 

zeigen der Welt auf, dass es funktionieren 

kann und sind Vorbild“. Die Energiewende 

brauche dringend einen neuen Namen, 

weil manche inzwischen denken würden, 

man könne auf dem eingeschlagenen Weg 

umdrehen. „Wir haben überhaupt keine 

Chance, von dem eingeschlagenen Weg 

abzuweichen. Wir können den Erfolg der 

Erneuerbaren Energien nicht aufhalten, 

aber wir können ihn verstolpern“, stellte 

Lies klar. 

Es fehle heute der ganzheitliche Mut, 

diese Energieversorgungswende wirklich 

konsequent anzugehen. „Wir erleben es 

ständig in ganz vielen Bereichen, dass 

versucht wird, Hürden aufzubauen und 

Bremsen einzulegen“, mahnte der Minister. 

Er wünscht sich, dass das Thema Gas 

als Partner der Energiewende ernst genommen 

wird. Denn Gas biete die Chance, die 

Energieversorgung CO 2 

-ärmer zu machen. 

Bezogen auf die Elektromobilität sagte er, 

dass wir weniger in Elektronen denken sollten 

als vielmehr in Molekülen. Es müsse 

in Stoffströmen gedacht werden, wie zum 

Beispiel mit Wasserstoff und Gastechnik. 

Das Leitungsnetz in Deutschland bestehe 

nicht nur aus Kupfer. Vielmehr existiere 

auch ein sehr gut verzweigtes Gasnetz. Es 

müssten Brücken gebaut werden zwischen 

Strom- und Gasnetz. In diesem Zusammenhang 

propagierte er auch eine Initiative für 

eine breite Wasserstoff-Strategie. „Für die 

Industrie in Deutschland sind Klimaschutz 

und der Ausbau der Nutzung Erneuerbarer 

Energien die Zukunfts-Chance schlechthin“, 

sagte Lies voller Überzeugung. 

Andere Länder entwickeln 

Wasserstoffstrategien 

Eine weit weniger glanzvolle Rede hielt 

beim BEE-Neujahrsempfang der neue 

Staatssekretär im Bundeswirtschaftsmi- 

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Aktuelles 

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Aktuelles 


Niedersachsen Energieminister Olaf Lies. 

nisterium, Andreas Feicht. Mit Olaf Lies 

stimmte er überein, dass Erneuerbare 

Energien und Gas zusammengehören. Vor 

dem Hintergrund des Kohleausstiegs müsse 

eine Idee entwickelt werden, wie mit 

der Kraft-Wärme-Kopplung umgegangen 

werden soll. Er liebe gasgeführte Netzreserveanlagen. 

Wasserstoff und Grünes Gas sind laut 

Feicht die Themen der Zukunft. Die Verbindung 

beider Energieformen werde ab 2030 

bedeutsam werden. Allerdings würden Australien 

und einige arabische Länder schon 

heute Wasserstoffstrategien entwickeln, da 

dort die Situation für sehr preiswerte Produktionsbedingungen 

gegeben seien. Da 

sei durchaus die Idee vorhanden, in einen 

globalen Wasserstoffmarkt einzusteigen. 

Zur CO 2 

-Bepreisung sagte Feicht, dass es 

sie in dieser Legislaturperiode nicht mehr 

geben wird. Er gab sich überzeugt, dass es 

in der nächsten Legislatur in der Frage zu 

einer Entscheidung kommen wird. Netzausbau 

und Zubau Erneuerbarer Energien 

müssten synchron ablaufen. Zunächst würden 

die Erneuerbaren stark im Stromsektor 

die Wende bringen, dann schrittweise im 

Wärmebereich und in der Mobilität. Ausgehend 

von der zurzeit stark stattfindenden 

Stromerzeugungswende müsse es auch 

zur Wende in den anderen Sektoren kommen. 

Der Netzausbau sei unverhandelbar. 

Nicht nur auf der Übertragungsnetzebene, 

sondern auch bei den Verteilnetzen sei ein 

Ausbau notwendig. 

Schlüsselindustrie Erneuerbare 

Dr. Simone Peter, Präsidentin des Bundesverbandes 

Erneuerbare Energie e.V., 

sagte in ihrem Grußwort zur Eröffnung der 

Veranstaltung, dass sich die Erneuerbare- 

Energien-Branche längst als DIE innovative 

Schlüsselindustrie etabliert hat, die 

mit ganz konkreten Lösungen 

über alle ihre Sparten daran 

mitwirkt, dass der Industriestandort 

Deutschland moderner 

und zukunftsfähiger wird. 

Dafür brauche es gleichermaßen 

eine erfahrene wie neugierige 

junge Branche, die 

Lust auf Veränderung habe, 

die Pioniergeist und Knowhow 

mit neuen Möglichkeiten 

wie der Digitalisierung und 

der Sektorenkopplung verbinde 

und die trotz schwieriger 

politischer Rahmenbedingungen nicht 

resigniere, sondern den Blick in die Zukunft 

richte. Das mache sich zum Beispiel auch 

daran fest, dass zehn deutsche Start-ups 

aktuell unter den global führenden 100 

Clean-Tech-Unternehmen sind. 

„Der Mut zur Veränderung hat auch die 

Energiewende einst vorangetrieben. Vor 

Jahren ist das Ziel formuliert 

worden, 20 Prozent Erneuerbare 

im Strombereich bis 2020 zu 

erreichen. Ich freue mich darüber, 

dass im nächsten Jahr das 

Ziel nicht nur erreicht, sondern 

sogar die doppelte Menge Ökostrom 

produziert werden wird. 

Die Herausforderung ist also 

nicht mehr die Integration der 

Erneuerbaren in das System, 

sondern die Anpassung des 

Systems an die Erneuerbaren“, 

erklärte Peter. 

Und sie wies darauf hin, dass 

in der EU der Ökostrom-Anteil 

mit gut 32 Prozent im letzten 

Jahr erstmals höher war als 

der Kohleanteil. Das mache 

deutlich, dass die Länder um Deutschland 

herum nicht ruhen, sondern verstärkt auf 

saubere Technologien setzen und teilweise 

an Deutschland vorbeiziehen. „Wir haben 

jetzt die Chance, voll auf Erneuerbare Energien 

zu setzen. Denn in drei Jahren wird 

der Atomausstieg abgeschlossen sein und 

gleichzeitig wird das Ende der Kohleverstromung 

eingeleitet. Dieser Ausstieg wird 

auch international wahrgenommen“, sagte 

die Verbandspräsidentin. 

Fotos: BEE e.V. 

Kohleausstieg im 

Klimaschutzgesetz manifestieren 

Parallel zum Kohleausstieg müsse das Ziel 

65 Prozent Ökostrom bis 2030 jetzt angegangen 

werden. Der Kohleausstieg müsse 

im geplanten Klimaschutzgesetz manifestiert 

werden. Der Gesetzgeber sei auch gefordert, 

die Eigennutzung von Erneuerbarer 

Energie zu fördern und regionale Stromtarife 

zu ermöglichen, damit die Menschen vor 

Ort die preiswerte Wind- und Solarenergie 

direkt nutzen können. Denn immer mehr 

Menschen würden von sogenannten Konsumern 

zu Prosumern und damit aktiver Teil 

der Energieversorgung. 

Peter weiter: „2019 muss ein Jahr der 

energie- und klimapolitischen Weichenstellungen 

werden. Die vorhandenen Deckel 

und Ausbaubremsen sind zu entfernen 

und der Energiewende muss eine Dynamik 

verliehen werden. Ein Deckel für PV ist 

nicht mehr zeitgemäß, und ein Flexdeckel 

bei Biogas ist nicht mehr zeitgemäß, Abstandsregelungen 

wie 10-H bei Wind sind 

nicht mehr zeitgemäß, und der Gegensatz 

zwischen Arten- und Klimaschutz ist auch 

Andreas Feicht, Staatssekretär im Bundeswirtschaftsministerium. 

nicht mehr zeitgemäß.“ Der vergangene 

Hitzesommer habe klar gemacht: Klimaschutz 

ist Artenschutz. Deshalb seien Flächen 

bereitzustellen und Genehmigungsverfahren 

voranzubringen. 

Autor 

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

Redakteur Biogas Journal 


0 54 09/90 69 426 

martin.bensmann@biogas.org 

16


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Politik 


Noch 20 Jahre Kohlestrom 

Mit vielen Milliarden an Steuergeldern will die Kohlekommission einen Kompromiss 

übertünchen, der zwar vielen Akteuren entgegenkommt, aber kein Konzept für eine 

vernünftige Energiewende hat. 


Das Enddatum ist – kaum überraschend – 

ein klassischer Kompromiss: Bis spätestens 

Ende 2038 soll Deutschland aus der 

Kohleverstromung aussteigen. Das hat die 

Kohlekommission (offiziell: Kommission 

für Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung) 

Ende Januar mit 27 von 28 Stimmen beschlossen. 

Die installierte Kohlekapazität soll von aktuell 41 Gigawatt 

(41 Millionen Kilowatt) auf 30 Gigawatt im Jahr 

2022 (jeweils zur Hälfte Stein- und Braunkohle) sinken. 

Im Jahr 2030 sollen noch 17 Gigawatt (9 Braunkohle/8 

Steinkohle) am Netz sein. Manche Mitglieder der Kommission, 

wie auch viele gesellschaftliche Gruppen, 

hätten gerne einen schnelleren Kohleausstieg 

gesehen, andere hingegen lehnen ein Enddatum 

für die Kohle gänzlich ab – und 

so steht nun als Kompromiss das 

Jahr 2038 im Raum mit diversen 

Terminen einer Überprüfung. 

Vielleicht soll aber auch schon 

2035 Schluss sein; man will 

bis dahin mehrfach den Prozess 

evaluieren. 

Schon die Umfänge des Abschlussberichts 

machen jedoch 

deutlich, worum es vor 

allem geht. Dem eigentlichen 

Papier von 126 Seiten folgen 

nämlich 210 Seiten Anhang, 

auf denen die Wunschliste der 

Kohleregionen abgearbeitet 

wird – Förderung von Wirtschaft 

und Infrastruktur, von Maßnahmen 

der Daseinsvorsorge und von Wissenschaft 

und Innovation. Da werden zuhauf 

„Reallabore“ angekündigt und es werden 

arbeitsmarktpolitische Maßnahmen beschrieben. 

Mindestens 40 Milliarden Euro soll der Staat für den 

Kohleausstieg bereitstellen – für die Steuerzahler wird 

es also teuer. 

Kohlekommission mit Bekenntnis zum Gas 

Fragen der Versorgungssicherheit hingegen werden nur 

am Rande behandelt. Zwangsläufig bekennt sich die 

Kommission zum Energieträger Gas, denn Deutschland 

benötige „absehbar in adäquatem Umfang gesicherte 

Kraftwerksleistung“. Angesichts der Klimaziele könnten 

dies „nach dem aktuellen Stand der Technik am 

besten Gaskraftwerke leisten“. Zur Herkunft des Gases 

jedoch – ob fossil, biogen oder als synthetisch hergestelltes 

Gas (Power-to-Gas) – sagt die Kohlekommission 

wenig. So wie auch viele andere konkrete Fragen der 

Energiewende offen bleiben. 

Die Kommission sollte eben – was schon ihre personelle 

Zusammensetzung dokumentiert – nur gesellschaftlichen 

Proporz abbilden und kein Fachgremium von 

Energieexperten sein. Was aus den Beschlüssen wird, 

wenn die Bundesregierung den Kohleausstieg in Gesetzesform 

gegossen hat, müssen in den kommenden 

Jahren dann doch die Fachleute diskutieren. 

Die meisten gesellschaftlichen Gruppen, die teilweise 

sogar direkt in der Kommission vertreten waren, äußerten 

sich nach Präsentation des Abschlussberichtes 

positiv. Der Bund für Umwelt und Naturschutz (BUND), 

der Deutsche Naturschutzring (DNR) und Greenpeace 

betonten gemeinsam, sie trügen „den Beschluss mit, 

weil er den jahrelangen Stillstand in der deutschen Klimapolitik 

aufbricht und den überfälligen Ausstieg aus 

der Kohle einleitet“. Da das Ergebnis aber für den Klimaschutz 

nicht ausreiche, sei „weiter Druck nötig für 

einen schnellen Kohleausstieg“. Der BUND-Vorsitzende 

Hubert Weiger hob hervor: „Mit der frühen Abschaltung 

von 3 Gigawatt Braunkohle im Rheinland ist der 

Hambacher Wald gerettet.“ Das sei auch „der Verdienst 

der neu erstarkten Klimabewegung“. 

Die angesprochenen Hambacher Aktivisten hingegen 

zeigten sich nicht zufrieden mit dem Erreichten. 

„Was die Kohlekommission vorlegt, ist kein Konsens. 

Damit wird das 1,5-Grad-Ziel unmöglich“, sagte Nike 

Mahlhaus, Pressesprecherin von Ende Gelände: „Die 

Konzerne bekommen hier Geld für nichts, was mit dem 

Hambi [also dem Hambacher Wald] und den Dörfern 

passiert, ist unklar.“ 20 Jahre Kohlekraft seien „20 

Jahre Kohlekraft zu viel“ und deswegen stelle sich 

Ende Gelände diesen Plänen entgegen. 

Kraftwerksplanungen der LEAG werden 

nicht angetastet 

Zu wenig Fortschritt sehen auch Kritiker in den ostdeutschen 

Kohlegebieten. „Während im Rheinland die 

notwendigen ersten Schritte zum Kohleausstieg gegangen 

werden, sollen die Steuermilliarden in die Lausitz 

18


Politik 

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Politik 


praktisch ohne Gegenleistung fließen“, 

sagte René Schuster von der Grünen Liga, 

die Mitglied im Braunkohlenausschuss des 

Landes Brandenburg ist. Die Kraftwerksplanungen 

der Lausitz Energie Bergbau AG 

und Lausitz Energie Kraftwerke AG (LEAG) 

würden bisher nicht angetastet. „Offenbar 

soll der Steuerzahler hier nicht die Folgen 

eines Kohleausstieges abfedern, sondern 

die Sparprogramme der LEAG-Eigner ausgleichen 

und den Landtagswahlkampf der 

beiden Ministerpräsidenten retten.“ 

Die Kohlewirtschaft zeigte sich gleichwohl 

wenig erfreut. Der Vorstandsvorsitzende 

der LEAG, Helmar Rendez, monierte, dass 

der von der Firma „eingeforderte Planungshorizont 

für den Betrieb der Tagebaue und 

Kraftwerke im Lausitzer Revier nicht gegeben“ 

sei. Denn bleibe es beim Ausstiegsdatum 

Ende 2038, werde dies das „Revierkonzept“ 

der Firma, das bis über 2040 

hinausreicht, „ernsthaft infrage stellen“. 

Kritik äußerte auch RWE. Die Beschlüsse 

hätten „gravierende Folgen für das Braunkohlegeschäft“, 

das Enddatum im Jahr 

2038 sei „deutlich zu früh“. RWE-Chef 

Rolf Martin Schmitz sprach von „tiefen 

Einschnitten“. Doch während RWE noch 

lamentierte, hatte die Börse keine Probleme 

mit dem Kommissionsbeschluss: Die 

RWE-Aktie beendete den ersten Börsentag 

nach der Bekanntgabe der Pläne sogar ein 

wenig besser als der Dax. 

Während der Ausstieg nun den einen zu 

schnell, den anderen zu langsam geht, hob 

Patrick Graichen, Direktor von Agora Energiewende, 

diesen als „eine Sternstunde für 

unser politisches System“ hervor, denn er 

zeige, „dass sich gesellschaftliche Großkonflikte 

in Deutschland immer noch gemeinschaftlich 

lösen lassen“. 

Mit dem Ausstiegsbeschluss 

beginnt die eigentliche Arbeit 

Die eigentliche Aufgabe fange mit dem Beschluss 

der Kohlekommission aber erst an. 

Kohleausstieg, Versorgungssicherheit und 

bezahlbare Energie gemeinsam werde es 

nur geben, wenn die Bundesregierung sich 

unverzüglich daran mache, den Ausbau der 

Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung 

von heute 38 Prozent bis 2030 auf 65 

Prozent zügig umzusetzen. Auch müsse der 

Strommarkt so flexibilisiert werden, dass 

die notwendigen Backup-Gas-Kraftwerke 

im Markt entstehen könnten. Der Branchenverband 

der Energiewirtschaft BDEW 

hob unterdessen als „eines der wichtigsten 

Instrumente zur Erreichung der Klimaziele“ 

die Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung 

hervor. 

An einigen Stellen kam aber auch die Enttäuschung 

darüber durch, dass der Kohleausstieg 

von der Kommission eher als 

planwirtschaftliches Konstrukt mit definierten 

20-Jahres-Plänen denn als marktwirtschaftlicher 

Umbau gesehen wird. 

Einen solchen marktwirtschaftlichen Weg 

hätte man mit einer verbindlich von Jahr zu 

Jahr steigenden CO 2 

-Bepreisung schaffen 

können. Die Kohleblöcke wären so nach 

und nach aus dem Markt gedrängt worden, 

während die Erneuerbaren Energien sich 

in dem neuen Umfeld aufgrund ihrer CO 2 

- 

Neutralität immer besser hätten behaupten 

können. 

In diese Richtung argumentierte auch 

das Mercator Research Institute on Global 

Commons and Climate Change (MCC). 

Dessen Generalsekretärin Brigitte Knopf 

sagte: „Ob der deutsche Kohleausstieg als 

internationales Vorbild dienen kann, ist 

fraglich.“ Denn er könnte die Steuerzahler 

teuer zu stehen kommen aufgrund der 

vorgesehenen Entschädigungen, die nicht 

nur für die Kohleregionen, sondern auch für 

Kraftwerksbetreiber zu bezahlen seien. 

Sinnvoll sei ein Mindestpreis für CO 2 

im 

Stromsektor: „Ein solcher flankierender 

CO 2 

-Mindestpreis würde die Klimaschutzwirkung 

des beschlossenen Kompromisses 

absichern. Darüber hinaus 

würde man Einnahmen generieren, die den 

Strukturwandel finanzieren könnten.“ Die 

Politik müsse eine solche Maßnahme jetzt 

prüfen – als sinnvolle Ergänzung zu dem 

gefundenen Kompromiss. 

In den Sektoren, die nicht dem europäischen 

Emissionshandel unterliegen 

(speziell Verkehr und Gebäude), regt die 

Kohlekommission zwar die „Prüfung der 

Einführung einer CO 2 

-Bepreisung mit 

Lenkungswirkung“ an. Das würde aber 

im Stromsektor nicht unbedingt weitere 

Fortschritte bringen. Dass vielmehr eine 

sektorenübergreifende Bepreisung von 

CO 2 

-Emmissionen „das effektivste und 

vernünftigste Instrument“ sei, um den CO 2 

- 

Ausstoß schnell zu verringern, davon ist 

zum Beispiel der Ökostromanbieter Elektrizitätswerke 

Schönau (EWS) überzeugt. 

EWS fordert mit zahlreichen Unternehmen 

und Verbänden schon seit einiger Zeit die 

„Einführung eines wirksamen, sozialverträglichen 

CO 2 

-Preises für die Sektoren 

Strom, Wärme und Verkehr“. 

Strompreisentwicklung – wo geht 

die Reise hin? 

Was der aktuelle Beschluss der Kohlekommission 

für den Strommarkt bedeutet, 

haben unterdessen Energieökonomen der 

Enervis Energy Advisors GmbH berechnet – 

wenngleich, so die Analysten, aus energiewirtschaftlicher 

Sicht noch „eine Reihe offener 

Fragen und erheblicher Unsicherheiten“ 

blieben. Modellierungen zeigten, dass 

das Strompreisniveau im Großhandel im 

Falle des Kohleausstiegs 2038 „moderat 

über dem Niveau eines Vergleichsszenarios 

ohne forcierten Kohleausstieg liegt“, sagte 

Mirko Schlossarczyk, Strommarktexperte 

der Enervis. Der mittlere Börsenpreis werde 

beim Kohleausstieg im Jahr 2022 um 

etwa 2,50 Euro pro Megawattstunde über 

den Prognosen des Referenzpfades liegen. 

Im Jahr 2030 liege der Preis im Szenario 

Kohleausstieg etwa 3 Euro höher. 

Damit aber würden die Erneuerbaren Energien 

ihre Position am Strommarkt nur geringfügig 

verbessern können. Und so bleibt 

weiterhin offen, mit welchen Instrumenten 

die geplanten 65 Prozent Erneuerbare am 

Strommix im Jahr 2030 erreicht werden 

sollen – ein Ziel, das übrigens auch die 

Kohlekommission bekräftigt hat. 

Autor 

Bernward Janzing 


Wilhelmstr. 24a · 79098 Freiburg 

07 61/202 23 53 

bernward.janzing@t-online.de 

20


Politik 

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21

praxis / Titel 


Sicherheit ernst 

nehmen 

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22



Das nach wie vor feststellbare Unfallgeschehen auf Biogasanlagen und die Erkenntnisse von Sachverständigenprüfungen 

zeigen weiterhin ein Optimierungspotenzial für die gesamte Biogasbranche auf. 

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk 

Insbesondere die im letzten Jahr veröffentlichte 

Auswertung der Erfahrungsberichte 

der Sachverständigen nach 

§29a Bundes-Immissionsschutzgesetz 

(BImSchG) (KAS-46) für das Berichtsjahr 

2016 gab konkrete Hinweise zum 

weiteren Handlungsbedarf. Wie die Jahre 

zuvor überwiegen auch 2016 Prüfungen 

mit Mängeln auf Biogasanlagen (2016: 73 

Prozent) und zeigen die bereits seit längerem 

bekannten Problembereiche auf: 

ffAnlagenauslegung (zum Beispiel 

fehlender Blitzschutz etc.) 

ffDurchführung von Prüfungen (zum 

Beispiel fehlende Dokumentation/ 

Durchführung von Prüfungen nach 

BetrSichV). 

ffProzessleittechnik (zum Beispiel 

fehlende Einstufung von Schutzeinrichtungen). 

ffBrandschutz (zum Beispiel 

Erstellung Feuerwehrplan). 

ffEx-Schutz (zum Beispiel fehlendes/ 

mangelhaftes Ex-Schutzdokument). 

ffBetriebsorganisation (zum Beispiel fehlende 

Unterweisungen/Einweisungen, 

Freigaben etc.). 

Neben den festgestellten Mängeln bei 

Anlagenprüfungen waren im vergangenen 

Jahr 2018 leider auch Unfälle mit erheblichen 

Personenschäden an Biogasanlagen 

zu beklagen. Besonders auffällig war, 

dass die Ursachen bei den drei tödlichen 

Unfällen keine direkte Beziehung zum eigentlichen 

Biogasprozess hatten und alle 

weiteren Schadensfälle häufig in Bezug zu 

Wartungs- und Instandhaltungsarbeiten 

standen. 

Beim ersten tödlichen Unfall geriet ein Mitarbeiter 

eines Stromversorgungsunternehmens 

bei der Prüfung und dem Versuch, ein 

Foto eines defekten Verteilerkastens in einem 

Trafohaus zu machen, zu dicht an eine 

stromführende Leitung und erlitt tödliche 

Stromschläge und Verbrennungen. Beim 

zweiten Unfall mit Todesfolge wurde ein 

niederländischer LkW-Fahrer vermutlich 

beim Abladen von Gärsubstraten durch herabfallende 

Silage einer daneben befindlichen 

Fahrsiloanlage verschüttet und konnte 

nur noch tot geborgen werden. 

Ein ähnlicher Unfall mit zwei leicht verletzten 

Mitarbeitern passierte auf einer 

Biogasanlage in der Nähe von Günzburg. 

Auch dort war ein Teil der Anschnittsfläche 

einer Maissilage eingestürzt und hatte die 

Verletzten verschüttet. Der dritte tödliche 

Unfall ereignete sich auf einer Baustelle 

einer Biogasanlage, wo ein Monteur beim 

Anheben einer Betonverschalung durch einen 

in eine Antriebswelle geratenen Schal 

stranguliert wurde. 

Bei den sonstigen Schadensfällen ohne 

Personenschäden liegt der Schwerpunkt 

aus unserer Sicht derzeit bei zwei Problemfeldern: 

ffBrandereignisse (BHKW-Raum, Gärbehälter 

etc.) und 

ffHavarien (Freisetzung von Gärresten). 

Neben dem menschlichen Versagen zeigt 

sich derzeit, dass verstärkt Materialversagen 

und -ermüdungen als Unfallursachen 

in den Vordergrund rücken. Aus diesem 

Grund ist die geplante und ordnungs- 

Abbildung 1: Mängelschwerpunkte auf Biogasanlagen in 2016 

Foto: Caro_Seeberg_FOTOFINDER.COM 

Relative Anzahl der Mängelcode-Nennungen, normiert auf die Anzahl der Prüfungen 

1,500 

1,250 

1,000 

0,750 

0,500 

0,250 

- 

1 

1. 

Auslegung 

1.1 

1.2 

1.3 

2 

2.1 

2. 

Prüfungen 

2.2 

3 

4 

4.1 

4. 

PLT 

4.2 

5 

6 

8. 

Brandschutz 

7 

Mängelcode 

8 

9 

9.1 

9. 

Ex-Schutz 

9.1.1 

9.1.2 

9.2 

9.2.1 

9.2.2 

10. 

Organisationen 

10 

10.1 

10.2 

10.3 

10.4 

Quelle: KAS-46 

23



gemäße Wartung und Instandhaltung, insbesondere 

bei zunehmend älteren Anlagen, 

von besonderer Bedeutung (siehe Text auf 

Seite 32). 

Schwachpunkt „Mensch“ 

immer wichtiger 

Da bereits beide Problemfelder Gegenstand 

umfangreicher technischer und organisatorischer 

Anforderungen (siehe Abbildung 

2) sind beziehungsweise im besonderen 

Fokus neuer Anforderungen stehen (TRAS 

120, AwSV, TRwS 793-1 etc.), nimmt der 

Schwachpunkt „Mensch“ eine zunehmend 

bedeutsamere Rolle ein. Aus diesem Grund 

ist die kontinuierliche Sensibilisierung und 

Schulung der Betreiber und ihrer Mitarbeiter 

sowie der Fachfirmen einer der wichtigsten 

Ansatzpunkte, Unfälle und Schadensfälle 

auf Biogasanlagen zu reduzieren. 

Der Schulungsverbund Biogas bietet hier 

mit seinen 14 anerkannten Bildungseinrichtungen 

umfassende Grund- und Auffrischungsschulungen 

an und wird zukünftig 

auch im Bereich der Instandhaltung und 

Errichtung Schulungen anbieten. 

Zum Themenbereich Brandschutz auf Biogasanlagen 

hatte der Fachverband Biogas 

bereits 2010 ein Merkblatt erstellt, das 

kontinuierlich angepasst und zuletzt im 

Herbst 2018 als Arbeitshilfe A-016 neu 

veröffentlicht wurde. Auch die TRAS 120 

(siehe Bericht auf Seite 28) behandelt das 

Thema Brandschutz ausführlich in verschiedenen 

Kapiteln (vorbeugender und 

abwehrender Brandschutz sowie Schutzabstände). 

Bei der Vermeidung von Havarien auf Biogasanlagen 

wird mit der im August 2017 

eingeführten Verordnung über Anlagen 

zum Umgang mit wassergefährdenden 

Stoffen (AwSV) und der gerade in Bearbeitung 

befindlichen Technischen Regel 

wassergefährdender Stoffe – Biogasanlagen 

(TRwS 793-1) die Errichtung und 

der Betrieb von Biogasanlagen umfassend 

beregelt. Aktuell deutet sich eine Novelle 

der AwSV an, die sicherlich auch für Biogas 

relevante Änderungen bringen kann. Einige 

wichtige Fragen zu der darin erforderlichen 

Fachbetriebspflicht werden auf Seite 

36 beantwortet. 

Unfall- und schadensfreien 

Betrieb sicherstellen 

Sowohl die Schadensfälle mit und ohne 

Personenschäden als auch die Auswertungen 

der Sachverständigenprüfungen 

zeigen weiteren Handlungsbedarf in der 

Biogasbranche auf. Damit dies nicht immer 

in neue und weitere Verschärfungen der 

rechtlichen und technischen Anforderungen 

mündet, ist es unabdingbar, dass Planer, 

Hersteller, Betreiber und Instandhalter 

einen unfall- und schadensfreien Betrieb 

sicherstellen und sich an den geltenden 

rechtlichen Rahmen halten. 

Seitens des Gesetzgebers beziehungsweise 

der regelsetzenden Behörden deuten sich 

aktuell weitere Entwicklungen bei den für 

Biogasanlagen relevanten Regelwerken an: 

ffÜberarbeitung der in 2015 veröffentlichten 

TRGS 529. 

ffneue DGUV-Regel zu gasbetriebenen 

BHKW. 

Der Fachverband Biogas ist in allen Diskussionen 

beteiligt und versucht hier mit 

seinen internen Gremien (AK-Sicherheit, 

- Prüfungen nach Anlagenverordnung 

wassergefährdende Stoffe (AwSV) 

- AwSV- Prüfung Eigenverbrauchstankstellen 

- AwSV- Prüfung Biogasanlagen 

- Abscheiderprüfungen gemäß DIN 1999-100 

- Behördenengineering 

- Dichtheitsprüfung Behälter 

- Dichtheitsprüfung Rohrleitungen 

- Erstellung Sanierungskonzepte 

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Tel.: +49 5746 890 528 

mobil: +49 160 991 699 49 

24 

e-mail:info@Heisel-SV.de 

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Sachverständigenbüro Thomas Steffen 

AwSV Sachverständiger der 

GTÜ-Sachverständigenorganisation 

Im Schierholz 2 

32457 Porta Westfalica 

Tel.: +49 5706 390 867 

Fax: +49 3212 141 6054 

mobil: +49 177 242 9754 

e-mail: steffen-umwelttechnik@gmx.de


Aktivitäten der Gesetzgeber und 

Behörden 

Name der Veranstaltung am xx.yy.2016 in Musterstadt 

Abbildung 2: Aktivitäten des Gesetzgebers und der Behörden 


BMUB 

BMAS 

Neu: 

44. 

BImSchV 

Novelle 

der TA-Luft 

Neu: 

Technische 

Regel für 

Anlagensicherheit 

(TRAS 120) 

AwSV 

TRWS 792 

Neu: TRWS 793 

- Teil 1: Neuanlagen 

- Teil 2: Bestandsanlagen 

BetrSichV 

2015 

Neu: 

Technische 

Regel für 

Betriebssicherheit: 

- TRBS 1203 

- TRBS 1201 

(beide 2018 geändert) 

GefStoffV 

2015 

Technische 

Regel für 

Gefahrstoffe 

TRGS 529 

(Überarbeitung 2019 

geplant) 

DGUV R113-001 

Beispielsammlung 

Ex-Zonen 

(neue Version im Frühjahr 2019) 

DGUV Regel 

zu gasbetr. 

BHKW 

(neue AG in Gründung) 


AK-Genehmigung) 17.11.2016 und der Kooperation mit 

dem Deutschen Verein des Gas- und Wasserfaches 

e.V. (DVGW) und der Deutschen 

Vereinigung für Wasserwirtschaft, Abwasser 

und Abfall e.V. (DWA) praxistaugliche 

Anforderungen zur Umsetzung zu bringen. 

In Ergänzung zu den gesetzlichen Entwicklungen 

erarbeitet der Fachverband Biogas 

eigene Arbeitshilfen und Merkblätter, um 

notwendige praxistaugliche Konkretisierungen 

auf den Markt zu bringen. 

Aus der Kooperation mit den beiden Verbänden 

DVGW und DWA sind die in Abbildung 

3 dargestellten Merkblätter und Aktivitäten 

entstanden und werden kontinuierlich weiterentwickelt 

(Anmerkung: alle Merkblätter 

erscheinen auch inhaltsgleich als DVGW- 

Merkblatt). Bereits veröffentlicht sind die 

beiden Merkblätter DWA M-377 und DWA 

M-375, die den Gasspeicher hinsichtlich 

der Gebrauchstauglichkeit, Tragfähigkeit 

sowie technischen Dichtheit beschreiben. 

Das die Anforderungen an Gasfackeln beschreibende 

DWA Merkblatt M-305 steht 

kurz vor dem Weißdruck. Im Gelbdruck 

erschienen ist aktuell das DWA M-218 

zu den Rohrleitungen auf Biogasanlagen. 

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Abbildung 3: Gemeinsame Aktivitäten der Verbände 

Gemeinsame 

Aktivitäten der 

Verbände 

Entwicklung neuer 

Merkblätter 

DWA-M 377 

- „Sicherstellung der 

Gebrauchstauglichkeit und 

Tragfähigkeit von 

Membranabdeckungen“ 

– Weißdruck im Dez. 2016 

DWA-M 375 

- "Technische Dichtheit von 

Membranspeichersystemen“ 

– Weißdruck im Sept. 2018 

Safety first! 

Sicherheit geht vor! Das gilt für Biogasanlagen 

genauso wie im Eiskanal. Natürlich wollte ich 

bei meinen Rennen immer so schnell wie möglich 

unten im Ziel sein – aber vor allem wollte ich 

heil und sicher ankommen. 

Wie im Spitzensport kann auch auf einer Biogasanlage 

jeder Fehler schlimme Folgen haben 

und im worst case die Gesundheit der Arbeiter 

gefährden. Wo an der falschen Stelle gespart 

wird, da können Unfälle passieren. Jeder Betreiber 

muss sich bewusst sein, dass er selbst für 

die Sicherheit auf seiner Anlage verantwortlich 

ist – so wie jeder Rodler für seine Fahrt selbst 

verantwortlich ist. 

Zum Glück gehen die allermeisten Betreiber 

sehr gewissenhaft mit ihrer Anlage um. Sie 

nehmen regelmäßig an Schulungen teil und 

veranlassen die erforderlichen Prüfungen und 

Sicherheitsübungen – zum Beispiel mit der 

örtlichen Feuerwehr. Damit sorgen sie für den 

sicheren Betrieb ihrer Biogasanlage. 

Jeder sollte sich bewusst sein: So wie wir als 

deutsche Rodler eine ganze Nation repräsentieren, 

so repräsentiert jeder Biogasanlagenbetreiber 

die gesamte Biogasbranche in Deutschland. 

Sichere und reibungslos funktionierende Anlagen 

sind das beste Aushängeschild. 

Pfiat euch, 

Euer 

DWA 

DVGW 

Fachverband 

Biogas 

Technisches 

Sicherheitsmanagementsystem 

(TSM) – Biogas 

Schulungsverbund 

Biogas 

Abbildung 4: Arbeitshilfen, Infopapiere und Handlungsempfehlungen 

des Fachverbandes Biogas e.V. zum Thema Sicherheit 

Sicheres Arbeiten in Fermentern 

DWA-M 305 

-"Gasfackelanlagen als 

zusätzliche 

Gasverbrauchseinrichtungen an 

Biogasanlagen“ 

– Weißdruck Sommer 2019 

DWA-M 218 

- „Rohrleitungen auf 

Biogasanlagen“ 

– Gelbdruck Februar 2019 

seit 2013 aktiv und über 6.700 

erfolgreich geschulte und 

geprüfte Teilnehmer 

A-002 Einweisungsprotokoll für Nachunternehmer 

A-002-X Mustereinweisungsprotokolle für 8 relevante Instandhaltungsarbeiten – in Abstimmung 

A-003 Checkliste für den sicheren Betrieb einer BGA 

A-004 Anforderungen an die betriebliche Organisation – überarbeitet 

A-005 Umgang mit Zuschlags- und Hilfsstoffen auf Biogasanlagen 

A-005-2 Arbeitsmedizinische Prävention – in Abstimmung 

A-006 Leitfaden Notstromkonzept 

A-008 Erstellung eines HACCP-Konzeptes beim Einsatz von Gülle in Biogasanlagen 

A-015 Netzanschluss 

A-016 Brandschutz auf Biogasanlagen – überarbeitet 

A-018 Einweisungsprotokoll – Sicherheitshinweise für Besucher – in deutsch und englisch 

A-XXX Beispielhafte PLT-Sicherheitseinrichtungen für Biogasanlagen – in Abstimmung 

A-XXX Checkliste Beauftragung von Nachunternehmern – in Abstimmung 

A-XXX Einteilung von Ex-Zonen in Biogasanlagen (DGUV Regel 113-001) – in Überarbeitung 

H-006 Handlungsempfehlung zur Überprüfung von Holzdecken 

Infopapier Prüf- und Dokumentationspflichten 

Infopapier Gewährleistung der Frostsicherheit auf Biogasanlagen 

Durch den Fachverband Biogas wurden die 

in Abbildung 4 aufgeführten Arbeitshilfen, 

Infopapiere und Handlungshilfen zum Thema 

Sicherheit veröffentlicht und ständig 

an neue Erkenntnisse und Erfordernisse 

angepasst. 

Zusammenfassung und Ausblick: Das aktuelle 

Unfall- und Schadensgeschehen auf 

Biogasanlagen zeigt weiterhin Handlungsbedarf 

für die Biogasbranche. Durch die 

jetzt weiter verschärften organisatorischen 

und technischen Anforderungen reagiert 

der Gesetzgeber. Der Fachverband Biogas 

wird sich für eine weitere Sensibilisierung 

der Branche einsetzen und praxistaugliche 

Hilfestellungen zur Umsetzung geben. 

Schlussendlich muss es uns als gesamte 

Biogasbranche gelingen, die Schäden 

und Mängel auf Biogasanlagen weiter zu 

reduzieren, um unnötige kostenträchtige 

Anforderungen und Personenschäden zu 

verhindern. 

Autor 


Geschäftsführer 


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Erste Bewertung der 

„Technischen Regel 

Anlagensicherheit – TRAS 120“ 

Foto: Baur Folien 

Gurtverstärktes 

Tragluftdach. 

In über 35 Sitzungen hat die Kommission für Anlagensicherheit und der dazugehörige Arbeitskreis 

Biogas an einer Technischen Regel für Anlagensicherheit – TRAS 120 – zu sicherheitstechnischen 

Anforderungen an Biogasanlagen gearbeitet. Am 21. Januar 2019 wurde 

die TRAS 120 im Bundesanzeiger veröffentlicht und somit offiziell als Erkenntnisquelle zur 

Definition des Standes der Technik/Sicherheitstechnik veröffentlicht. 

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk 

Bereits Anfang 2015 hatte das Bundesumweltministerium 

(BMU) der Kommission 

für Anlagensicherheit (KAS) den Auftrag 

gegeben, eine Technische Regel für Anlagensicherheit 

zu Biogasanlagen (TRAS 

120) zu entwickeln. Hintergrund waren Defizite in den 

Sicherheitsregeln für Biogasanlagen (TI 4) der Landwirtschaftlichen 

Berufsgenossenschaften (SVLFG) sowie 

die besondere Auffälligkeit von Biogasanlagen bei 

den Auswertungen der Erfahrungsberichte der Sachverständigen 

gemäß Paragraf (§) 29a des Bundes-Immissionsschutzgesetzes 

(BImSchG). 

Zusammen mit dem aktuellen Unfall- und Schadensgeschehen 

auf Biogasanlagen ergaben sich akute Handlungsfelder 

für die KAS. Zur Bearbeitung der TRAS 120 

wurde aus Mitgliedern der KAS und relevanten Interessensgruppen 

ein Arbeitskreis Biogas gegründet. Neben 

dem Fachverband Biogas war nur noch ein weiterer ausgewiesener 

Biogas-Experte und Vertreter der Biogasbranche 

in dem Gremium vertreten. Der andere Teil des 

Arbeitskreises war geprägt durch drei Vertreter der Umweltverbände, 

drei Vertreter von Landesbehörden, den 

Berufsgenossenschaften und dem Umweltbundesamt. 

Diese aus unserer Sicht nicht den komplexen Fachdiskussionen 

angemessene Zusammensetzung und das 

komplizierte Verfahren, um externen Fachverstand einzubinden, 

waren regelmäßig Gegenstand unserer Kritik 

an der TRAS 120 und die Ursache für fragwürdige 

Mehrheitsentscheidungen bei heiklen Diskussionen. 

Grundsätzlich bemängelt wurde immer wieder die Vermischung 

des Standes der Sicherheitstechnik – relevant 

für Betriebsbereiche im Sinne der Störfallverordnung – 

und des Standes der Technik, der für alle genehmigungsbedürftigen 

Biogasanlagen von Relevanz ist. 

Aufgrund der besonderen Regelungstiefe und sehr 

detaillierten Beschreibung von Anforderungen wird 

insbesondere die Interpretation der TRAS 120 für 

Bestandsanlagen erhebliche Vollzugsprobleme mit 

sich bringen. Trotz massiver Kritik und zahlreicher 

Stellungnahmen des Fachverbandes Biogas wurde die 

TRAS 120 im Juni 2018 mit einer Gegenstimme in 

der KAS angenommen und nach einer Länderanhörung 

28


Dokumentationsumfang wird 

zunehmen 

Die Schutzabstände zu Hochspannungsfreileitungen 

und Windkraftanlagen kön- 


mit einigen notwendigen Änderungen im 

November 2018 final dem BMU zur Veröffentlichung 

übergeben. 

Fazit aus der Erarbeitung der 

TRAS 120 

Am Ende der Diskussionen lässt sich resümieren, 

dass unsere intensive Mitwirkung 

nicht erfolglos war und wichtige Änderungen 

in den zunächst zur Diskussion stehenden 

Texten erfolgt sind. Bei allen erzielten 

Kompromissen kann der finale Stand der 

TRAS 120 aber nicht zufriedenstellen und 

bedarf weiterer praxistauglicher Änderungen. 

Da die TRAS 120 „nur“ eine Erkenntnisquelle 

zum Stand der Technik beziehungsweise 

Stand der Sicherheitstechnik 

ist, obliegt es den zuständigen Vollzugsbehörden 

in den Ländern, die Umsetzung 

(zum Beispiel über Erlass, nachträgliche 

Anordnung oder bei Genehmigungen) 

durchzuführen. 

Eine einheitliche Anwendung in den Ländern 

ist bereits jetzt nicht absehbar. Eine 

besondere Rolle in diesem Zusammenhang 

werden auch die Sachverständigen 

nach §29a BImSchG und gegebenenfalls 

die zur Prüfung befähigten Personen einnehmen, 

da diese häufig als Gutachter 

der Vollzugsbehörden die Umsetzung des 

Standes der Technik beurteilen müssen. 

Somit empfehlen wir als Fachverband Biogas 

abzuwarten, ob und wie die TRAS 120 

in der Praxis durch die Behörden umgesetzt 

wird. Wenngleich sich jeder Anlagenbetreiber 

im Einzelfall Gedanken machen 

muss, ob nicht eine geplante Erweiterung 

beziehungsweise Änderung der Anlage 

auch gleich unter Berücksichtigung der 

TRAS 120 Sinn macht, um gegebenenfalls 

teurere Nachinvestitionen zu vermeiden. 

Inhalt der TRAS 120 

Die 43 Seiten umfassende, im Bundesanzeiger 

veröffentlichte TRAS 120 beschreibt 

nach einer Begriffsdefinition und Erläuterung 

von Gefahrenquellen auf Biogasanlagen 

im Kapitel 2 „grundsätzliche Anforderungen“ 

(zum Beispiel Brandschutz, 

Betriebsorganisation, Dokumentation, 

Fachkunde etc.) und im Kapitel 3 „besondere 

Anforderungen an Anlagenteile“ (Gärbehälter, 

Gasspeicher, Maschinenräume, 

Aktivkohlefilter etc.). 

Insbesondere die explizite und ausführliche 

Beschreibung von Gefahrenquellen auf 

Biogasanlagen hat rein informativen Charakter 

und wäre in dem Regelwerk entbehrlich 

gewesen. Änderungsbedarf besteht 

aus unserer Sicht noch bei der Einstufung 

der Toxizität von Biogas aufgrund seiner 

potenziellen Schwefelwasserstoffgehalte. 

Hier muss nochmal eine Anpassung gemäß 

TRGS 529 stattfinden. 

Allgemeine Anforderungen 

Das Kapitel 2 zu den allgemeinen Anforderungen 

ist geprägt durch die Themen 

Brand- und Explosionsschutz, Schutzabstände, 

Betriebsorganisation und Dokumentation 

sowie zur Annahme von besonderen 

Einsatzstoffen. Als Reaktion auf 

fehlende Standsicherheitsnachweise in der 

Praxis hat der Betreiber zukünftig für alle 

tragenden sicherheitsrelevanten Anlagenteile 

entsprechende Nachweise zu führen. 

Bezüglich des Themas Brandschutz gibt 

die TRAS 120 umfangreiche Anforderungen 

an die Erstellung des Feuerwehrplans 

und des Brandschutzkonzeptes, an die 

brandschutztechnische Entkopplung von 

relevanten Anlagenteilen (Gärbehälter, 

BHKW- und Elektroräumen, Gärprodukttrocknern, 

Gasfackeln etc.), Brandalarmierung 

an den Betreiber und an den abwehrenden 

Brandschutz (Löschwassermenge, 

Wasserentnahmestelle etc.). 

Die Anforderungen beim Explosionsschutz 

überschneiden sich größtenteils mit der bereits 

bekannten TRGS 529 und der DGUV 

Regel 113-001 (EX-RL). Umfangreich neu 

geregelt ist in der TRAS 120 das Thema der 

Schutzabstände innerhalb der Biogasanlage 

und deren Anlagenkomponenten und 

zu externen Objekten (Anlagen, Bauwerke 

etc.). Im Anhang VII sind in Form einer Tabelle 

konkrete Abstände beschrieben, die 

in jedem Fall erhebliche Auswirkungen auf 

die Planung und den Platzbedarf neuer Biogasanlagen 

beziehungsweise von Anlagenerweiterungen 

(zum Beispiel 6 beziehungsweise 

10 Meter Schutzabstand zwischen 

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29



Ende Januar wurde die 

TRAS 120 im Bundesanzeiger 

veröffentlicht. 

nen zukünftig zu erheblichen Diskussionen beim Bauplanungsrecht 

führen. Als Reaktion auf immer wieder 

feststellbare Mängel bei der Betriebsorganisation, -dokumentation 

und Einhaltung von relevanten Prüffristen 

werden zukünftig noch umfangreichere Dokumentationsanforderungen 

auf die Betreiber zukommen. 

So ist neben einem Überwachungskonzept zur Eigenüberwachung 

ein Prüf- und Instandhaltungsplan, ein 

Notfall- und Alarmplan und ein Notstromkonzept zu 

erarbeiten beziehungsweise fortzuschreiben. 

Besonderen bürokratischen Aufwand wird auch die 

Anforderung bringen, dass die Freisetzung wesentlicher 

Mengen von gefährlichen Stoffen (Biogas, Gärreste 

etc.) durch den Betreiber der zuständigen Behörde 

mitzuteilen ist. Bei der Fachkunde der Betreiber ergeben 

sich maßgebliche Änderungen in 

Bezug auf die Schulungsverpflichtung 

von allen an der Biogasanlage beschäftigten 

Mitarbeitern. Neu ist in der TRAS 

120 auch die Fachkundeanforderung 

für technisch verantwortliche Personen 

im Bereich der Errichtung und Instandhaltung 

sowie die Empfehlung der 

Fachkunde bei der Anlagenplanung. 

Der Schulungsverbund Biogas bereitet 

aktuell die geänderten Schulungskonzepte 

vor und wird diese zeitnah zur 

Verfügung stellen. Konkretisiert wurde 

auch die Dichtheitsprüfung der Biogasanlagen 

alle drei Jahre und einer 

dazwischen stattfindenden wiederkehrenden 

Gaskamerabegehung. Ob sich 

die in der TRAS 120 geforderte Prüfung 

durch einen Sachverständigen gemäß 

§29a BImSchG in allen Bundesländern 

durchsetzt, bleibt abzuwarten. 

Bei der Prüfung von Holzunterkonstruktionen bei 

Gasspeichern konnte seitens des Fachverbandes ein 

anlassbezogener beziehungsweise 6-jährlich wiederkehrender 

Belastungstest als Kompromiss erreicht 

werden. Wie bereits aus der TRGS 529 bekannt, gibt 

auch die TRAS 120 weitere Anforderungen (Schnelltest 

zu Annahme, Dokumentation, technische Anforderungen 

bei der Annahme/Lagerung, Abluftabsaugung 

etc.) beim Umgang mit besonderen Einsatzstoffen 

(zum Beispiel Bioabfälle, tierische Nebenprodukte mit 

Ausnahme von Gülle und Mist) vor. 

Beim Blitzschutz wird explizit die Anforderung definiert, 

dass ein äußerer Blitzschutz bei Biogasanlagen 

im Regelungsbereich der Störfallverordnung notwendig 

ist, wenn nicht nachgewiesen werden kann, dass 

Foto: Manuel Maciejczyk 

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eine ernste Gefahr ausgeschlossen ist. Die Interpretation 

dieser Anforderung in der Praxis wird sicherlich zu 

einigen Diskussionen führen. 

Besondere Anforderungen an Anlagenteile 

Das Kapitel 3 der TRAS 120 beschreibt sehr detailliert 

Anforderungen an spezifische Anlagenteile, wie 

zum Beispiel die Substratvorbehandlung, Gärbehälter, 

Gasspeichersysteme, Maschinenräume, Aktivkohlefilter, 

Gasfackeln, Gärprodukttrockner, PLT (Prozessleittechnik/Anlagensteuerung) 

und Elektrotechnik. Als 

wesentliche Anforderung bei den Gärbehältern soll 

zukünftig eine Erfassung der Gasspeicher- und Substratfüllstände 

sowie eine alarmüberwachte Über- und 

Unterdrucksicherung verbaut werden. 

Ein Schwerpunktthema der TRAS 120 ist die technische 

Ausführung von Gasspeichersystemen. Erfreulicherweise 

wird hier auf die vom Fachverband Biogas 

maßgeblich erstellten DWA-Merkblätter M-375 und 

M-377 verwiesen. Darüber hinaus definiert die TRAS 

120 detaillierte Anforderungen an die Standsicherheit, 

Ableitfähigkeit, schwere Entflammbarkeit und 

die farbliche Ausgestaltung der Gasspeichersysteme. 

Bestehende Membransysteme sind zum Ende der vom 

Hersteller angegebenen Standzeit auszutauschen. 

Sofern keine Herstellerangabe vorliegt und eine sicherheitstechnische 

Prüfung der Membran kein positives 

Ergebnis bringt, sind diese Membranen nach spätestens 

sechs Jahren auszutauschen. Sicherlich eine der 

kostenträchtigsten Anforderungen in der TRAS 120 

stellt die zukünftige Forderung einer zweischaligen 

Gasmembran und der kontinuierlichen Zwischenraumüberwachung 

dar. Trotz umfangreicher Diskussionen 

konnte diese aus Sicht der Biogasbranche unverhältnismäßige 

Verschärfung der technischen Anforderungen 

nicht verhindert werden. 

Klemmschlauchverbot wurde verhindert 

Je nachdem wie die zuständige Vollzugsbehörde die 

TRAS 120 zur Umsetzung bringt, kann diese Anforderung 

zum Ende der einschaligen Gasspeichersysteme 

bei den relevanten Anlagen führen. Erfolgreich verhindert 

werden konnte das drohende gänzliche Verbot der 

Klemmschlauchanbringung der Gasspeichersysteme 

am Gärbehälter. Zukünftig sollen Klemmschlauchsysteme 

diverse zusätzliche Anforderungen (Überwachung 

Innendruck des Klemmschlauches, Rückschlagventil 

etc.) erfüllen und mit einer zusätzlichen mechanischen 

Einrichtung (zum Beispiel Gurte, Seile etc.) gegen 

spontanes Versagen ausgerüstet sein. 

Weitere spezifische Anforderungen sind bei der Überwachung 

von Maschinenräumen (BHKW-Räume), von 

Aktivkohlefiltern (inkl. Bereithaltung von Inertgas) und 

Gärprodukttrocknern (Brand- und Explosionsschutz) 

definiert. Bei Prozessleittechnik (PLT) wird auf die SIL- 

Klassifizierung verwiesen und bei der Elektrotechnik 

die notwendige Fachkunde beziehungsweise Überwachung 

von Elektroräumen gefordert. 

Abschließend lässt sich feststellen, dass auf die Betreiber 

und Hersteller neue umfangreiche Herausforderungen 

zukommen können, je nachdem wie die zuständigen 

Landesvollzugsbehörden die TRAS 120 als 

Erkenntnisquelle anwenden. 

Autor 





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Der Anlagenbetreiber 

ist verpflichtet, Fremdunternehmen 

vor 

Aufnahme der Tätigkeit 

bezüglich der Gefährdungen 

auf der Anlage 

zu unterweisen. 



Foto: Andreas Dittmer 

Rechtliche Anforderungen an 

die sichere Instandhaltung 

Instandhaltungsmaßnahmen bergen ein erhöhtes Gefahrenpotenzial, dienen aber nicht 

nur dem Schutz und der Sicherheit des Personals, sondern unterstützen auch die Langlebigkeit 

der Maschinen, Geräte und Arbeitsmittel. Nicht vorhersehbare Reparaturen und 

Neuanschaffungen können zum Betriebsausfall und damit zu erheblichen Kosten führen. 

Von Dipl.-Wirt.-Ing. (FH) Marion Wiesheu 

Nach der Betriebssicherheitsverordnung 

(BetrSichV) hat der Arbeitgeber Instandhaltungsmaßnahmen 

zu ergreifen, damit 

die Arbeitsmittel die gesamte Verwendungsdauer 

den für sie geltenden Sicherheits- 

und Gesundheitsanforderungen entsprechen 

[Paragraf (§)10 BetrSichV]. Die Instandhaltung dient 

aber nicht nur der Sicherheit, sie ist eine Grundvoraussetzung 

für die dauerhafte Betriebsbereitschaft der 

Anlage und damit auch entscheidend für einen wirtschaftlichen 

Betrieb. Eine schlecht Instandgehaltene 

Anlage hat unter Umständen hohe Ausfallzeiten und 

damit hohe finanzielle Einbußen. 

Bei Instandhaltungsmaßnahmen, aber auch durch nötige 

nicht durchgeführte Instandhaltungsmaßnahmen 

sind in jüngster Vergangenheit einige teilweise schwere 

Unfälle in der Biogasbranche passiert. Diese erstreckten 

sich unter anderem über Brände – ausgelöst durch 

Schweißarbeiten an Behältern – bis hin zu Havarien, 

ausgelöst durch gealterte Gummimanschetten von 

Rührwerken, die ungenügend inspiziert und gewechselt 

wurden. 

Um diese Gefährdungen zu minimieren, hat der Gesetzgeber 

zahlreiche Regelungen und Vorgaben geschaffen. 

Diese sind unter anderem zu finden in der 

Betriebssicherheitsverordnung (BetrSichV), der Gefahrstoffverordnung 

(GefStoffV), der Technischen Regel 

für Gefahrstoffe (TRGS 529) und seit 21. Januar 

auch in der Technischen Regel für Anlagensicherheit 

(TRAS 120). 

Im Folgenden wird ein nicht abschließender Überblick 

über die wichtigsten Aspekte zur Instandhaltung auf 

Biogasanlagen gegeben. Die Instandhaltung lässt sich 

in vier Teilbereich untergliedern: 

ffInspektion: Prüfung und Bewertung des Istzustandes 

und Vergleich mit dem Sollzustand. 

ffWartung: pflegen, reinigen, schmieren, auffüllen, 

neu einstellen usw. 

ffInstandsetzung: Austausch und Ersatz defekter 

Maschinen, Geräte und Teile. 

f f Verbesserung: zusätzliche oder neue Geräte, Maschinen 

und Anlagen für mehr Sicherheit und eine 

höhere Effizienz. 

32



Gefährdungsbeurteilung 

Nach den vorgenannten Regelwerken ist 

bereits in der Gefährdungsbeurteilung 

das Thema Instandhaltung explizit zu berücksichtigen. 

Für die Gewährleistung des 

bestimmungsgemäßen Betriebs ist zu prüfen, 

welche Instandhaltungsmaßnahmen 

regelmäßig erforderlich sind. Hierfür sind 

unter anderem die Angaben des jeweiligen 

Herstellers (Betriebsanleitungen), des 

geltenden Regelwerks, die Umgebungsbedingungen, 

das Bedienpersonal und die 

Nutzungsintensität zu berücksichtigen. 

Auf dieser Basis ist neben den möglichen 

Gefährdungen und den daraus resultierenden 

Schutzmaßnahmen auch ein Prüf- und 

Instandhaltungsplan zu erarbeiten und zu 

dokumentieren (§5 ArbSchG, §3 BetrSichV, 

§6 GefStoffV, TRGS 529, TRAS 120). 

Bestimmte Instandhaltungsmaßnahmen 

sind selten oder spontan durchzuführen 

und häufig mit einer erhöhten Gefährdung 

durch besondere Betriebszustände (Anund 

Abfahren von Behältern) verbunden, 

wie zum Beispiel bei dem Wechsel eines 

Tauchmotorrührwerks. In solchen Fällen 

ist stets eine Einzelfallbetrachtung (TRGS 

529 Teil 3.1) erforderlich, und die Gefährdungsbeurteilung 

ist immer vor Aufnahme 

der Tätigkeit durchzuführen und/oder zu 

aktualisieren. 

Unterweisung der Mitarbeiter 

Wie bei allen Tätigkeiten auf Biogasanlagen 

sind Mitarbeiter unter Berücksichtigung 

der Gefährdungsbeurteilung vor erstmaliger 

Arbeitsaufnahme zu unterweisen. 

Die Unterweisung ist regelmäßig zu wiederholen 

(mindestens jährlich) und vor allem 

bei Instandhaltungsmaßnahmen auch 

anlassbezogen durchzuführen (§14 Gef - 

StoffV, §12 BetrSichV, TRGS 555, TRGS 

529 Teil 5.3). 

Prüf- und Instandhaltungspläne 

Der aus der Gefährdungsbeurteilung hervorgehende 

und individuell für die Anlage 

erstellte Prüf- und Instandhaltungsplan 

sollte mindestens die Kontrollmaßnahme, 

die Kontrollhäufigkeit (täglich, wöchentlich, 

monatlich ...) und die Verantwortlichkeiten 

beschreiben sowie die Durchführung, 

Messungen und vorgefundene 

Mängel mit Datum und Unterschrift dokumentieren. 

Vorgefundene Mängel sind 

entsprechend ihrer Schwere direkt oder 

zeitnah zu beseitigen und mit dem Betriebsleiter 

zu besprechen. Die TRAS 120 

stellt hier zusätzliche Anforderungen an 

genehmigungsbedürftige Anlagen und 

Anlagen, die der Störfallverordnung unterliegen. 

Diese sollen zusätzlich ein Konzept 

zur Eigenüberwachung nach Anhang VI der 

TRAS 120 erstellen und umsetzen. 

Erhöhter Inspektions- und 

Wartungsbedarf bei alten Anlagen 

und -teilen 

Viele Biogasanlagen gehen mittlerweile auf 

die 20 Jahre zu oder sind schon älter. Durch 

einige Unfälle Ende letzten Jahres hat sich 

gezeigt, dass gerade bei älteren Anlagen 

ein großes Augenmerk auf die Inspektion 

gelegt werden muss. Das Material von Behältern, 

Rohren, Folienhauben usw. ist oft 

anspruchsvollen Umgebungsbedingungen 

ausgesetzt. Daher sollte in der regelmäßigen 

Überarbeitung und Aktualisierung der 

Prüf- und Instandhaltungspläne besonders 

bei alten Anlagenteilen eine erforderliche 

Erhöhung der Inspektionshäufigkeit und/ 

oder ein vorbeugender Austausch geprüft 

werden. 

Änderungen an Geräten und 

Maschinen bei der Instandsetzung 

Werden Änderungen an Anlagenteilen oder 

Arbeitsmitteln vorgenommen, so ist die Gefährdungsbeurteilung 

für diese zu aktualisieren. 

Es ist weiter zu überprüfen, ob sich 

durch diese Änderungen Pflichten aus dem 

Produktsicherheitsgesetz für den Biogasanlagenbetreiber 

ergeben (Anpassung von 

Betriebsanweisungen, Wartungsplänen 

etc.) und ob die Instandsetzungsmaßnahme 

prüfpflichtig nach der Betriebssicherheitsverordnung 

ist. 

Werden Instandsetzungsmaßnahmen an 

Geräten vorgenommen, die sich in explosionsgefährdeten 

Bereichen befinden oder 

auf diese einwirken, so ist eine Prüfung 

durch eine zugelassene Überwachungsstelle 

oder eine zur Prüfung befähigte 

Person nach Anhang 2; Nr. 3.2 BetrSichV 

durchzuführen, diese finden Sie häufig 

beim beauftragten Serviceunternehmen. 

Beauftragung von Serviceunternehmen/Fremdfirmen 

Für bestimmte Instandhaltungsmaßnahmen 

ist oft die Unterstützung eines Serviceunternehmens 

beziehungsweise einer 

Fremdfirma nötig, wie zum Beispiel bei 

der Reinigung von Fermentern oder dem 

Modulares System zur 

Fremdkörperabscheidung 

und Zerkleinerung 

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Wechsel einer Folienmembrane. Durch 

die Beauftragung einer Fremdfirma geht 

die Verantwortung im Arbeitsschutz aber 

nicht in Gänze an die Fremdfirma über. Die 

Verantwortung bleibt weiter grundsätzlich 

beim Anlagenbetreiber. 

Der Betreiber ist daher dazu verpflichtet: 

ffsich von der Fachkunde der Firma für 

die jeweilige Tätigkeit zu überzeugen, 

ffzusammen mit der Fremdfirma für die 

jeweilige Tätigkeit eine individuelle 

Gefährdungsbeurteilung zu erstellen, 

ffdie Fremdfirma auf der eigenen Anlage 

bezüglich möglicher Gefährdungen zu 

unterweisen und 

ffdurch einen Erlaubnisschein die Arbeiten 

freizugeben (§10 BetrSichV, TRGS 

529 Teil 3.3). 

Für Instandhaltungsmaßnahmen, die eine 

unmittelbare Bedeutung für die Anlagensicherheit 

hinsichtlich Gewässerschutz 

haben, hat der Betreiber einen Fachbetrieb 

nach §62 AwSV zu beauftragen und 

den Nachweis über das entsprechende 

Zertifikat einzufordern. 

Ausführende Unternehmen müssen für gefährliche 

Arbeitsverfahren einen mit den 

Gefährdungen, Schutzmaßnahmen und 

den zu beachtenden rechtlichen Anforderungen 

vertrauten Aufsichtführenden benennen. 

Können bei Zusammenarbeit von 

Beschäftigten mehrerer Arbeitgeber besondere 

Gefahren auftreten, so ist durch die 

Beteiligten ein Koordinator mit Weisungsbefugnis 

zu bestellen. 

Zur Unterstützung bei der Unterweisung 

steht Biogasanlagenbetreibern und Serviceunternehmen 

derzeit die Arbeitshilfe 

A-002 „Einweisungsprotokoll für Nachunternehmer“ 

des Fachverbandes Biogas auf 

der Homepage zur Verfügung. Zusätzlich 

arbeitet im Moment die AG Instandhaltung 

im Fachverband Biogas an sechs Mustereinweisungsprotokollen 

inklusive Gefährdungsbeurteilung 

und Freigabeschein 

für besonders gefährliche Tätigkeiten auf 

Biogasanlagen. Des Weiteren wird ein Leitfaden 

zur Beauftragung von Fremdfirmen 

erarbeitet. 

Regelmäßige Inspektion, Wartung und Instandsetzung im Rahmen eines Prüf- und Instandhaltungsplanes. 

Alleinarbeit 

Unabhängig davon, ob Tätigkeiten von einem 

Mitarbeiter oder einem Serviceunternehmen 

durchgeführt werden, ist bereits 

im Rahmen der Gefährdungsbeurteilung 

zu prüfen und zu dokumentieren, welche 

Tätigkeiten nicht in Alleinarbeit durchgeführt 

werden können. Gerade bei Instandhaltungsmaßnahmen 

ist nach der TRGS 

529 Nr. 5.5 Alleinarbeit bei Tätigkeiten 

in Behältern und engen Räumen sowie bei 

Tätigkeiten, bei denen eine Explosionsgefahr 

besteht oder entstehen kann, nicht 

zulässig. 

Die Anwesenheit eines Sicherungspostens 

senkt zum Beispiel das Risiko vieler Instandhaltungsmaßnahmen 

erheblich. Wird 

in der Gefährdungsbeurteilung Alleinarbeit 

zugelassen, so sind gegebenenfalls zusätzliche 

organisatorische, technische und persönliche 

Schutzmaßnahmen zu ergreifen 

und zu dokumentieren. 

Fachkunde 

Sowohl in der BetrSichV, der TRGS 529 

als auch in der TRAS 120 wird vorgegeben, 

dass Instandhaltungsmaßnahmen 

nur von fachkundigen, beauftragten und 

unterwiesenen Beschäftigten und Fremdfirmen 

durchgeführt werden dürfen. So ist 

der Anlagenbetreiber dazu verpflichtet, die 

Qualifikation seiner Mitarbeiter und der 

Mitarbeiter des Serviceunternehmens zu 

hinterfragen. Bei Beauftragung von Serviceunternehmen 

sollte nach Nachweisen 

zu Berufsausbildung, Erfahrung und Fortbildung 

gefragt werden. 

Die TRAS 120 geht nun noch einen Schritt 

weiter. Sie fordert, dass auf jeder Biogasanlage 

eine fachkundige, (inklusive Berufsausbildung) 

für die Instandhaltung 

verantwortliche Person vorhanden sein 

muss. Diese kann der Betreiber, eine von 

ihm benannte Person oder eine Person in 

einem mit der Instandhaltung beauftragten 

Unternehmen sein. Zur Erlangung der 

Fachkunde hat die für die Instandhaltung 

verantwortliche Person einmalig an einer 

Grundschulung und zur Aufrechterhaltung 

der Fachkunde entsprechend der Entwicklung 

des Standes der Technik und des Standes 

der Sicherheitstechnik mindestens alle 

vier Jahre an einer Fortbildung erfolgreich 

teilzunehmen. Da die TRAS 120 eine Erkenntnisquelle 

ist, bleibt abzuwarten inwieweit 

Länder und Behörden dies einfordern. 

Der Fachverband Biogas erarbeitet derzeit 

zusammen mit der AG Instandhaltung und 

dem Fachbeirat des Schulungsverbundes 

Biogas ein Lehrkonzept für die Instandhaltung 

verantwortlichen Personen von 

Biogasanlagen und Serviceunternehmen. 

Autorin 

Dipl.-Wirt.-Ing. (FH) Marion Wiesheu 

Leiterin des Referates Qualifizierung und Sicherheit 


Angerbrunnenstr. 12, 85356 Freising 

0 81 61/98 46 60 

marion.wiesheu@biogas.org 

www.biogas.org 

Foto: Baerwald 

34



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Biogasanlagen 

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‣ Arbeitssicherheit 

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‣ Gutachten durch einen Sachverständigen nach § 29a BimSchG 

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Arbeitssicherheit 

Gutachten durch einen Sachverständigen nach § 26 BimSchG 

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35



Interview 

Foto: Privat 

Auf die 

Fachbetriebspflicht 

achten! 

Zur Person 

Frau Blarr promovierte 2009 zur Doktorin der Agrarwissenschaften 

am Institut für Ressourcenmanagement 

der Universität Gießen zum Thema 

„Erkennung, Quantifizierung und Verminderung 

punktueller Pflanzenschutzmitteleinträge in 

Oberflächengewässer“. Ebenfalls 2009 erhielt 

sie ihre DAU-Zulassung als Umweltgutachterin 

für den Bereich „Stromerzeugung aus Erneuerbaren 

Energien“. 

Seit 2014 arbeitet Frau Blarr unter der Firmierung 

Fabicon freiberuflich. 2016 hat sie die 

Fachbetriebsgemeinschaft Maschinenbau e.V. 

(FGMA) als Prüferin und Sachverständige für 

alle Anlagen zum Umgang mit wassergefährden 

Stoffen aufgenommen. In ihrem Arbeitsalltag 

dreht sich alles um Gewässerschutz/AwSV, Umweltgutachten 

und Zertifizierung, Energiemanagementsysteme, 

betrieblicher Umweltschutz 

und Nachhaltigkeitsstrategien. 

Weitere Informationen unter: 

www.fabicon-umweltgutachten.de 

Die im August 2017 in Kraft getretene Verordnung über Anlagen zum 

Umgang mit wassergefährdenden Stoffen (AwSV) schreibt für Biogasanlagen 

bundeseinheitlich die Fachbetriebspflicht vor. Dr. Annika Blarr, 

Sachverständige der Fachbetriebsgemeinschaft Maschinenbau (FGMA) 

mit Themenschwerpunkt anlagenbezogener Gewässerschutz, gibt 

Antworten auf das Ob und Wie sowie worauf Biogasanlagenbetreiber 

achten sollten. 

Interviewerin: Dipl.-Ing. agr. Steffi Kleeberg 

Biogas Journal: Was bedeutet 

die Fachbetriebspflicht für Biogasanlagen? 

Dr. Annika Blarr: Wenn man 

eine Biogasanlage durch eine 

AwSV-Brille betrachtet, stellt 

man fest, dass sie aus wasserrechtlicher 

Sicht in unterschiedliche 

Teilbereiche 

(sogenannte „Anlagen und Anlagenteile“) 

untergliedert wird. 

Anlagenteile sind klassischerweise: 

Abfüllplätze, Siloanlage, 

Sickersaftrohrleitungen, 

Sickersaftbehälter, Vorgrube, 

Fermenter, Gärbehälter, Gärproduktlager, 

Kondensatschacht. 

Aus Sicht der AwSV geht es in den einzelnen Teilbereichen 

um den Umgang mit wassergefährdenden Stoffen, 

wie zum Beispiel Gülle, Silage, Gärrest, Alt- und Frischöl. 

Alle Anlagenteile unterliegen wasserrechtlichen Anforderungen, 

die in der AwSV und den dazugehörigen 

technischen Regelwerken präzisiert werden. 

Für die Errichtung der Anlage selber und der dazugehörigen 

Anlagenteile, die Innenreinigung von Behältern 

sowie die Instandsetzung und Stilllegung formuliert die 

AwSV eine generelle Fachbetriebspflicht. Das bedeutet, 

dass nur anerkannte Fachbetriebe bestimmte Tätigkeiten 

ausführen dürfen, die unmittelbare Bedeutung für 

die Anlagensicherheit haben. Das betrifft unter anderem 

den Behälter- und Rohrleitungsbau und die Sicherheitstechnik 

(Leckerkennung, Überfüllsicherung etc.). 

Die Fachbetriebspflicht erstreckt sich auch auf das 

Errichten und das Instandsetzen von Silolagerflächen 

(sogenannten JGS-Anlagen), sofern bestimmte Größen 

überschritten werden. So sind Silosickersaftbehälter 

>25 m³, Festmistplatten beziehungsweise Siloplatten 

>1.000 m³ sowie „sonstige JGS-Anlagen“ >500 m³ 

fachbetriebspflichtig. 

Biogas Journal: Was sind die Voraussetzungen, um ein 

Fachbetrieb zu werden und zu bleiben? 

Dr. Blarr: Um als Fachbetrieb anerkannt zu werden, gibt 

es zwei unterschiedliche Wege: Man wird Mitglied in 

einer wasserrechtlich anerkannten Überwachungsgemeinschaft 

nach Paragraf (§)57 AwSV oder schließt einen 

Überwachungsvertrag mit einer Sachverständigenorganisation 

nach §52 AwSV. Details regelt §62 AwSV. 

Beide Möglichkeiten können mit der FGMA Fachbetriebsgemeinschaft 

Maschinenbau verwirklicht werden. 

Beim ersten Fall wird das Unternehmen Mitglied in 

einer Güte- und Überwachungsgemeinschaft und bestellt 

mindestens einen Mitarbeiter zum sogenannten 

„Fachbetriebsbeauftragten“, der für die fachbetriebspflichtigen 

Tätigkeiten des Unternehmens zuständig 

ist. Der Fachbetriebsbeauftragte macht sich sachkundig 

bezüglich der Regelungen des vorbeugenden 

Gewässerschutzes (WHG, AwSV usw.) und weist seine 

Kenntnisse im Rahmen einer Überprüfung nach. Dazu 

ist unter anderem die erfolgreiche Teilnahme an einem 

Seminar erforderlich sowie ein jährlicher oder zweijährlicher 

Auffrischungskurs. 

Der Fachbetriebsbeauftragte sorgt dafür, dass die ausführenden 

Mitarbeiter über die Anforderungen des vor- 

36



beugenden Gewässerschutzes regelmäßig informiert 

werden (interne Mitarbeiterunterweisungen, Erstellen 

von schriftlichen Arbeitsanweisungen). Auf Anforderung 

des Mitgliedsunternehmens führt ein Prüfbeauftragter 

der Güte- und Überwachungsgemeinschaft 

die sogenannte Aufnahme-Überwachungsprüfung am 

Standort des Unternehmens durch. 

Bestandteile dieser Aufnahme-Überwachungsprüfung 

sind: Überprüfung der personellen Voraussetzungen, 

Überprüfung der Ausrüstungsgegenstände sowie die 

Überprüfung der Informationsweitergabe an Mitarbeiter. 

Innerhalb der Überwachungsgemeinschaft 

wird über die Verleihung des Überwachungszeichens 

entschieden. Mindestens alle zwei Jahre finden Regelüberwachungsprüfungen 

am Unternehmensstandort 

durch die Güte- und Überwachungsgemeinschaft statt. 

Der Fachbetrieb erhält ein Zertifikat. Die zweite Möglichkeit, 

ein Fachbetrieb nach AwSV zu werden, ist der 

Abschluss eines Überwachungsvertrages mit einer anerkannten 

Sachverständigenorganisation. Die Abläufe 

und Inhalte sind im Wesentlichen identisch. 

Biogas Journal: Der Betreiber hat die Pflicht, für die 

fachbetriebspflichtigen Tätigkeiten Firmen mit entsprechender 

Zertifizierung zu beauftragen. Wo finden 

die Betreiber solche Firmen? 

Dr. Blarr: Sachverständigenorganisationen und Güteüberwachungsgemeinschaften 

müssen Fachbetriebe, 

die für Dritte tätig werden, unverzüglich nach der Zertifizierung 

im Internet in geeigneter Weise bekanntgeben. 

In der Regel geschieht dies über Nennung auf der 

eigenen Internetseite. Vereinzelt stellen Sachverständigenorganisationen 

Online-Portale für „ihre“ Fachbetriebe 

zur Verfügung, die auf freiwilliger Basis genutzt 

werden können. 

Wenn ein Betreiber für ein bestimmtes Gewerk Unterstützung 

sucht, ist es wenig hilfreich, sich auf den 

Internetseiten der Sachverständigen-Organisationen 

zu tummeln. Es gibt keine offiziellen vollständigen 

„Listen“ von Fachbetrieben, die nach Branchen und 

Regionen sortiert sind. Im Zweifel muss der Betreiber 

leider die infrage kommenden Firmen abtelefonieren 

und den Nachweis einfordern. 

Biogas Journal: Gibt es hinsichtlich des Nachrüstungsbedarfs 

von Lagerkapazitäten beziehungsweise Umwallungen 

überhaupt ausreichend Firmen, die diese fachbetriebspflichtigen 

Arbeiten ausführen können? Oder 

läuft die Branche auf einen Engpass zu? 

Dr. Blarr: Der allgemein beschriebene Fachkräftemangel 

führt in manchen Regionen derzeit schon zu 

erheblichen Bauverzögerungen. Daher ist die logische 

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37



Schlussfolgerung, dass die Fachbetriebspflicht zu zusätzlichen 

Engpässen führen könnte. Daher kann man 

an die Firmen nur appellieren, die Fachbetriebsqualifikation 

zu erwerben. 

Biogas Journal: Es gibt viele verschiedene Spezialisierungen 

von Fachbetrieben. Einschlägige Ausbildungseinrichtungen 

bieten Lehrgänge speziell für Arbeiten 

an Biogas- und JGS-Anlagen an. Da aber an solchen 

Anlagen auch fachübergreifende Arbeiten anfallen, wie 

zum Beispiel Beschichten von Beton und Schweißen 

von Rohrleitungen, stellt sich die Frage, ob zwingend 

ein auf Biogas zertifizierter Fachbetrieb beauftragt werden 

muss, um weniger spezielle Arbeiten auszuführen? 

Dr. Blarr: Es müssen Fachbetriebe beauftragt werden, 

die den Tätigkeitsbereich abdecken – also zum Beispiel 

„Schweißen von Rohrleitungen“ oder „Beschichten 

von Beton“. In der Zulassung muss zum Beispiel 

die Tätigkeit „Verlegen von Rohrleitungen auf Biogasanlagen“ 

oder Ähnliches aufgeführt sein. Das heißt, 

die Zulassungsorganisation hat den Betrieb auf diesem 

Gebiet überprüft. 

In den Qualifizierungskursen werden allgemein die Tätigkeiten 

an verfahrenstechnischen Anlagen, in denen 

mit wassergefährdenden Stoffen umgegangen wird, 

behandelt. Es gibt Lehrgänge, in denen das Thema 

Biogasanlagen aufgegriffen wird – jedoch gibt es keine 

speziellen Biogaskurse. 

Biogas Journal: Wenn ein zertifizierter Fachbetrieb fehlerhaft 

baut, wer haftet dann für eventuell entstandene 

Schäden beziehungsweise Nachbesserungen? 

Dr. Blarr: Die Zertifizierung sagt leider nichts darüber 

aus, inwieweit der Betrieb fehlerfrei arbeitet. Die Zertifizierung 

soll sicherstellen, dass eine gewisse Fachkenntnis 

in Bezug auf wasserrechtliche Grundlagen 

auf dem Betrieb vorhanden ist, die Mitarbeiter entsprechend 

unterwiesen werden und nötige Ausrüstungsgegenstände 

zur Verfügung stehen. Dies alles wird durch 

eine Sachverständigenorganisation oder eine Güteüberwachungsgemeinschaft 

regelmäßig überprüft. 

Wenn es zu Schäden in der Bauausführung kommt, die 

auf fehlerhaftes Handeln des Fachbetriebes zurückzuführen 

sind, haftet der Fachbetrieb. 

Biogas Journal: Können Betreiber von Biogasanlagen 

Fachbetrieb werden? 

Dr. Blarr: Prinzipiell ja, sofern alle personellen Voraussetzungen 

erfüllt sind und die entsprechende Geräte- 

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38



ausstattung vorhanden ist. Um ein Beispiel zu nennen: 

Beim Schweißen von Rohrleitungen reicht es nicht, 

schweißen zu können, sondern es bedarf des entsprechenden 

Schweißerpasses und der notwendigen persönlichen 

Schutzausrüstung sowie eines Havarie- und 

Notfallkonzeptes. Wie schon gesagt, haftet der Fachbetrieb 

vollumfänglich für sein fehlerhaftes Handeln. 

Die Kosten für eine solche Fachbetriebszulassung variieren 

je nach Schulungsanbieter beziehungsweise 

Überwachungsgemeinschaft und können sich schnell 

auf einen mittleren vierstelligen Betrag summieren. Sie 

setzen sich zusammen aus: 

ffder Qualifizierungsschulung zum Fachbetriebsbeauftragten 

(einmalig), 

ffder Erstprüfung und der Überwachungsprüfung (vor 

Beginn und dann alle zwei Jahre), 

ffder Auffrischungsschulung des Fachbetriebsbeauftragen 

(alle zwei Jahre) und 

ffdem jährlichen Mitgliedsbeitrag. 

Biogas Journal: Welche Tätigkeiten kann ein Betreiber 

noch selber – ohne Fachbetrieb – durchführen? 

Dr. Blarr: Die AwSV legt nur lapidar fest, dass „Tätigkeiten 

an Anlagenteilen oder Anlagen, die keine unmittelbare 

Bedeutung für die Anlagensicherheit haben, nicht 

von Fachbetrieben ausgeführt werden müssen“. Dazu 

zählen meines Erachtens Erdaushubarbeiten als Vorbereitung 

für den Havariewall, Rohrleitungsbau oder auch 

den Abtankplatz. 

Biogas Journal: Was ist Ihre persönliche Einschätzung: 

Wird die Fachbetriebspflicht – vor dem Hintergrund der 

bisherigen Schadensfälle – Abhilfe schaffen? 

Dr. Blarr: Ja. Da sich die Fachbetriebspflicht auf die 

sicherheitsrelevanten Anlagenteile bezieht, gehe ich 

davon aus. 

Biogas Journal: Frau Dr. Blarr, vielen Dank für das 

Gespräch. 

Anmerkung: Interessenten bezüglich der Zulassung 

als Fachbetrieb können sich gerne an Frau Dr. Blarr, 

Tel. 01 62/10 55 550 wenden. 

Interviewerin 

Dipl.-Ing. agr. Steffi Kleeberg 

Fachreferentin, Referat Genehmigung 


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39

praxis 


2018er Dürre 

wirkt 

preistreibend 

Foto: www.landpixel.de 

Zum nunmehr neunten Mal wurden die Substratpreise der zurückliegenden Ernte des 

Jahres 2018 durch den Fachverband Biogas e.V. abgefragt. Die Auswirkungen der lang 

anhaltenden Trockenphase sind bei der Preisentwicklung deutlich sichtbar. Die knappe 

Substratverfügbarkeit führte zu steigenden Kosten beim Biomasseeinkauf. 

Von Dr. Stefan Rauh 

Abbildung 1: Anteil der Rückmeldungen im Vergleich der Substrate 

1% 3% 5% 

6% 

Silomais 

5% 

Grassilage 

41% 

Getreide-GPS 

6% 

Grünroggen 

Getreidekorn 

Zuckerrüben 

Riesenweizengras 

Durchw. Silphie 

20% 

Sonstige 

13% 

Quelle: FvB 2019 

In diesem Jahr haben sich erfreulicherweise wieder 

deutlich mehr Betreiber an der Umfrage beteiligt, 

sodass das Ergebnis mehr Aussagekraft bekommt. 

Mit 209 Datensätzen (Vorjahr 134) erreichten fast 

doppelt so viele Rückmeldungen zu den Preisen 

von Energiepflanzen und Wirtschaftsdüngern die Geschäftsstelle 

des Fachverbandes Biogas e.V. Die meisten 

Rückmeldungen bei den Energiepflanzen vereint, 

wie zu erwarten war, der Silomais auf sich. Wie in Abbildung 

1 zu sehen ist, hatte der Silomais einen Anteil 

von 41 Prozent an allen Rückmeldungen. Als nächstes 

folgen Getreide-GPS und Grassilage. Was hierbei auffällt, 

ist die Tatsache, dass im Vergleich zum Vorjahr 

weit weniger Datensätze zu Grassilage eingegangen 

sind. Dies lässt sich durch die Trockenheit begründen. 

Während im Jahr zuvor häufig der vierte und fünfte 

Schnitt an eine Biogasanlage abgegeben wurde, waren 

in manchen Regionen die Aufwüchse so schwach, dass 

ein Verkauf an eine Biogasanlage nicht infrage kam. 

Häufig war es sogar so, dass Betreiber Vieh haltenden 

Landwirten mit Futter aus ihren Lagern ausgeholfen 

haben oder nicht die komplette eigentlich vertraglich 

zugesagte Fläche gekauft haben. Die anderen Kulturen 

(Zuckerüben, Getreide, Grünroggen) konnten ihre Anteile 

in etwa behaupten. 

Trockenheit mit Folgen 

In Tabelle 1 auf Seite 43 sind die wichtigsten Ergebnisse 

der Umfrage für die Substrate mit ausreichend 

vielen Rückmeldungen zusammengefasst. Neben den 

Nettopreisen stehend ab Feld (oberer Teil der Tabelle) 

und frei Silo (unterer Teil der Tabelle) sind dort auch 

die Mittelwerte des Ertrags sowie des Trockenmasse- 

40


praxis 

Abbildung 2: Trockenmassepreise im Vergleich 

gehalts aufgelistet. Bei den Erträgen und 

Trockenmassegehalten werden die Folgen 

der Trockenheit ebenfalls sichtbar. 

Während die Trockenmassegehalte im 

Vergleich zum Vorjahr nur tendenziell anstiegen, 

ist der Ertragsrückgang über alle 

Kulturen hinweg sichtbar. Bei den beiden 

Leitkulturen im Biogasbereich – Silomais 

und Getreide-GPS – lagen die Erträge im 

Schnitt 20 Prozent unter denen im Vorjahr 

(Silomais: 41,2 Tonnen Frischmasse 

im Vergleich zu 51,6 Tonnen Frischmasse 

in 2017; Getreide-GPS: 30 Tonnen 

Frischmasse im Vergleich zu 36,3 Tonnen 

Frischmasse in 2017). Einzig Grünroggen 

konnte sogar leichte Ertragszuwächse 

verzeichnen. Hier konnten mit 

31,1 Tonnen Frischmasse etwa 2 Tonnen 

mehr als im Vorjahr geerntet werden. 

Der Grünroggen profitierte dabei von der 

frühen Ernte. Die in Tabelle 1 aufgelisteten 

Mittelwerte zeigen nur bedingt die 

katastrophalen Ernteergebnisse in einzelnen 

Regionen. Dies wird anhand der 

eingegangen Rückmeldungen zum Silomais 

verdeutlicht. Während einzelne Betreiber 

Erträge oberhalb von 50 Tonnen 

Frischmasse erzielen konnten, erreichten 

auch zahlreiche Einsendungen die 

Geschäftsstelle, bei denen die Erträge 

die 30-Tonnen-Marke nur knapp überschritten. 

Substratpreis in €/t TM 

200,0 

180,0 

160,0 

140,0 

120,0 

100,0 

80,0 

60,0 

40,0 

20,0 

0,0 

Mittlerer Preis stehend ab Feld [€/t TM] 

Mittlerer Preis frei Silo [€/t TM] 

98,7 101,9 

93,7 

89,1 

90,7 

69,9 

76,8 

173,6 

109,7 

Silomais Grassilage Getreide-GPS Grünroggen Getreidekorn Zuckerrüben Durchwachsene 

Silphie 

Anmerkung: Bei den Werten handelt es sich um korrigierte Mittelwerte 

Abbildung 3: Frischmassepreise im Vergleich 

Substratpreis in €/t TM 

40,0 

35,0 

30,0 

31,8 

Mittlerer Preis stehend ab Feld [€/t FM] 

Mittlerer Preis frei Silo [€/t FM] 

35,3 

25,0 

33,5 

33,0 

37,0 

21,3 

149,5 

Zuckerrüben nicht verteuert 

25,0 

Die schlechten Ernteergebnisse aufgrund 

der ungünstigen Witterung hatten direkten 

Einfluss auf die Substratpreise. Bis 20,0 

auf Zuckerrüben wurden alle Substrate 

teurer gehandelt als im Vorjahr. Der Grund 

für den Preisrückgang bei Zuckerrüben 15,0 

könnte möglicherweise mit der Entwicklung 

der fallenden Zuckerpreise und der 

schlechteren Vermarktungsmöglichkeit 

von Zuckerrüben zusammenhängen. 

Silomais als wichtigste Kultur wurde im 

Schnitt für 89 Euro je Tonne Trockenmasse ab Feld und 

106 Euro je Tonne Trockenmasse frei Silo gehandelt 

(siehe Abbildungen 2 und 3). Im gleichen Preisbereich 

liegt nach wie vor Getreide-GPS. Gerade beim aussagekräftigen 

Preis je Tonne Trockenmasse sind die Unterschiede 

marginal. Deutlich sichtbar wird die Wirkung 

der Erntekosten bei Grassilage. Während der Preis im 

Silo nur knapp unter dem von Silomais oder Getreide- 

GPS liegt, ist der Abstand ab Feld/Wiese folgerichtig 

größer. 

Bei einem Kauf ab Wiese sind die hohen Ernte- und 

Transportkosten zu berücksichtigen. Der Preisunterschied 

liegt bei etwa 25 Euro je Tonne Trockenmasse 

beziehungsweise 9 Euro je Tonne Frischmasse. Die 

Substrate mit einer hohen Energiedichte (Getreidekorn 

und Zuckerrüben) erreichen die höchsten Trockenmassepreise, 

wenn auch die Zuckerrübe sich dem 

Preis von Silomais annähert. Für die Durchwachsene 

Silphie konnte erstmals ein Preis ermittelt werden. 

Dieser liegt bei 26 Euro je Tonne Frischmasse und 

somit unterhalb von Silomais und Getreide-GPS, was 

dem vergleichsweise hohen Wassergehalt geschuldet 

ist. Bezogen auf die Tonne Trockenmasse relativiert 

sich dieser Effekt. 

26,9 

87,2 


Silomais Grassilage Getreide-GPS Grünroggen Getreidekorn Zuckerrüben Durchwachsene 

Silphie 

Anmerkung: Bei den Werten handelt es sich um korrigierte Mittelwerte 

25,8 


41

praxis 


Abbildung 4: Substratpreisindex für NawaRo 

135,7 

122,3 

Substratpreisindex 

120 

110 

100 

116,8 

115,4 

113,8 113,9 

111,9 

110,8 

108,3 

108,8 108,9 

107,6 

106,7 

105,9 106,4 106,3 

105,4 

102,9 

102,4 

100,6 

99,9 

97,1 

96,9 98,0 

94,8 

103,3 

100,7 

97,6 

94,7 

119,5 

112,2 

107,6 

103,0 

101,4 

100,6 

111,5 

111,3 

104,8 

100,3 

100,1 99,9 

109,1 

107,5 107,8 

106,0 

103,0 

101,1 

101,6 

100,1 

90 

91,7 

85,9 

91,2 

88,1 

86,1 

84,2 

80 

Index 2011 Index 2012 Index 2013 Index 2014 Index 2015 Index 2016 Index 2017 Index 2018 

Silomais Grassilage Getreide-GPS Getreidekorn Grünroggen Zuckerrüben Biomasseindex 

Anmerkung: Substratpreisindex im Vergleich zum Jahr 2010 (2010 = 100); Ausnahme: Zuckerrüben (2011 = 100) 

Quelle: FvB 2019, Stand Januar 

Preise beeinflussen Stromgestehungskosten 

Wichtig für viele Anlagen ist gerade auch vor dem 

Hintergrund der Ausschreibungen, welche Stromgestehungskosten 

aus den genannten Preisen resultieren. 

Zuerst muss bedacht werden, dass die Kosten für 

Lagerung und Entnahme aus dem Silo und Transport 

zur Einbringung hinzugerechnet werden müssen. Hier 

können pauschal 6 Euro je Tonne Frischmasse angenommen 

werden. 

Die Kosten für Silomais frei Fermenter lagen damit 

2018 im Schnitt bei etwa 41 Euro je Tonne Frischmasse. 

Bei Standardgaserträgen und einem Nutzungsgrad 

von 39 Prozent resultieren daraus Stromgestehungskosten 

von 9,6 Cent je Kilowattstunde (ct/kWh). Getreide-GPS 

liegt etwas höher. Bei maximalen Vergütungen 

von unter 17 ct/kWh im Ausschreibungsmodell sind die 

Rohstoffkosten im Auge zu behalten. 

Die Entwicklung der Biomassepreise in Relation zu 

den Vorjahren zeigt Abbildung 4. Das Basisjahr für den 

dort gezeigten Substratpreisindex ist 2010. Die jeweils 

rechte Säule (in Schwarz) zeigt den Indexwert für das 

Jahr 2018 an. Dieser liegt mit Ausnahme der Zuckerrüben 

immer oberhalb des Wertes von 2017. Auch der 

Gesamtindex zeigt einen deutlichen Preissprung um 

6,2 Prozentpunkte von 101,6 auf 107,8 und erreicht 

damit annähernd das Allzeithoch aus dem Jahr 2013. 

Damals war ebenfalls die Witterung ein Grund für steigende 

Preise aufgrund schwacher Erträge. Anlass war 

damals ein langer Winter mit folgendem verregneten 

Frühjahr. Beim Blick auf die Einzelsubstrate fällt noch 

auf, dass Grassilage sogar ein Allzeithoch erreicht hat. 

Fazit: Die Biomassepreise haben sich deutlich nach 

oben bewegt. Da die Trockenheit sicher in das Jahr 

2019 ausstrahlt, ist zu befürchten, dass weitere Preisanstiege 

auftreten können. Insbesondere, wenn erneut 

eine problematische Witterung keine normalen Erträge 

zulässt, würde sich die Versorgungssituation weiter verschärfen. 

Im letzten Jahr waren die Lager gut gefüllt, 

sodass das schlechte Jahr 2018 halbwegs abgepuffert 

werden konnte. 

Exkurs: Preise von Wirtschaftsdüngern – 

Düngeverordnung zeigt Wirkung 

Neben nachwachsenden Rohstoffen werden in den 

meisten Anlagen auch Wirtschaftsdünger (Gülle, Festmist, 

Geflügeltrockenkot) eingesetzt. In einigen Fällen 

steht Biogasanlagenbetreibern Gülle und Festmist zum 

Nulltarif zur Verfügung, in der Regel muss jedoch der 

Wirtschaftsdünger ebenfalls zugekauft werden – sicherlich 

auch aus steuerlichen Gründen. 

Im Mittel lag der Preis für Gülle zwischen 2,70 

(Schwein) und 2,88 Euro je Kubikmeter (Rind) (siehe 

42


praxis 

Biomassepreise 2018 Stand Januar 2019 

Tabelle 1: Biomassepreise 2018, Stand Januar 2019 

Substrat ab Feld 

Mittlerer Preis 

stehend ab Feld 

[€/t TM] 

Mittlerer 

TM-Gehalt 

[%] 



[€/t FM] 

Mittlerer 

Ertrag 

[t FM/ha] 



[€/ha] 

Silomais 1) 89,1 35,7 31,8 41,2 1.311 

Grassilage 2) 69,9 35,7 25,0 24,3 606 

Getreide-GPS 1) 90,7 36,3 33,0 30,0 990 

Grünroggen 3) 76,8 27,8 21,3 31,1 663 

Getreidekorn 

Zuckerrüben 2) 109,7 24,5 26,9 65,7 1.769 

Durchwachsene Silphie 3) 87,2 29,6 25,8 41,2 1.063 

Substrat frei Silo 


frei Silo 

[€/t TM] 

Mittlerer 

TM-Gehalt 

[%] 


frei Silo 

[€/t FM] 

Mittlerer 

Ertrag 

[t FM/ha] 


frei Silo 

[€/ha] 

Silomais 2) 98,7 35,7 35,3 41,2 1.453 

Grassilage 3) 93,7 35,7 33,5 24,3 813 

Getreide-GPS 2) 101,9 36,3 37,0 30,0 1.112 

Grünroggen 

Getreidekorn 3) 173,6 86,1 

FvB 2019 

149,5 6,7 1.006 

Zuckerrüben 

Anmerkung: 

Nettopreise mit korrigierten Mittelwerten; je mehr Daten vorhanden sind, desto höher kann das Perzentil gewählt werden 

1) 10 % höchste und niedrigste Werte werden nicht berücksichtigt = 90 % Perzentil 



Tabelle 2: Preise für Wirtschaftsdünger und Gärprodukte 2018 

Substrat 

Daten [Anzahl] 

Mittlerer Preis frei 

Eintrag [€/t FM] 

Mittlerer TMGehalt 

[%] 


Gülle (Rind) 34 2,88 

Gülle (Schwein) 9 2,70 

Rinderfestmist 22 5,61 

Geflügelmist/HTK 9 10,78 

Gärprodukt 42 2,00 7,7% (37 mal angegeben) 


Tabelle 2). Der Unterschied beim Preis aufgrund der 

Tierart ist dabei überraschend gering. Beim Festmist 

lagen nur für Rinder ausreichend viele Rückmeldungen 

vor. Der Preis liegt dabei bei etwa der Hälfte des Preises 

von Geflügelmist/Geflügeltrockenkot. Die Preise liegen 

im Bereich der Vorjahre. 

Das Gärprodukt hingegen wurde mit 2 Euro der Kubikmeter 

deutlich günstiger als im Vorjahr (4 Euro der 

Kubikmeter) gehandelt. Hintergrund sind knappe Flächen 

aufgrund der neuen Vorgaben seitens der Düngeverordnung. 

Viele Betreiber haben auf dem Fragebogen 

explizit die Herausforderung der Düngeverordnung 

erwähnt. 

Hinweis: Wie jedes Jahr bestehen die vorgestellten 

Preis- und Mengenangaben aus Mittelwerten. Es bestanden 

bei den eingegangenen Fragebögen jedoch 

zum Teil erhebliche regionale Unterschiede. Die Zahlen 

dienen aus diesem Grund der besseren Orientierung 

und können nicht auf bestehende Lieferverträge angewandt 

werden. 

Der Fachverband Biogas e.V. wird auch dieses Jahr eine 

Umfrage unter seinen Betreibermitgliedern durchführen. 

Um auch in Zukunft eine transparente Preisverteilung 

darstellen und Trends beobachten zu können, sind 

wir auf Ihre Mithilfe angewiesen. 

Vielen Dank noch einmal an alle Betreiber, die durch 

die Rücksendung des ausgefüllten Fragebogens dazu 

beigetragen haben, dass auch dieses Jahr eine aussagekräftige 

und hilfreiche Analyse der Substratpreise 

veröffentlicht werden konnte. 

Autor 

Dr. Stefan Rauh 



Angerbrunnenstr. 12 ∙ 85356 Freising 

0 81 61/98 46 60 


43

praxis 


Fotos: Dierk Jensen 

Blick von oben in den Reaktionsbehälter, der permanent belüftet wird. 

Als „Berliner Pflanze“ geht der phosphathaltige 

Langzeitdünger auch in kleinen Gebinden an 

private Gärtner. 

Phosphorrecycling aus Abwasser 

Im Klärwerk Waßmannsdorf werden die Abwässer von rund 1,5 Millionen Berlinern aufbereitet. Täglich 

strömen rund 180.000 Kubikmeter Abwässer aus dem weitverzweigten Kanalnetz der Hauptstadt hierher, 

wo die Berliner Wasserbetriebe seit vielen Jahren Pionierarbeit in der Phosphat-Rückgewinnung aus 

Klärschlämmen leisten. 

Von Dierk Jensen 

Die schwarze Suppe blubbert 

mächtig. Wasserdampf steigt 

auf, vernebelt die Sicht. „Wir 

belüften den Klärschlamm 

ständig mit Sauerstoff“, erklärt 

Andreas Lengemann mit Blick in den nach 

oben offenen Reaktor. „Außerdem geben 

wir Magnesium hinzu, damit der Phosphor 

sich löst und am Ende auskristallisiert“, 

fügt der verantwortliche Verfahrenstechniker 

der Berliner Wasserbetrieb auf der 

Treppe an der Außenwand der 15 Meter 

hohen Recycling-Anlage auf dem Klärwerk 

Waßmannsdorf stehend hinzu. 

Sie befindet sich direkt hinter der südlichen 

Stadtgrenze Berlins in Brandenburg 

und in unmittelbarer Nähe zum Flughafen 

Berlin-Schönefeld, wie die am Horizont 

unentwegt startenden und landenden Flugzeuge 

verraten. Die Idee zum Recyceln des 

sowohl endlichen als auch unentbehrlichen 

Nährstoffes war ursprünglich mehr aus der 

Not entstanden, verrät Lengemann zur Vorgeschichte. 

Denn das Mitte der Neunzigerjahre 

errichtete Klärwerk ist so konzipiert 

worden, dass die Aufbereitung der Abwässer 

auf den Einsatz von bindenden Metallen 

verzichten wollte und stattdessen mit einer 

organischen Ausfällung arbeitet. 

MAP-Verfahren entwickelt 

und patentiert 

Dieser Umstand verursachte jedoch in der 

Folgezeit erhebliche Probleme, weil das 

Phosphat bei einem pH-Wert von exakt 7,2 

plötzlich extrem ausfällt und sich auf dem 

Klärwerk innerhalb kurzer Zeit auf sämtlichen 

Rohren ablagerte und diese schließlich 

verstopfte. „Eine Katastrophe“, erinnert 

sich der 55-Jährige. Eine technische 

Lösung musste her. Über Jahre wurde deshalb 

experimentiert und getestet, bis die 

Berliner das sogenannte MAP-Verfahren 

mit den richtigen Dosierungen als auch mit 

der passenden Anlagentechnik entwickelt 

hatten und dazu zwei Patente anmeldeten. 

Damit war das Problem verstopfter Rohre 

passé. Überdies hatten die Abwasserspezialisten 

jetzt einen Dünger im Angebot, der 

Phosphat in den Kreislauf zurückgibt und 

für den sie schon 2008 eine düngemittelrechtliche 

Zulassung erhielten. Über die 

luftige, an der Außenwand befestigte Wendeltreppe 

geht es von der beindruckend 

blubbernden Oberfläche des Recycling- 

Reaktors wieder hinunter. Dicht nebenan 

stehen große Faulbehälter, in denen so viel 

Biogas entsteht, das fünf Motoren mit jeweils 

1,2 Megawatt Leistung angetrieben 

werden können. 

Lengemann öffnet ein Tor und gewährt 

Einblick in das Innenleben unterhalb des 

Recycling-Reaktors. Aus einem Fallrohr 

rieselt beständig Material heraus. Es sieht 

aus wie grobkörniger Sand. „Das ist unser 

Langzeitdünger“, sagt Lengemann, „in ihm 

sind in kristalliner Form die Nährstoffe Magnesium-Ammonium-Phosphat, 

kurz MAP, 

gebunden.“ Bis zu 3 Tonnen MAP-Dünger 

täglich erzeugt der im Jahr 2010 in Betrieb 

genommene Reaktor, also etwa 500 Tonnen 

im Jahr. 

44


praxis 

Das Klärwerk Wassmannsdorf bereitet das Abwasser von rund 

1,5 Millionen Berlinern auf. 

Wenig Nachfrage von Hobbygärtnern 

Obwohl die Medien dem nachhaltigen Düngeprodukt in der 

Vergangenheit viel Aufmerksamkeit schenkten und Lengemann 

& Co. im Jahr 2015 den GreenTec Award für ihre Pionierarbeit 

gewannen, ist der Absatz des Düngers aus Klärschlamm 

gewonnen speziell an Hobbygärtner mengenmäßig doch recht 

überschaubar geblieben. Lediglich 3 bis 4 Tonnen gelangen – 

in kleinen Gebinden abgefüllt – auf Beete und grüne Balkone. 

So geht der große Rest an die Landwirtschaft. 

Allerdings ist die Vermarktung des Düngers, der ohne eine 

ausreichende Einarbeitung in den Boden von den Kulturpflanzen 

nicht aufzunehmen ist, in den letzten Jahren in der Landwirtschaft 

kaum leichter geworden. Im Gegenteil: Die Preise 

sind in den Keller gestürzt. Daher setzt Lengemann auf neue 

Abnehmer, die die Vorteile des phosphathaltigen Düngers 

wertschätzen. So erhofft er sich aus Gesprächen mit dem ökologischen 

Anbauverband Bioland neue Absatzpartner, um die 

rund 2 Millionen Euro teure Anlage für den Phosphat-Recyclingprozess 

nicht ohne große Verluste betreiben zu müssen. 

Dabei hat das Recyceln für die Berliner Klärwerker einen weiteren 

positiven prozesstechnischen Nebeneffekt: Durch den 

Entzug des Phosphats, der chemisch betrachtet Wasser gut 

binden kann, wird das anschließende Entwässern des Klärschlamms 

auf 28 Prozent Trockensubstanz deutlich erleichtert. 

Das spart Zeit und Energie. Rund 200 Tonnen entwässerter 

Klärschlamm fallen im Klärwerk täglich an, der im Übrigen 

bislang nicht vor Ort verbrannt wird, sondern als Brennstoff 

den Braunkohlekraftwerken in der Lausitz beigemengt wird. 

Und zwar im Verhältnis von 1 zu 30, auf 30 Teile Kohle kommt 

ein Teil Klärschlamm. Diese Kombi ist nicht wirklich hipp, 

schon gar nicht nachhaltig und alles andere als klimafreundlich. 

Damit wird spätestens zum Kohleausstieg im Jahr 2038 

endgültig Schluss sein. 

Vollgas im Fermenter. 

Enzyme 

MethaFerm ® Mais liquid 

– Hochkonzentriertes Enzym 

zum Abbau von Cellulose, 

Hemicellulose und anderen 

Zellwandbestandteilen 

– Hervorragende Verteilung bei 

geringsten Aufwandmengen 

– Stabil auch in hohen pHund 

Temperaturbereichen 

– Geeigent für Mais und 

strukturreiche Substrate 

10 Prozent des Phosphors werden rausgeholt 

Ganz abgesehen davon schreibt die Ende 2017 verabschiedete 

Klärschlammverordnung ohnehin spätestens ab 2029 hohe 

Quoten für das Phosphat-Recycling vor, die mit dem Verfahren 

der MAP-Separierung alleine noch nicht erreicht werden 

können. „Wir bekommen mit unserem patentierten Verfahren 

rund 10 Prozent des Phosphats aus dem Klärschlamm her- 

Ideal bei trockengeschädigter 

Maissilage 

www.terravis-biogas.de 

45 

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Jens Petermann, Tel.: 0251 . 682-2438 

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FELD 

SILO 

FERMENTER 

ENERGIE

praxis 


Dipl.-Ing. Andreas Lengemann 

begutachtet 

den im Klärwerk Wassmannsdorf 

erzeugten 

Langzeitdünger. 

aus“, räumt Lengemann ein, „aber nicht mehr.“ Daher 

ist die mittelfristige Strategie der Verantwortlichen 

im Klärwerk Waßsmannsdorf, neben der bestehenden 

MAP-Anlage auch eine eigene Verbrennungsanlage zu 

errichten, um dann aus der anfallenden Asche die verbliebenen 

Phosphoranteile größtenteils zu recyceln. 

Doch ist die Rückgewinnung von Phosphor aus Klärschlamm-Aschen 

– trotz mehrerer Forschungsprojekte 

mit unterschiedlichen Methoden – immer noch 

technisches Neuland. Deshalb blickt die gesamte Abwasserbranche 

gebannt auf das, was gegenwärtig im 

Hamburger Hafen passiert. Dort befindet sich direkt 

an der Elbe gelegen das Klärwerk Köhlbrandhöft des 

städtischen Betreibers Hamburg Wasser: seit 2015 ist 

dort eine Testanlage zur Rückgewinnung von Phosphor 

aus Asche am Start. 

Phosphor aus Klärschlammasche 

„Aus Schiet Gold machen“ titelte eine lokale Boulevardzeitung 

euphorisch. Tatsächlich scheint der Testbetrieb 

gut verlaufen zu sein. „Der Probebetrieb hat 

die technische Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit 

bestätigt“, so Sabrina Schmalz von Hamburg Wasser; 

es sei damit das bisher einzige bekannte Verfahren am 

Markt, das Phosphor wirtschaftlich zurückgewinne. 

Konsequenterweise haben die Partner der Testanlage, 

Hamburg Wasser und das Abfall-Unternehmen Remondis, 

im März 2018 die Hamburger Phosphorrecyclinggesellschaft 

mbH gegründet, die derzeit die weltweit 

erste großtechnische Anlage zur Rückgewinnung von 

Phosphor baut. Schon im nächsten Jahr soll die Anlage 

laut Schmalz in Betrieb gehen und aus rund 20.000 

Tonnen Klärschlamm-Asche rund 6.500 Tonnen hochreine 

Phosphorsäure recyceln. 

„Die Beispiele in Berlin und Hamburg gehen in eine 

gute Richtung“, begrüßt indessen Prof. Dr. Ralf Otterpohl 

die wachsenden Bemühungen, den endlichen 

Nährstoff Phosphor aus dem urbanen Siedlungsabwasser 

in den Kreislauf zurückzugeben. Wenngleich der 

Leiter des Institutes für Abwasserwirtschaft und Gewässerschutz 

an der Technischen Universität Harburg 

das Berliner Verfahren der MAP-Fällung ausdrücklich 

begrüßt, betrachtet er deren Kosten bei einer vergleichsweise 

geringen Phosphat-Recycling-Quote doch 

kritisch: „Das ist schon sehr teuer.“ Trotzdem sei es 

ein wichtiger Anfang, obgleich Otterpohl ganz generell 

eine Trennung von Grauwasser (Dusche, Küche etc.) 

und Schwarzwasser „an der Quelle des Geschehens“ 

nach wie vor für die nachhaltigste Strategie hält, nicht 

zuletzt, um auch Kalium und Spurenelemente mit geringerem 

Aufwand zurückgewinnen zu können. 

Aber zurück in den Süden von Berlin, wo Graues und 

Schwarzes der Hauptstadt nach wie vor ungetrennt ins 

Klärwerk nach Waßmannsdorf fließen. Dabei ist auch 

dem Abwasser-Ingenieur Lengemann vollkommen klar, 

dass sein patentiertes MAP-Verfahren keine ganzheitliche 

Lösung ist. Dennoch ist er überzeugt von dem in 

Waßmannsdorf seit Jahren funktionierenden und die 

Nährstofffracht der zu verbrennenden Fraktion minimierenden 

Recycling-Verfahren. „Zudem wächst das 

Interesse an unserem Verfahren“, freut er sich. 

Reaktor hinter Fermenter oder 

Nachgärer installieren 

Mit dem Hintergrund von 30 Jahren Betriebserfahrung 

ist er sogar der Auffassung, dass das MAP-Verfahren 

durchaus auch für die Biogasbranche anwendbar sei. 

Gerade an Standorten in den Regionen, in denen die 

Nährstoffeinträge schon heute deutlich zu hoch sind. 

„Am Ausgang des Fermenters müsste unser Reaktor installiert 

und dann eben mit vergorener Gülle beschickt 

werden“, sagt er. 

Der Vorteil läge auf der Hand: Die Nährstofffracht in 

den Gärdüngern würde deutlich verringert werden und 

zugleich erzeugt der Betreiber einen transport- und lagerfähigen 

Dünger, der in den Handel geht und in der 

Ursprungsregion für eine Nährstoff-Entlastung sorgt. 

Ob dies wirtschaftlich darstellbar ist, bleibt bei den 

aktuellen Rahmenbedingungen und Preisen allerdings 

zweifelhaft. 

Dennoch: Welche Rolle die Nährstoffaufbereitung auf 

Biogasanlagen in Zukunft im Kontext weiter sich verschärfenden 

Gewässerschutzes noch spielen wird, das 

Recycling von Phosphaten aus Siedlungsabwässern 

wird schon mittelfristig die Importe von Phosphaten für 

Düngerzwecke nach Deutschland bemerkbar mindern 

helfen können. Das ist gut so. 

Autor 

Dierk Jensen 


Bundesstr. 76 · 20144 Hamburg 

040/40 18 68 89 

dierk.jensen@gmx.de 

www.dierkjensen.de 

46


praxis 

Mischpreisverfahren – und jetzt? 

Mitte Oktober wurde das Mischpreisverfahren (MPV) eingeführt, um sehr hohe Arbeitspreise in der 

Regelenergie, wie sie im Oktober 2017 aufgetreten sind, zu verhindern. Im MPV soll ein verstärkter 

Wettbewerbsdruck die Arbeitspreise senken. Um dies zu ermöglichen, fließt im MPV daher neben dem 

Leistungspreis nun auch anteilig der Arbeitspreis in den Zuschlagswert mit ein. In der praktischen 

Umsetzung zeigt sich, dass zwar die Arbeitspreise sinken, aber im gleichen Zuge die Leistungspreise 

wesentlich stärker steigen. Neben weiteren negativen Auswirkungen auf den Markt bedeutet dies, 

dass Biogas nur noch in Ausnahmesituationen zum Zuge kommt. 

Kurt Kretschmer 

Statements von Kurt Kretschmer, 

zuständig für Energy Policy 

beim Strom-Direktvermarkter 

Energy2market GmbH (e2m), 

und dem Gesellschafter Bodo 

Drescher zum eingeführten Mischpreisverfahren: 

Frage 1: Was bedeutet die Einführung des 

Mischpreisverfahrens für den Sekundärregelenergiemarkt 

(SRL) beziehungsweise 

den Minutenreserve-Regelenergiemarkt? 

Kretschmer: „Vordergründig hat sich der 

Preiswettbewerb vom Leistungspreis auf 

den Arbeitspreis verschoben. Während die 

Arbeitspreise also nach Einführung des 

Mischpreisverfahrens stark eingebrochen 

sind, haben die Leistungspreise extrem 

angezogen. Aufgrund des höheren Gewichtungsfaktors 

in der SRL ist diese Verschiebung 

dort deutlich ausgeprägter zu 

beobachten. Diese Rahmenbedingungen 

kommen vor allem Anbietern mit konventionellen 

Erzeugungstechnologien zugute, 

denn deren Grenzarbeitskosten sind 

weit niedriger als beispielsweise die von 

Erneuerbaren oder industriellen Letztverbrauchern. 

Aufgrund der übereilten Einführung 

des Mischpreisverfahrens hat die 

Fotos: Energy2market GmbH 

Bundesnetzagentur (BNetzA), trotz entsprechender 

Warnungen aus dem Markt, 

aus unserer Sicht jedoch wenig Rücksicht 

darauf genommen, welche Verwerfungen 

ein neuer Zuschlagsmechanismus am Regelenergiemarkt 

für das Gesamtsystem 

Strommarkt nach sich ziehen könnte. Im 

Ergebnis hat das Mischpreisverfahren zwar 

die Arbeitspreise und damit die Höhe des 

Ausgleichsenergiepreises stark gesenkt, 

dabei aber folgende deutliche Flurschäden 

verursacht: 

ffDie Gesamtkosten für Regelenergie 

sind gestiegen, die Kosten, die durch 

die Verbraucher über die Netzentgelte 

getragen werden, sogar deutlich. 

ffDie Ausgleichsenergiepreise sind so 

stark gesunken, dass sie nicht mehr genug 

Anreiz zur Bilanzkreistreue bilden. 

ffDamit wird im Ergebnis auch deutlich 

mehr Regelenergie abgerufen, um das 

Energiesystem stabil zu halten. 

ffDie häufigen Regelenergieabrufe mit 

oft über 80 Prozent der bereitstehenden 

Regelleistung führen tendenziell 

dazu, dass das System unsicherer wird, 

da nicht mehr genug Regelenergie für 

Extremereignisse in Reserve steht. 

ffDie Häufigkeit von Abrufen in Verbindung 

mit dem niedrigen Arbeitspreis 

führt dazu, dass vor allem dezentrale 

Technologiesegmente dem Regelenergiemarkt 

zukünftig den Rücken kehren 

und sich damit das Angebotspotenzial 

verknappt und auf Technologien 

eingrenzt, die im Rahmen der Energiewende 

und aufgrund klimapolitischer 

Vorgaben eigentlich rückgebaut werden 

sollen. 

In der Gesamtschau sind die Nachteile für 

den Strommarkt, die Systemstabilität und 

Bodo Drescher 

die Belastung des Endverbrauchers deutlich 

gestiegen, und die Vorteile für Bilanzkreisverantwortliche 

können dies in keiner 

Weise rechtfertigen. Zumal deren Entlastung 

auch noch zu Fehlanreizen führt, die 

die regulatorisch gewollte Pflicht zur Bilanzkreistreue 

unterwandern.“ 

Frage 2: Welche Folgen hat das Mischpreisverfahren 

für Betreiber von Biogasanlagen? 

Drescher: „Die wirtschaftliche Attraktivität 

des Regelenergiemarktes hat sich für 

die Mehrheit der Biogasanlagen-Betreiber 

durch die neuen Rahmenbedingungen 

deutlich verschlechtert. Aus unserer Sicht 

liegt dies jedoch nicht ausschließlich an 

deren im Vergleich zu konventionellen 

Anbietern hohen Grenzarbeitspreiskosten, 

sondern auch an den häufigen Regelenergieabrufen 

von einem Großteil der vorgehaltenen 

Regelleistung. 

In Kombination wird es dadurch schwerer, 

attraktive Leistungspreise in Verbindung 

mit angemessener Abrufhäufigkeit zu erzielen. 

Das heißt, solange der Impuls durch 

Regelenergiearbeit auf die Ausgleichsenergiepreise 

weiterhin so schwach bleibt, 

fehlt es Biogasanlagen-Betreibern an den 

47

praxis 


wirtschaftlichen Anreizen, ihre Flexibilität 

dem Übertragungsnetzbetreiber am Regel - 

energiemarkt anzubieten. 

Energy2market wirkt allerdings nachdrücklich, 

gerade auch im politischen Raum, auf 

die immer stärker zutage tretenden Marktverwerfungen 

hin und geht davon aus, dass 

mit steigendem Erkenntnisgewinn über die 

Auswirkungen des Mischpreisverfahrens 

bei den Entscheidern auch ein Anpassungsbedarf 

erkannt wird.“ 

Frage 3: Ist die von der Bundesnetzagentur 

beschlossene vorübergehende Änderung 

des Zuschlagmechanismus für Sekundärregelung 

und Minutenreserve geeignet, um 

einen funktionsfähigen Wettbewerb zu gewährleisten? 

Kretschmer: „Nein, im Gegenteil. In der 

Vergangenheit konnte beobachtet werden, 

dass die Kostenreduzierung für Regelenergie 

im Wesentlichen auf die Erhöhung der 

Anzahl der Anbieter zurückzuführen war. 

Diese neuen Anbieter waren mehrheitlich 

Aggregatoren wie die Energy2market, mit 

deren Hilfe dezentrale Anlagen ihre Flexibilität 

am Regelenergiemarkt anbieten 

Seitz Electric GmbH GasManager BGJ 1_2019.pdf 1 07.12.18 13:56 

konnten. Der faktische Ausschluss von 

dezentralen Erzeugern und Verbrauchern 

aufgrund ihrer höheren Grenzarbeitspreise 

führt dazu, dass sich der Wettbewerb auf 

nur noch wenige große Anbieter von konventionellen 

Erzeugungsanlagen beschränken 

wird. Der mangelnde Wettbewerb zeigt 

sich bereits in den gestiegenen Gesamtkosten 

für Regelenergie.“ 

Frage 4: Wie müsste das jetzige System 

weiterentwickelt werden? 

Kretschmer: „Die entscheidende Stellschraube 

ist dabei der dem Mischpreisverfahren 

zugrundeliegende Gewichtungsfaktor, 

der die beschriebenen 

Marktverzerrungen auslöst. Aus unserer 

Sicht können bereits geringe Anpassungen 

innerhalb des Mischpreisverfahrens dessen 

negative Auswirkungen für dezentrale 

Flexibilitätsanbieter und den Strommarkt 

als Ganzes deutlich abfedern, ohne Bilanzkreisbetreiber 

dem Risiko einer Wiederholung 

der Ausgleichsenergiepreise vom 

17.10.2017 auszusetzen. Im Grundsatz 

bietet das Mischpreisverfahren dann auch 

wieder ausreichend Anreiz für Anbieter 

von dezentraler Flexibilität. Um die negative 

Wirkung des Gewichtungsfaktors 

abzufedern, sind aus unserer Sicht mehrere 

Optionen denkbar. Dazu zählen die 

Absenkung des Faktors, die Erhöhung 

der Ausschreibungsmenge oder etwa die 

Einführung eines individuellen Gewichtungsfaktors, 

der nach Abrufwahrscheinlichkeiten 

unterscheidet, wie ihn bereits 

das Bundeskartellamt im Rahmen des 

BNetzA-Festlegungsverfahrens vorgeschlagen 

hat.“ 

Statement von Alexander Krautz, 

Team Manager, Innovation & 

Development, beim Strom-Direktvermarkter 

Next Kraftwerke 

GmbH. 

„Das MPV verzerrt die Marktrealitäten – 

insbesondere zu Lasten von Biogasanlagen, 

die niedrige Leistungspreise, aber 

vergleichsweise hohe Arbeitspreise besitzen. 

Mit dieser Kostenstruktur haben Biogasanlagen 

in den vergangenen Jahren die 

Funktion von Spitzenlastkraftwerken in der 

Regelenergie übernommen und so einen 

wesentlichen Beitrag zur Kostensenkung 

BIOGAS 

SEITZ ELECTRIC 

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Für jeden Gasspeicher 

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mehrerer Doppelmembran-Gasspeicher 

auf gleichen oder vordefinierten 

Füllstand 

. 

BHKW-Ansteuerung 

Flex,-/ Regelenergie-Betrieb über 

virtuelle Kraftwerksbetreiber 

48 

Multi-Analog-Wandler 

Verbindet mehrere 4-20mA Signale von 

verschiedenen Messungen und Gasspeichern 

zu einem Gasfüllstands-Signal 

+ BHKW 1/2 Soll-Leistung 

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Gasspeicher- 

Druck-Ausgleich 

Gastransport zwischen EPDM-Hauben 

oder Gassack und Druck-Gasspeichern 

wie Doppelmembrane 

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praxis 

Alexander Krautz 

im Markt geleistet. Biogasanlagen haben 

vor der Einführung des MPV rund ein Drittel 

der insgesamt in Deutschland nachgefragten 

negativen Sekundärregelleistung 

bereitgestellt und in einem offenen Markt 

die Systemverantwortung übernommen, 

die von ihnen verlangt wird. 

Profiteure sind im Wesentlichen Anbieter 

mit konventionellen Kraftwerken. Den Preis 

dafür zahlen die Verbraucher über ihre 

Netzentgelte. Weitere Nutznießer sind aber 

auch Bilanzkreisverantwortliche (BKV) mit 

hohen Abweichungen in ihren Bilanzkreisen, 

da der Preis für Ausgleichs energie 

durch die sehr niedrigen Arbeitspreise sehr 

Foto: Next Kraftwerke GmbH 

stark gesunken ist. Wenn die Differenz des 

zu erwartenden Ausgleichsenergiepreises 

relativ nah am Intraday-Preis liegt, kann 

es für den BKV mit nicht ganz eindeutigen 

Prognosen rentabel sein, eher eine Risikoposition 

einzunehmen. Verzockt sich der 

BKV, muss er zwar den Ausgleichsenergiepreis 

zahlen – dank des MPV ist diese 

Strafzahlung jedoch im Verhältnis zum vorherigen 

Preismodell nicht mehr so hoch. So 

wird es für den BKV lukrativer, Risikopositionen 

einzugehen. 

Auch wenn alle Händler betonen, dass sie 

ihre Bilanzkreise weiter mit größter Sorgfalt 

bewirtschaften, lässt sich dieses Verhalten 

im Markt aktuell sehr gut beobachten und 

hat etwa am 14. Dezember 2018 auch zu 

einem Extremereignis geführt, das unter 

anderem zu sehr hohen Abrufen von abschaltbaren 

Lasten geführt hat. In einem 

Artikel der FAZ werden schlechte Prognosen 

der fluktuierenden Erneuerbaren Energien 

als eine der entscheidenden Ursachen 

ausgemacht. Wir sind jedoch der Meinung, 

dass dies vielmehr ein treffendes Beispiel 

für die Wechselwirkungen der Märkte ist 

und sich an diesem Beispiel zeigt, wie sich 

das MPV negativ auf den Anreiz auswirkt, 

Fehlprognosen handelsseitig auszugleichen. 

Anstatt dieser Komplexität entsprechend 

Rechnung zu tragen, wurde am 14. 

Dezember in verkürzter Weise den Erneuerbaren 

der schwarze Peter zugeschoben. 

Diese Darstellung suggeriert, dass unsere 

Netze nicht noch mehr Erneuerbare vertragen 

können. Im Zuge der Diskussion über 

den Kohleausstieg kommt diese Situation 

der konventionellen Kraftwerksbranche 

recht gelegen. 

Auch in den Antworten auf die Kleine Anfrage 

(19/7276) von MdB Ingrid Nestle 

(B`90/Grüne) wird deutlich, dass das Bundeswirtschaftsministerium 

diese neuen 

Spielregeln absurderweise als fair erachtet 

und nicht gewillt ist, an einer Wiederherstellung 

oder der Verbesserung der Marktregeln 

zu arbeiten und so wieder eine stärkere 

Partizipation von dezentralen Anlagen 

im Regelenergiemarkt zu ermöglichen. Es 

bleibt nur zu hoffen, dass die BNetzA sich 

mit der Einführung der Regelarbeitsmärkte 

nicht noch länger unnötig Zeit lässt. Denn 

diese würden definitiv eine Verbesserung 

zum aktuellen System darstellen.“ 

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praxis 


Neue Herausforderungen beim 

Nährstoffmanagement 

Die gesetzlichen Anforderungen für die organische Düngung wurden verschärft. Auf manchen Biogasbetrieben 

wird der Lagerraum knapp. Die Düngung mit Gärprodukt im Herbst ist nur noch eingeschränkt möglich. Damit 

ist auch die zur Verfügung stehende Fläche zur Ausbringung begrenzt. Welche Möglichkeiten haben Betreiber, 

darauf zu reagieren? Gärprodukte sind ein wertvoller Dünger, der teuren und energieintensiv hergestellten 

Mineraldünger ersetzen kann. 


Die Gärproduktlager waren auf 

vielen Biogasbetrieben über 

den Winter wieder gut gefüllt. 

Mit Ende der Sperrfrist am 31. 

Januar darf das stickstoffhaltige 

Düngemittel bei günstigen Bodenverhältnissen 

zur Versorgung der Ackerkulturen 

ausgebracht werden. Mit der in 2017 

in Kraft getretenen Düngeverordnung ist 

es für Landwirte mit einer Biogasanlage 

jedoch komplizierter geworden. Wichtigster 

Punkt ist die Obergrenze von 170 Kilogramm 

(kg) Stickstoff (N) je Hektar und 

Jahr, die nun für alle Gärprodukte gilt. 

Hinzu kommt, dass der Lagerraum für Gärprodukte 

für sechs beziehungsweise neun 

Monate reichen soll. 

Außerdem müssen die Ergebnisse einer 

Bodenuntersuchung vorliegen, aus der der 

Düngebedarf an Stickstoff und Phosphat 

hervorgeht. Wer Gärprodukt abgibt, muss 

die Nährstoffgehalte und das Ausgangsmaterial 

des Wirtschaftsdüngers (Analysewerte 

oder Richtwerttabelle) mitliefern. In der 

Düngeplanung steckt nun entsprechend 

viel Arbeit. 

Gärdüngerausbringung per Lkw mit 

Schleppschlauchverteiler bei der Gutsgemeinschaft 

Lenthe. Der Lkw verfügt über 

spezielle Breitreifen und eine Reifendruckregelanlage. 

Nährstoffe aufbereiten 

Peter Schünemann-Plag, Berater bei der 

Landwirtschaftskammer Niedersachsen, 

bringt es auf den Punkt: „Es gibt zu viele 

Nährstoffe und zu wenig Lagerraum.“ In 

manchen Regionen sei die Ausbringfläche 

knapp: „Oft unterschätzen Betriebsleiter, 

wie viel Fläche sie wirklich benötigen. Für 

einen Hektar Silomais benötige ich auch 

einen Hektar Ausbringfläche.“ Den Bau 

neuer Gärprodukt-Lagerbehälter hält der 

Berater für die teuerste Variante, das Problem 

zu lösen. 

Das Thema Separation sei im Kommen, 

sagt Schünemann-Plag. Sinnvoller als das 

Gärprodukt zu separieren, sei allerdings die 

Möglichkeit, Gülle zu separieren. Der Feststoff 

ist dann transportwürdiger und kann 

auch in den Ackerbauregionen eingesetzt 

werden, um ihn dort in der Biogasanlage 

zu vergären. Um kurzfristig Lagerraum 

zu sparen, sind vermehrt leistungsstarke 

mobile Separatoren von Maschinenringen 

und Lohnunternehmern unterwegs. Die 

Investition in eigene Technik will dagegen 

gut überlegt sein: Ein Pressschnecken- 

Separator erfordert Investitionskosten von 

40.000 bis 50.000 Euro und spart etwa 

1.667 Kubikmeter Lagerraum. 

Um Lagerraum zu sparen, setzen viele Biogasanlagen 

auch auf die Trocknung der Gärprodukte. 

„Anfangs stand eher der Erhalt 

des KWK-Bonus im Vordergrund, doch jetzt 

geht es wirklich darum, effizient Wasser 

zu verdampfen“, sagt Schünemann-Plag. 

In seinem Biogas-Arbeitskreis haben 10 

von 24 Biogasanlagen eine Trocknung installiert, 

viele davon zunehmend leistungsstarke 

Vakuumverdampfer, berichtet der 

Berater: „Viele Trockner wurden gerade im 

vergangenen Jahr in Betrieb genommen.“ 

Dabei ist die Trocknung nicht immer der 

Königsweg. Denn der Betreiber muss sich 

zuvor Gedanken machen, was mit dem 

getrockneten Gärrest passieren soll. Nachteilig 

ist der hohe Wärmebedarf, denn je 

Kilowatt kann höchstens ein Liter Wasser 

verdampft werden. Um den gesamten Gärrest 

einer 500-kW-Biogasanlage zu trocknen, 

ist fast keine andere Wärmenutzung 

möglich – es sei denn, die Trocknung läuft 

hauptsächlich in den Sommermonaten, 

wenn andere Wärmenutzer keinen Bedarf 

haben. 

50


praxis 

Full Service 

in Place 

Fotos: Thomas Gaul 

Der Gärdünger wird per Tankwagen zum Feldrand gebracht 

und dort in das Ausbringfahrzeug umgepumpt. 

Vollaufbereitung in Belgien und 

den Niederlanden 

Noch einen Schritt weiter geht die sogenannte 

Vollaufbereitung, wie sie in Gebieten 

mit intensiver Tierhaltung in den Niederlanden 

und Belgien etabliert ist. Das 

Wasser wird gegen die halbdurchlässigen 

Membranen der Umkehrosmose gepresst. 

Die Wassermoleküle dringen durch und 

die Verunreinigungen bleiben zurück. Das 

entstehende Wasser kann für betriebliche 

Zwecke verwendet oder ohne weitere 

Behandlung in einen Vorfluter eingeleitet 

werden. 

Die Kosten des Verfahrens beziffert Stephan 

Kühne von Agrikomp auf 3,20 Euro 

je Tonne Gärprodukt. Eine Erweiterung des 

Gärproduktlagers für eine 500-kW-Biogasanlage 

würde demgegenüber 11,60 Euro 

pro Kubikmeter kosten. „Die zweistufige 

Aufbereitung ist für eine solche Biogasanlage 

die günstigste Lösung“, so Kühne. 

Zumal mit der Ammonium-Sulfat-Lösung 

(ASL) ja auch ein hochkonzentrierter und 

wirksamer Pflanzendünger entsteht. 

Allerdings muss der Nährstoffgehalt exakt 

eingestellt werden, soll ein handelsfähiger 

Dünger entstehen. Sonst bleibt nur 

die Ausbringung auf eigenen Betriebsflächen. 

Und auch die erforderliche Investitionssumme 

ist ein Hemmnis, wie Kühne 

zugibt: „Viele Landwirte sind nicht bereit, 

diesen Weg zu gehen, weil damit hohe Kosten 

von 700.000 Euro für die Umkehrosmose 

verbunden sind.“ Mit dem Verfahren 

ist eine Verringerung der Gärproduktmenge 

um rund 70 Prozent möglich. Positiver 

Nebeneffekt im Ackerbau ist ein besseres 

Nährstoffmanagement. Durch die getrennten 

Nährstofffraktionen können die Nährstoffe 

gezielter und effizienter eingesetzt 

werden. 

Substratmix ändern 

Wenn die Fläche knapp ist, sollten nährstoffreiche 

Substrate herausgenommen 

werden. Das betrifft beispielsweise Hühnertrockenkot 

(HTK), der in Regionen mit 

Nährstoffüberschuss ohnehin nicht wieder 

in der Biogasanlage verflüssigt werden 

sollte. Auch wasserreiche Substrate wie 

die Zuckerrübe sollten trotz ihrer guten 

Eigenschaften bei der Vergärung lieber 

herausgenommen werden. Bei knappem 

Lagerraum wären energiereiche Substrate 

wie Getreide oder CCM eine gute Alternative. 

Allerdings sollte bei diesen Substraten 

der Preis nicht außer Acht gelassen werden, 

warnt Schünemann-Plag: „Sind die 

Substrate nicht zu teuer gemessen an der 

Vergütung, die ich am Ende bekomme?“ 

Ein Baustein beim Nährstoffmanagement 

kann auch die Steigerung der Effizienz des 

Biogasprozesses sein. Dabei geht es nicht 

nur um den Einsatz von Spurenelementen 

und Enzymen, sondern auch um Technik 

zum Substrataufschluss, so Schünemann- 

Plag: „Durch den schnelleren Abbau bei 

einer kürzeren Verweilzeit habe ich auch 

weniger Substrat.“ Potenzial steckt auch 

in der Flexibilisierung. Durch die neuen 

Motoren mit einem höheren Wirkungsgrad 

wird auch Substrat eingespart und damit 

ebenfalls die Gärproduktmenge reduziert. 

Substrateinsparungen von mindestens 10 

Prozent sind nach Einschätzung des Beraters 

realistisch. 

Betreiber sollten vor allem daran denken, 

den Umgang mit Oberflächenwasser auf 

der Biogasanlage anders zu handhaben. 

51 

Erleichterte Wartung und Service: 

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praxis 


Wenn es gelingt, dieses Wasser 

separat aufzufangen und zu behandeln, 

kann wertvoller Lagerraum 

für Gärprodukte gespart 

werden. Inzwischen stehen 

mehrere praxisreife technische 

Lösungen zur Verfügung, über 

die das Biogas Journal in den 

vergangenen Ausgaben berichtet 

hat. 

Als hochwertiger Naturdünger 

haben sich Gärprodukte auf 

reinen Ackerbaubetrieben bewährt. 

Der Nährstoffkreislauf 

wird geschlossen, der Humusgehalt 

des Bodens erhöht und 

die Erträge auf jeden Fall stabilisiert. 

Durch das Einsparen 

von Mineraldünger wird auch 

die Klimabilanz im Ackerbau 

verbessert. 

Mineraldünger durch 

Gärprodukt ersetzen 

Gute Erfahrungen mit dem 

Einsatz von Gärprodukten hat 

man bei der Gutsgemeinschaft 

Lenthe gemacht. Der 300-Hektar-Ackerbaubetrieb 

am südwestlichen 

Stadtrand von Hannover wird als Betriebsgemeinschaft 

der beiden Gesellschafterfamilien 

v. Richthofen und v. Lenthe geführt. 

Betrieben wird seit 2006 auch eine Biogasanlage 

mit 530 Kilowatt (kW), deren Leistung 

im Zuge einer Flexibilisierung auf 795 

kW el 

erweitert wurde. 

Als Substrat dient fast ausschließlich 

Mais, der überwiegend auf der eigenen Betriebsfläche 

angebaut wurde. Vor der Mais- 

Aussaat wurde schon immer Gärprodukt 

ausgebracht und umgehend in den Boden 

eingearbeitet. Doch auch vor der Aussaat 

der Zuckerrüben wird jetzt in Lenthe so verfahren. 

Diese Kultur ist auf den schweren 

Lößlehmböden des Calenberger Landes 

ein traditionell wichtiger Bestandteil der 

Fruchtfolge. 

„Die Rüben und der Mais verwerten den im 

Gärprodukt enthaltenen Stickstoff am besten“, 

hat Gutsverwalter Christian Ludden 

festgestellt. Ab Anfang Februar wäre zwar 

auch die Startdüngung im Weizen möglich. 

Der Ausnutzungsgrad wäre hier aber nur 

halb so hoch. Außerdem müsste man dann 

auf Nachtfrost warten, weil die schweren 

Böden druckempfindlich sind und die Ausbringfahrzeuge 

tiefe Spuren hinterlassen 

Gutsverwalter Christian Ludden bei der Bodenprobennahme zur Bestimmung 

des Nährstoffgehalts Anfang Februar. Er hat festgestellt, dass Mais und Rüben 

den Stickstoff im Gärdünger am besten verwerten. 

würden. „Optimal wäre bei unseren Böden 

die Verschlauchung“, meint der Gutsverwalter. 

Dann wäre auf dem Acker nur ein 

relativ leichter Schlepper mit der Ausbringtechnik 

unterwegs. Derzeit bringt ein 

Lohnunternehmer das Gärprodukt aus. Er 

setzt dazu spezielle Lkw mit Breitreifen und 

Reifendruck-Regelanlage ein. Mit Schleppschläuchen 

wird das Gärprodukt verteilt. 

Gärdünger statt Harnstoff bei 

Zuckerrüben 

Früher wurde vor der Aussaat der Zuckerrüben 

ausschließlich mineralisch gedüngt, 

über lange Jahre wurde Harnstoff gestreut. 

Der wird nun durch den Einsatz des Gärproduktes 

substituiert. Und das mit gutem Erfolg, 

denn die Erträge können sich wahrlich 

sehen lassen. Mit durchschnittlich 18,5 

Tonnen Zucker je Hektar wurden Spitzenwerte 

erzielt – und das angesichts der Trockenheit 

im vergangenen Jahr. 

Aber auch hier wirkt sich die Gärprodukt- 

Düngung positiv aus, so Christian Ludden: 

„Durch die organische Düngung halten 

die Bestände einfach länger durch.“ Die 

Wasserverfügbarkeit sei einfach höher. Die 

Rüben erhalten als einzigen mineralischen 

Dünger nur noch etwas Kali. Die Zuckerrüben 

folgen in Lenthe auf den 

Weizen, sodass der Anbau einer 

Zwischenfrucht vorgenommen 

werden kann. 

Vor der Aussaat der Gründüngung 

im Spätsommer wird 

ebenfalls Gärprodukt ausgebracht: 

„Bei der Menge sind 

wir allerdings durch den gesetzlichen 

Rahmen auf 60 kg 

N/ha begrenzt“, erläutert der 

Gutsverwalter: „Das entspricht 

bei uns einer Ausbringmenge 

von 12 Kubikmeter je Hektar.“ 

Die letzten Flächen wurden im 

vergangenen Jahr erst am 15. 

September mit Zwischenfrüchten 

bestellt. Die Bestände konnten 

sich bis zum Wintereinbruch 

gut entwickeln. Dazu hat sicher 

die warme Witterung im Herbst 

beigetragen. Christian Ludden 

vermutet aber auch hohe N- 

Überhänge aus dem Weizen: 

„Seit der letzten Düngung hat 

es praktisch nicht mehr geregnet.“ 

Denn die zulässige Menge 

für die Herbstdüngung sei eigentlich 

zu gering, um üppiges Wachstum 

erwarten zu lassen. 

Bei der Düngung der für dieses Jahr vorgesehenen 

78 Hektar Zuckerrüben und 

57 Hektar Mais wird daher angesichts der 

erwarteten N-Überhänge eher Zurückhaltung 

angebracht sein. Anfang Februar zog 

Christian Ludden Bodenproben auf dem 

Acker, um hier Gewissheit zu haben. Auch 

die Gärprodukte werden zwei- bis dreimal 

jährlich analysiert, sagt Ludden: „Mindestens 

einmal im Frühjahr und im Sommer.“ 

Große Abweichungen gibt es hier allerdings 

nicht, da der Substrat-Input gleich bleibt. 

Durch den hohen TM-Gehalt vom Silomais 

und wenig Regenwasser im vergangenen 

Jahr ist im Gärproduktlager in Lenthe auch 

noch ausreichend Platz, sodass der Betrieb 

der Frühjahrsdüngung entspannt entgegensehen 

kann. 

Autor 

Thomas Gaul 


Im Wehrfeld 19a · 30989 Gehrden 

01 72/512 71 71 

gaul-gehrden@t-online.de 

52

Um die Erderhitzung zu stoppen müssen wir auf Erneuerbare Energien umsteigen. 

Sonne und Wind stehen uns unbegrenzt und kostenlos zur 

Verfügung. Aber nicht immer. Deshalb brauchen wir zusätzliche regenerative 

Quellen, die verlässlich zur Verfügung stehen. So wie Biogas. 

Das in den Fermentern bei der Vergärung von Gülle, Bioabfall und 

Energiepflanzen entstehende Gas kann gespeichert und je nach Bedarf 

kurzfristig in Strom und Wärme umgewandelt werden. So wird der 

Wind- und Solarstrom genutzt, wenn er entsteht - und Biogas springt ein, 

sobald Sonne und Wind eine Pause machen. 

Die Biogasanlage Biogas GmbH hat zwei Blockheizkraftwerke (BHKW) mit 

einer Leistung von je 250 kW. Darin wird aus Biogas Strom und Wärme 

erzeugt. 

Die Kraftwerke werden von den Stadtwerken XY ferngesteuert. Je nach 

Strombedarf können sie an- oder abgeschaltet werden. Wenn das 

Stromnetz voll ist, wird das Biogas in der Kuppel des Fermenters 

gespeichert. Und wenn Strombedarf besteht, können die BHKWs 

innerhalb weniger Sekunden ihre maximale Leistung von 500 kW abrufen. 

Biogasanlage Biogas GmbH 

Die im Fermenter befindlichen Bakterien wandeln die Biomasse, 

z.B. biologische Abfälle, nachwachsende Rohstoffe und Gülle, 

zu Biogas und Gärprodukten um. 

Das erzeugte Biogas wird in der Gashaube aufgefangen 

und von hier über Gasleitungen zum 

Blockheizkraftwerk (BHKW) transportiert. 

Im BHKW wird aus dem Biogas 

Strom und Wärme erzeugt. 

1 Lager für die zu vergärende Biomasse 

(Silo, Annahmestelle, Güllegrube) 

2 ggf. Aufbereitung, Sortierungs- oder 

Reinigungssysteme für die zu vergärende 

Biomasse oder Reststoffe 

3 Einbring- / Pumptechnik transportiert 

die Biomasse in die Fermenter bzw. 

aus diesen heraus 

4 Rührwerke vermischen die Bakterien 

im Fermenter mit der frischen Biomasse 

5 Heizung – die übliche Gärtemperatur 

liegt bei 40 °C 

6 Gasspeicher zur kurz- und mittelfristigen 

Speicherung des Biogases 

7 Gasreinigungssysteme zur Entschwefelung 

und Entwässerung 

8 Pumpleitungen für Gärsubstrate 

und Biogasleitungen 

9 Sicherheitstechnik: Drucksicherungen, 

Sicherheitsventile 

10 Blockheizkraftwerk für die gleichzeitige 

Strom- und Wärmeproduktion 

11 ggf. Aufbereitungs technik für die 

Um wandlung von Biogas zu Biomethan 

12 Lagerbehälter für die ausgefaulten 

Gärprodukte (ggf. mit entsprechender 

Technik zur Weiterverarbeitung 

(Fest-/Flüssigtrennung, Trocknung, 

Pelletierung etc.) 

FV Schild - so funktioniert eine Anlage A0 quer.indd 1 16.06.16 11:00 

Planeten. 

Die im Fermenter befindlichen Bakterien wandeln die Biomasse, z.B. biologische Abfälle, 

nachwachsende Rohstoffe und Gülle, zu Biogas und Gärprodukten um. Das erzeugte Biogas 

wird in der Gashaube aufgefangen und von hier über Gasleitungen zum Blockheizkraftwerk 

(BHKW) transportiert. Im BHKW wird aus dem Biogas Strom und Wärme erzeugt. 

Bei der Ausgestaltung von Biogasanlagen gibt es eine Vielzahl unterschiedlicher Systeme, 

Techniken und Funktionsweisen. Der übliche Aufbau umfasst folgende Komponenten: 

1 

2 

6 

9 

3 

5 4 

3 

12 

8 



2 ggf. Aufbereitung, Sortierungs oder 



3 Einbring / Pumptechnik transportiert 







6 Gasspeicher zur kurz und mittelfristigen 


7 Gasreinigungssysteme zur 

Entschwefelung und Entwässerung 

Strom 

Wärme 






Strom und Wärmeproduktion 

11 ggf. Aufbereitungstechnik für die 

Umwandlung von Biogas zu Biomethan 




(Fest/Flüssigtrennung, Trocknung, 


Immer wenn wir Energie brauchen, kann Biogas liefern: 

8 

7 

5 

8 

11 

Erdgasnetz 

10 

1 

2 

9 

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5 4 

3 

12 

8 

1 Lager für die zu vergärende Bioma se 

(Silo, Annahmeste le, Gü legrube) 

2 gf. Aufbereitung, Sortierungs oder 

Reinigung systeme für die zu ver 


die Bioma se in die Fermenter bzw. 


im Fermenter mit der frischen Bio 



6 Ga speicher zur kurz und mi telfristigen 


7 Gasreinigung systeme zur 


gärende Bioma se oder Reststo fe 


masse 

6 

Wärme 

8 

7 

5 

8 


Gärprodukte ( gf. mit entsprechen 

methan 

der Technik zur Weiterverarbeitung 

(Fest/Flü sigtrennung, Trocknung, 

Pe letierung etc.) 

1 

Strom 

10 


Erdgasnetz 

1 

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5 4 

3 

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8 

1 Lager für die zu vergärende Bioma se 

(Silo, Annahmeste le, Gü legrube) 

2 gf. Aufbereitung, Sortierungs oder 

Reinigung systeme für die zu vergärende 

Bioma se oder Reststoffe 


die Bioma se in die Fermenter bzw. 



im Fermenter mit der frischen Bioma 

se 



6 Ga speicher zur kurz und mi telfristigen 


7 Gasreinigung systeme zur 

Entschwefelung und Entwä serung 

6 

8 

7 

5 

8 

Wärme 

Strom 







11 gf. Aufbereitungstechnik für die 



Gärprodukte ( gf. mit entsprechender 


(Fest/Flü sigtrennung, Trocknung, 


11 

10 

Erdgasnetz 

Fast jede Pflanze kann in Biogasanlagen vergoren und zu Strom 

und Wärme umgewandelt werden – auch jene, die in der Lebensund 

Futtermittelproduktion keine Verwendung finden. 

Das bei der Energieerzeugung freigesetzte CO 2 entspricht in etwa 

der Menge, die die Pflanzen während Ihres Wachstums gebunden 

haben. 

Durchwachsene Silphie 

Franken-Therme Bad Windsheim 

Biogasanlage Bad Windsheim 

Regionale Biogasanlage 

Biogas trägt dazu bei, dass unsere Felder bunter und artenreicher 

werden. Blühende Pflanzen sehen nicht nur schön aus, sie bieten 

vor allem Lebensraum für Insekten und Wildtiere und verbessern 

die Bodengesundheit. 

Die Pflanzen benötigen in der Regel keine Pflanzenschutzmittel, 

schonen die Umwelt und schützen den Boden vor Auswaschung. 

Wildpflanzenmischung 

Wärmeabnehmer Freibad 







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2 

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3 

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8 























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3 

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2 ggf. Aufbereitung, Sortierungs- oder 



3 Einbring- / Pumptechnik transportiert 







6 Gasspeicher zur kurz- und mittelfristigen 










1 

2 

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3 

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3 

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6 

6 














8 

7 

5 

8 

Wärme 






Strom- und Wärmeproduktion 






(Fest-/Flüssigtrennung, Trocknung, 


FV Anlagenschild A0 quer.indd 1 11.02.16 16:10 

6 

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7 

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8 

Wärme 

8 

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8 

Wärme 

11 

Strom 

11 

11 

Erdgasnetz 

10 

Strom 

Strom 

Erdgasnetz 














10 

10 

Erdgasnetz 


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Strom. Das entspricht dem Verbrauch von 100 durchschnittlichen 

Haushalten. 

Die bei der Stromerzeugung anfa lende Wärme wird im Sta l und im 

Wohnhaus eingesetzt und außerdem zur Holztrocknung genutzt. In der 

Summe spart diese Biogasanlage 450 Tonnen CO 2 ein, die beim Einsatz 

fossiler Energieträger wie Kohle und Öl freigesetzt worden wären. 

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Energie für die Region… 


Seit dem Jahr 2009 erzeugt die Biogasanlage Biogas GmbH Strom für 700 

Haushalte und versorgt außerdem 26 Privathaushalte, die Schule, das 

Altenheim und das Rathaus mit umweltfreundlicher Wärme. Die Substrate 

für die Energieerzeugung bezieht die Biogasanlage vo lständig von 

Landwirten aus der Umgebung. Das nach der Vergärung entstehende 

Gärprodukt geht als hochwertiger Dünger zurück auf die Felder. 

Die Kilowa tstunde Biogaswärme kostet die Haushalte im Schnitt zwei Cent weniger 

als die Wärme aus Heizöl. 

Durch das bei den Heizkosten gesparte Geld konnte Neustadt neue Sportgeräte für 

die Schule kaufen und den Gemeinschaftsraum im Altenheim renovieren. 

Der Bau der Anlagenteile, die Wartung und Erweiterung der Biogasanlage generiert 

weitere Jobs bei Handwerksbetrieben in der Umgebung. 

Vom Anbau vielfältiger Energiepflanzen profitieren die Bienen und mit ihnen die 

Imker in der Region. 


Die im Fermenter befindlichen Bakterien wandeln die Bioma se, z.B. biologische Abfä le, 

nachwachsende Rohsto fe und Gü le, zu Biogas und Gärprodukten um. Das erzeugte Biogas 




Techniken und Funktionsweisen. Der übliche Aufbau umfa st folgende Komponenten: 







11 gf. Aufbereitungstechnik für die 

Umwandlung von Biogas zu Bio 

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Informieren Sie Wanderer und Gäste über Ihre Biogasanlage 

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einer Biogasanlage 

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Franken-Therme Bad Winsheim 

Biogas Wärme 

Die Franken-Therme ist an das Fernwärmenetz der Stadtwerke Bad 

Windsheim angeschlossen. 30 Prozent des Wärmeangebotes der Stadtwerke 

werden von der Biogasanlage der Bio-Energie Bad Windsheim 

erzeugt. 

Als Kunde der Stadtwerke profitiert die Franken-Therme direkt von der 

umwelt- und klimafreundlichen Wärmegewinnung aus Biogas. So 

werden die Thermal-Badelandschaft, das Dampferlebnisbad und die 

Sauna zu rund einem Drittel mit Biogaswärme beheizt. 

Vorteile 

– Die Biogaswärme wird in einer Biogasanlage in Bad Windsheim erzeugt: 

Dies stärkt die Unabhängigkeit von fossilen Energieimporten und fördert 

die Wirtschaftskraft in der Region. 

– Durch die umweltfreundliche Biogaswärme werden pro Jahr rund 

300.000 Liter Heizöl eingespart und damit knapp 800 Tonnen 

Kohlendioxid (CO 2 ) weniger ausgestoßen. 

– Neben der Wärme erzeugt die Biogasanlage der Bio-Energie 

Bad Windsheim jährlich Strom für mehr als 1.200 Haushalte. 

Diese Biogasanlage erzeugt 

Strom und Wärme 


Biogasanlage Bad Windsheim 

Die Fakten … 

Leistung der Anlage 

400 kW el 

Mit Strom versorgte Haushalte 800 

Wärmebereitstellung 

Schwimmbad und Wärmenetz 

Eingesetzte Substrate Gülle, Mist, 

Landschaftspflegematerial, 

Maissilage, Grassilage 

Besonderheit an der Anlage 

Gärpoduktaufbereitung (Herstellung eines hochwertigen Düngers) 



Logo 

… sprechen für sich! 

Die deutschen Biogasanlagen erzeugen schon heute 

Strom für Millionen Haushalte 

Biogasanlagen reduzieren den CO 2 -Ausstoß 

und produzieren nahezu klimaneutral Strom und Wärme 

Biogas-Strom stabilisiert das Stromnetz 

und sichert eine gleichmäßige Versorgung 

Biogasanlagen 

sichern vielen Landwirten die Existenz 

In Biogasanlagen vergorene Gülle stinkt nicht und ist 

ein hervorragender Dünger 

Biogasanlagen bringen 

Arbeitsplätze und Wertschöpfung 

in die ländliche Region 





1 

11 

2 

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9 

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3 

Erdgasnetz 

5 4 

5 

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3 

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8 

Strom 

Bei der Ausgestaltung von Biogasanlagen 

gibt es eine Vielzahl unterschiedlicher 

Systeme, Techniken und 

Funktionsweisen. Der übliche Aufbau 

umfasst folgende Komponenten: 

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Umweltfreundliche Wärme – vom Land, für’s Land 

Biogas Wärme … 

… aus der Region 

In Deutschland gibt es viele tausend Biogasanlagen, die umweltfreundliches 

Biogas erzeugen. Dieser Energieträger wird mittels eines Motors Unabhängigkeit von fossilen Energieimporten und fördert die Wirtschaftskraft in 

Biogaswärme wird in einer nahe gelegenen Biogasanlage erzeugt. Dies stärkt die 

im Blockheizkraftwerk in Strom umgewandelt. Die dabei frei werdende der Region. 

Wärme sichert die lokale Versorgung und dient als Heizenergie in: 

Viele Dörfer und Kommunen setzen auf Biogas, um eine autarke Energieversorgung 

• öffentlichen Einrichtungen, z.B. Schwimmbädern, Schulen, Turnhallen vor Ort anzubieten. 

• Wohngebieten und Bioenergie-Dörfern 

Mit Biogaswärme können die jährlichen Kosten für Wärmeenergie deutlich gesenkt 

• Ställen und Gewächshäusern 

und langfristig stabil gehalten werden. 

• Unternehmen, z.B. Gärtnereien, Gastronomie, Industrie 

Durch die umweltfreundliche Biogaswärme wird Heizöl bzw. Erdgas eingespart und 

damit weniger Kohlendioxid (CO 2 ) ausgestoßen. 




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53 

www.biogas.org

praxis 


Die Energielandwerker – starker 

Partner der Anlagenbetreiber 

Eine noch junge Genossenschaft im nördlichen Münsterland bringt 

Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen zusammen und kreiert 

damit Synergieeffekte, von denen alle Mitglieder profitieren. 


Dass über den 110 Meter hohen 

Buchenberg, der östlich von 

Steinfurt (NRW) liegt, ein kräftiger 

Wind weht, davon zeugt die 

160 Jahre alte Kappenwindmühle 

am nördlichen Rand der geologischen 

Erhebung. Schon damals nutzten die 

Menschen die Kraft des Windes für sich – in 

diesem Fall zum Kornmahlen. Heute befindet 

sich das historische Schätzchen mit 

den vier Windfängern in guter Gesellschaft, 

denn in der nahen nördlich gelegenen Tiefebene 

drehen sich rund 50 moderne Dreiflügler 

im Wind und produzieren daraus 

umweltfreundlichen Strom. Allein 27 der 

Windenergieanlagen gehören zur Windpark 

Hollich Gruppe. 

Die Menschen in der Bauerschaft Hollich 

der Stadt Steinfurt sind insgesamt sehr 

aktiv in Sachen Energiewende. Zahlreiche 

Photovoltaikanlagen sind auf Dachflächen 

installiert und auch vier Biogasanlagen produzieren 

erneuerbares Gas. Auf der ehemaligen 

Hofstelle des Landwirtschaftsbetriebes 

Nefigmann haben sich im ehemaligen 

Stallgebäude einige Firmen niedergelassen. 

So auch die „Die Energielandwerker eG“. 

Betreiberschaft stärken 

„Wir haben die Genossenschaft im Sommer 

2017 gegründet. Sie hat das Ziel, kleine 

und mittelständische Betreiber nachhaltig 

und im Konsens gemeinsam zu unterstützen 

und weiterzuentwickeln. Aus der 

Energiewirtschaft und Politik kommen 

zunehmend höhere Anforderungen und 

mehr Möglichkeiten auf die Betreiber zu. 

Diese gilt es zu erfüllen und zu nutzen. Das 

kann für den Einzelnen sehr aufwendig und 

anstrengend sein“, hebt Thomas Voß, Geschäftsführer 

der Genossenschaft, hervor. 

Heute hat die Genossenschaft 40 Mitglieder, 

alles reine Anlagenbetreiber. Es handelt 

sich um eine sogenannte Unternehmergenossenschaft. 

Seit 2012 kooperieren 

die Energieerzeuger schon. 60 Betreiber 

mit 360 Megawatt installierter elektrischer 

Leistung sind aktuell in der Strom- 

Direktvermarktung. 90 Prozent Anteil hat 

der Windstrom, 20 Megawatt kommen 

durch Biogasanlagen zusammen, der Rest 

ist Solarstrom. Haupteinzugsgebiet sind 

die Kreise Steinfurt, Borken und Coesfeld. 

Es können aber auch Erzeugungsanlagen 

bundesweit eingebunden werden. Die Genossenschaft 

selbst als Rechtsform betreibt 

keine Erzeugungsanlagen. 

So unterstützt die Genossenschaft ihre 

Mitglieder beispielsweise in der Thematik 

Strom-Direktvermarktung. Es wird für alle 

Genossenschaftsmitglieder eine Ausschreibung 

der Strommenge vorgenommen. Auf 

der jährlichen Generalversammlung wird 

dann der Direktvermarktungspartner für 

die nächsten zwölf Monate ausgewählt. 

Die Vermarktung der Strommenge an der 

Börse macht die Genossenschaft somit 

nicht selbst. Zusätzlich zum Börsenstrompreis 

erhalten die Windstromerzeuger im 

sogenannten Marktprämienmodell die Managementprämie. 

Die Stromvermarktung 

geschieht unter Berücksichtigung von Wetterdaten. 

Unterstützung in 

Abrechnungsfragen 

Die Energielandwerker bringen zwar die 

Strommenge der Genossenschaft an den 

Markt, sehen sich aber nicht ausschließlich 

als Bündler für den Vertrieb von Direktvermarktungs-Dienstleistung. 

Darüber hinaus 

bietet die Genossenschaft Hilfestellung in 

Abrechnungsfragen, prüft Abrechnungen 

der Netzbetreiber für die Stromerzeuger 

und liefert Reports in nachvollziehbaren 

Darstellungsformen. Außerdem organisieren 

Die Energielandwerker den Stromeinkauf 

für die Anlagen der Mitglieder – im 

Thomas Voß, Geschäftsführer von 

Die Energielandwerker eG. 

Einzelfall auch für deren Landwirtschaftsbetriebe. 

Ein immer wichtiger werdendes Thema ist 

laut Voß der Weiterbetrieb der Ökostromanlagen 

nach dem Ende der EEG-Laufzeit. 

Daher soll die Direktvermarktung nicht der 

alleinige Schwerpunkt sein. 2021 würden 

die ersten Anlagen aus dem EEG laufen. 

Kritisch werde es ab 2022/2023, wenn für 

eine größere Anlagenzahl der Vergütungszeitraum 

endet. Für diese Anlagen gelte es, 

Zukunftsoptionen zu entwickeln. Erfreulich 

ist, dass in den letzten Jahren im Kreis 

Steinfurt neue Windenergieanlagen aufgestellt 

werden konnten. „Aufgrund der guten 

Vorplanung konnten alle Projekte realisiert 

werden“, betont Voß. 

Für ihn ist klar, dass zur Fortführung der 

Energiewende über den Bereich der Stromerzeugung 

hinausgedacht werden muss. 

Es müsse darüber nachgedacht werden, 

wie die Sektoren Wärme und Mobilität eingebunden 

werden können. Strom werde 

nicht nur für die Elektromobilität benötigt, 

sondern auch für die Bereitstellung von 

grünem Wasserstoff. Im Bereich der Wärmeerzeugung 

könnten nach seinen Worten 

Wärmepumpen eine Zukunftsoption sein. 

Der Strommarkt benötige Eingriffe, um den 

Technologien, die für die Energiewende notwendig 

seien, eine bessere Marktstellung zu 

bieten. 

Autor 


Redakteur Biogas Journal 


0 54 09/90 69 426 

martin.bensmann@biogas.org 

Foto: Martin Bensmann 

54


praxis 

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Wissenschaft 


Die thermische Vorbehandlung (Desintegration) 

von Stroh – einweichen oder „kochen“? 

Zur Desintegration von Rohstoffen werden die unterschiedlichsten Maschinen/Verfahren 

angeboten. Egal, ob mit rotierenden Ketten, Zahnscheiben, Ultraschall usw. auf das Material 

eingewirkt wird, alle verfolgen das gleiche Ziel: die Vergrößerung der Oberfläche zur 

Steigerung der Rohstoffausbeute. Leistet die thermische Desintegration Vergleichbares? 

Von Dipl. Des. (FH) Rainer Casaretto und M. Eng. (FH) René Casaretto 

Dieser Artikel soll eine weitere Möglichkeit 

der Verwendung von Stroh darstellen – die 

Methode des „Light Cooking“. Hierbei 

soll unter geringem energetischen und 

technischen Aufwand ein möglichst hoher 

Gasertrag aus dem Rohstoff erzielt werden. Diese 

Herangehensweise ist entstanden durch die steigende 

Technisierung der Vorbehandlungsanlagen und die damit 

verbundene Komplexität. Der Wartungsaufwand 

bei dieser Methode ist gering, was insbesondere dort, 

wo die Biogas-Anlage „nur“ ein weiteres Standbein 

darstellt neben dem eigentlichen Brot- und-Butter- 

Geschäft – der landwirtschaftlichen Bewirtschaftung 

von Flächen und/oder der Viehzucht und Nahrungsmittelproduktion 

–, von Bedeutung ist. Von daher erschien 

die Methode des „Light Cooking“ als zu präferierende 

Lösung, da sie viele Vorteile wie einfacher, modularer 

Aufbau und geringe Komplexität vereint. 

Kapitel I 

Thermische Vorbehandlung bei 99 °C 

2017 wurde an der Aalborg Universität eine Masterarbeit 

von Anwi Josephine Mundi und Markéta Kaderavkova 

eingereicht, die sich mit der thermischen Vorbehandlung 

von Stroh beschäftigt. Im Rahmen dieser Arbeit 

ergaben sich für das mit 99 Grad Celsius (°C) vorbehandelte 

Weizenstroh und einer anschließenden Vergärung 

bei 40 °C die folgenden Werte in Tabelle 1. 

Bezieht man den Mittelwert der Qualitätsmerkmale aus 

Tabelle 2 auf den Mittelwert des Gasertrages, so errechnen 

sich (278,35·0,8292·9,968 1 ) = 2.300 Kilowattstunden 

(kWh) je Tonne Gärmasse Stroh. 

Demnach ergibt die thermische Vorbehandlung durchaus 

Sinn, denn mit einer Tonne so vorbehandeltem 

Stroh können (ausgehend von den Faustzahlen Biogas, 

KTBL, 3. Ausgabe 2013) mit 340·0,35·0,95·9,968 = 

1.126,88 kWh 2,04 Tonnen Maissilage ersetzt werden. 

Um aber die 99 °C zu erreichen, werden ebenfalls eine 

(oft nicht vorhandene) erhebliche Menge an thermischer 

Energie und Investitionen in eine entsprechende 

Technik benötigt. 

Tabelle 2: Qualitätsmerkmale 

TR oTR oTR/TR 

a 93,39 % 90,40 % 84,42 % 

b 93,96 % 90,83 % 85,34 % 

c 94,16 % 91,04 % 85,73 % 

d 92,00 % 89,03 % 81,90 % 

e 91,87 % 88,69 % 81,48 % 

f 92,13 % 89,03 % 82,02 % 

g 91,88 % 88,44 % 81,26 % 

h 91,99 % 89,02 % 81,89 % 

i 92,44 % 89,03 % 82,30 % 

Mittelwerte 92,65 % 89,50 % 82,92 % 

Tabelle 3: Parameter d. Vorbehandlung u. Vergärung 

Strohlänge 

20-40mm 

Tabelle 1: Nm 3 (CH 4 

)·t(oTR) -1 , 2 Durchläufe mit je 3 Gärtests 

1.1 1.2 1.3 2.1 2.2 2.3 

260,50 276,50 282,50 279,70 287,10 283,80 

Mittelwert: 278,35 Nm 3 (CH 4 

)·t(oTR) -1 

Stroh mit Wasser aufheizen bis 99 °C 

Haltezeit bei 99 °C 

60 Minuten 

Abkühlung auf 40 °C 

Zugabe zu dem Inokulum bei 40 °C 

Gärtestabbruch bei 

29 Tagen 

Foto: Fotolia_ rdnzl 

56


Wissenschaft 

Abbildung 1: Stroh inklusive Lignin vs. reine Cellulose 

Abbildung 2: Alle 6 Strohproben im Gärtest 

325 

300 

Stroh 

Cellulose 

325 

300 

1.1 

1.2 

1.3 

2.1 

2.2 

2.3 

275 

275 

250 

250 

Nm3(CH4)t(oTR)1 

225 

200 

175 

150 


225 

200 

175 

150 

125 

125 

100 

100 

75 

75 

50 

50 

25 

25 

0 

1 2 

3 

4 

5 

6 

7 

8 

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 

Tage 

0 

1 2 

3 

4 

5 

6 

7 

8 

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 

Tage 

Laborteil 

Die in Kapitel II vorgestellten Ergebnisse wurden an 

der Aalborg University Esbjerg und die in Kapitel III an 

der Hochschule Flensburg – Dept. of Chemical Technologies 

– erhoben. Für die Basisparameterbestimmung 

wurden die Normen DIN 38414-2 / -3 verwendet. Eine 

Säurekorrektur für die Trockensubstanzbestimmung 

wurde nicht durchgeführt. Die Gärtests erfolgten in Anlehnung 

an die VDI 4630-2016. Hierbei wurde für die 

Ergebnisse aus Dänemark das AMPTS-2 System der 

Firma Bioprocess Control verwendet mit einer NaOH- 

Lösung zur Elimination des Kohlenstoffdioxides, die 

Prozesstemperatur wurde auf 40 °C gesetzt. Das Stroh 

wurde so vorbehandelt, wie die zugeordneten Tabellen 

jeweils ausweisen. Hierfür wurde der Rohstoff den Gärflaschen 

zugegeben, rund 100 Gramm Wasser hinzugefügt 

und im geschlossenen Gefäß bei den in den jeweiligen 

Tabellen genannten Temperaturen und Zeiten 

vorbehandelt. 

Abbildung 2 zeigt die 6 Verläufe aus den Gärtests, deren 

Werte in Tabelle 1 zu sehen sind. Der Versuch 1.3 

weist vom 19. bis zum 26. Tag eine „Schwächephase“ 

gegenüber 2.2 auf. 

57

Wissenschaft 


Kapitel II 

Vorbehandlungen bei der Ernte und bei 80 °C 

Weitere Untersuchungen bezogen sich auf aufgefasertes 

und geschnittenes (PreChop), geschnittenes 

(Cut) und gemahlenes (Mühle) Weizenstroh sowie auf 

Strohpellets und zerbröckelte Strohpellets mit einer 

Vorbehandlungstemperatur von jeweils 80 °C und einer 

Haltedauer von 60 Minuten. 

Die Pellets stammen von der Firma Krone, die uns sowohl 

eine Probe der Pellets zur Verfügung stellte, die 

mit dem Premos 5000 erzeugt wurde, als auch eine 

Probe des unbehandelten Original-Strohs. 

Fotos: Maschinenfabrik Bernard KRONE 

Aufgefasert und geschnitten wurde das Stroh von dem 

Lohnunternehmen mit einem Krone-PreChop. 

Geschnitten wurde das Stroh von dem Lohnunternehmen 

mit dem Krone-Multi-Cut. 

Gemahlen wurde 

das Stroh von dem 

Lohnunternehmen 

mit einer Haybuster- 

Strohmühle. Hier im 

Bild ist ein anderes 

Fabrikat zu sehen. 

Foto: Landpixel.de 

Tabelle 4: Qualitätsmerkmale des Weizenstrohs Tabelle 5: Nm 3 (CH 4 

)·t(oTR) -1 

TR oTR oTR/TR 

PreChop 95,18 % 96,84 % 92,17 % 

Cut 94,17 % 94,53 % 89,02 % 

Mühle 94,55 % 95,39 % 90,19 % 

zerbröckelte Pellets 93,79 % 93,24 % 87,45 % 

Pellets 93,63 % 93,25 % 87,31 % 

PreChop Cut Mühle zerbröckelte Pellets Pellets 

231,35 170,30 180,13 248,31 250,95 

58


Wissenschaft 



Abbildung 3: Ernte-/Strohvarianten bei 80 °C 

325 

300 

275 

250 

225 

200 

175 

150 

125 

100 

Strohlänge 

75 

50 

25 

0 

PreChop 

Cut 

Mühle 

Wendet man die Qualitätsmerkmale aus 

Tabelle 4 auf die Nm 3 (CH 4 

)·t(oTR) -1 an, so 

errechnet sich pro Tonne Gärmasse Stroh 

eine Energie von: 

Tabelle 7: Nm 3 (CH 4 

)·t(oTR) -1 

20-40mm 

Stroh mit Wasser aufheizen bis 80 °C 

Haltezeit bei 80 °C 

60 Minuten 

Abkühlung auf 40 °C 

Zugabe zu dem Inokulum bei 40 °C 

Gärtestabbruch bei 

28 Tagen 

Pellets zerbr. 

Pellets 

PreChop Cut Mühle zerbröckelte Pellets Pellets 

2.126 1.511 1.619 2.164 2.184 

Die Energie aus pelletiertem Stroh liegt im 

Gärtest über den anderen, was nicht verwundert, 

da beim Pelletieren selbst schon 

einmal eine thermische Vorbehandlung mit 

Temperaturen zwischen 70 bis 99 °C bei 

bis zu 2.000 bar Druck 2 erfolgte. Unter 

Kostengesichtspunkten ist die aufgefaserte 

(PreChop) Variante mit 2.126 kWh je Tonne 

Gärmasse Stroh zu bevorzugen. 

59 

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Wissenschaft 


Kapitel III 

Vorbehandlungen mit verschiedenen 

Temperaturen 

Im Rahmen des LSBL II Projektes wurden (und werden 

noch) weitere Untersuchungen durchgeführt, wobei 

die Temperaturen und Vorbehandlungszeiten variiert 

wurden. Das Stroh wurde mit der Quaderballenpresse 

gepresst und weder vorher zerfasert noch gemahlen. Es 

wurde auf die Länge von 20-40mm mit dem Multi-Cut 

gekürzt. Die Ergebnisse sind im ersten Augenblick unerwartet 

und bedürfen sicher noch weiterer Untersuchungen. 

Den höchsten Wert ergeben 25°C bei einer Haltezeit 

von 60 Minuten (bei einer Haltezeit von 30 Minuten, 

die leider nicht ermittelt wurde, läge der Wert eventuell 

sogar höher). Eine mögliche Erklärung könnte in dem 

Erhalt flüchtiger Säuren liegen, die bei höheren Temperaturen 

und längeren Vorbehandlungszeiten verlorengehen 

können. Weiterhin spricht für eine kurze Haltedauer, 

dass in den Varianten 75 °C, 60‘ und 99 °C, 60‘ die 

Ausbeute geringer wurde als in den Varianten 75 °C, 30‘ 

und 99 °C, 30‘. Bezieht man die Qualitätsmerkmale aus 

Tabelle 9 auf den Wert bei 25 °C des Gasertrages gem. 

Tabelle 8, so errechnen sich (268,94·0,8856·9,968) = 

2.374 kWh je Tonne Gärmasse Stroh. 

Tabelle 8: Erweiterte Untersuchungen Nm 3 (CH 4 

)·t(oTR) -1 

25 °C, 60‘ 50 °C, 30‘ 50 °C, 60‘ 75 °C, 30‘ 75 °C, 60‘ 99 °C, 30‘ 99 °C, 60‘ 

268,94 217,58 221,21 207,94 195,64 249,49 197,69 

Abbildung 4: Strohvarianten mit Variationen der Temperatur 


325 

300 

25 °, 60‘ 50 °, 30‘ 50 °, 60‘ 75 °, 30‘ 75 °, 60‘ 99 °, 30‘ 99 °, 60‘ 

275 

250 

225 

200 

175 

150 

125 

100 

75 

50 

25 

0 

Stroh in Vorbehandlungsvarianten 


Unbehandeltes Weizenstroh 

TR oTR oTR/TR 

94,09 % 94,12 % 88,56 % 

Vorbehandlung des Weizenstrohs durch Verdünnung 

Strohlänge 20-40mm 

Stroh mit Wasser bis zur gewünschten Temp. aufheizen 

Haltezeit bei x°C für x Minuten 

Abkühlung auf Inokulumtemperatur 

Zugabe zu dem Inokulum 

Gärtestabbruch bei 30 Tagen 

Fazit 

Gemäß Faustzahlen Biogas, KTBL, 3. Ausgabe 2013 

ist für unbehandeltes Weizenstroh mit 86,00 % TR und 

90,00 % oTR ein Gasertrag von 210 Nm 3 (CH 4 

)·t(oTR) - ¹ 

zu erwarten. Dies entspricht (210·0,86·0,90·9,968) = 

1.620,20 kWh pro Tonne Gärmasse. Betrachtet man die 

Ergebnisse unter ökonomischen Gesichtspunkten, dann 

führt das Streben nach „der letzten kWh“ zu weniger 

Gewinn als der Verzicht darauf. 

Beispiel: 

a) 231,35 Nm 3 (CH 4 

)·t(oTR) -1 

werden erreicht, es sollen z.B. 

b) 325,00 Nm 3 (CH 4 

)·t(oTR) -1 sein, 

was nun Investitionen erfordert. Auf Basis der KTBL- 

Qualitätsmerkmale für TR und oTR errechnen sich für 

a) (231,35·0,86·0,90·9,968) = 1.784,90 

kWh Bioenergie und für 

b) (325,00·0,86·0,90·9,968) = 2.507,45 kWh. 

Das Delta zwischen a) und b) beträgt demnach 722,55 

kWh Bioenergie je Tonne Gärmasse Stroh, die in einem 

BHKW mit einem Wirkungsgrad von zum Beispiel 

40 % verstromt werden. Pro Tonne Gärmasse Stroh 

entstehen bei b) (722,55·0,4) = 289,02 kWh mehr 

als bei a). Der Strom wird nach dem EEG vergütet, die 

Vergütung betrage 0,20 Euro. Bei 1.000 Tonnen Gärmasse 

Stroh entsteht somit ein Mehrerlös von jährlich 

60


Wissenschaft 

Tabelle 9: Gemessene Gaserträge normiert auf 86 % TR und 90 % oTR 

ergeben pro Tonne Gärmasse: 

Kapitel I Mittelwert bei 99 °C 278,35 Nm 3 (CH 4 

)·t(oTR) -1 (278,35·0,86·0,90·9,968) = 2.147,53 kWh 

PreChop Variante aus Kapitel II 231,35 Nm 3 (CH 4 

)·t(oTR) -1 (231,35·0,86·0,90·9,968) = 1.784,92 kWh 

Cut Variante aus Kapitel II 170,30 Nm 3 (CH 4 

)·t(oTR) -1 (170,30·0,86·0,90·9,968) = 1.313,90 kWh 

gemahlene Variante aus Kapitel II 180,13 Nm 3 (CH 4 

)·t(oTR) -1 (180,13·0,86·0,90·9,968) = 1.389,74 kWh 

zerbröckelte Pellets aus Kapitel II 248,31 Nm 3 (CH 4 

)·t(oTR) -1 (248,31·0,86·0,90·9,968) = 1.915,77 kWh 

Pellets aus Kapitel II 250,95 Nm 3 (CH 4 

)·t(oTR) -1 (250,95·0,86·0,90·9,968) = 1.936,14 kWh 

25 °C, 60‘ aus Kapitel III 268,94 Nm 3 (CH 4 

)·t(oTR) -1 (268,94·0,86·0,90·9,968) = 2.074,94 kWh 


)·t(oTR) -1 (217,58·0,86·0,90·9,968) = 1.678,68 kWh 


)·t(oTR) -1 (221,21·0,86·0,90·9,968) = 1.706,69 kWh 


)·t(oTR) -1 (207,94·0,86·0,90·9,968) = 1.604,31 kWh 


)·t(oTR) -1 (195,64·0,86·0,90·9,968) = 1.509,41 kWh 


)·t(oTR) -1 (249,49·0,86·0,90·9,968) = 1.924,87 kWh 


)·t(oTR) -1 (197,69·0,86·0,90·9,968) = 1.525,22 kWh 

(289,02·0,2·1.000) = 57.803,66 Euro. 

Aus diesem Mehrerlös sind die spezifischen 

Mehrkosten für Strom, Personal, Wärme, 

Wartung, Unterhaltung, Zinsen, Tilgungen 

und Risikokosten zu erwirtschaften, weshalb 

man die mögliche Investitionssumme 

für beliebige Zeiträume berechnen kann. 

Scheidet die Anlage im Betrachtungszeitraum 

aus dem EEG aus und wechselt mit 

0,148 Euro in die Ausschreibung, ist dies 

zu berücksichtigen. Zumindest aus Betreibersicht 

ist die Devise: „höher, schneller, 

weiter, insolvent“ nicht erstrebenswert. 

Das aufgefaserte und geschnittene Stroh mit 

[231,35 Nm 3 (CH 4 

)·t(oTR) -1 ] – der PreChop 

zerfasert die Halme und beschädigt die 

Wachsschicht ganz ähnlich wie Stroh aus 

einem Tretmiststall – ist hinreichend für 

den Gärprozess „beschädigt“. Wird dieses 

Stroh in Gärrest für eine Stunde [268,94 

Nm 3 (CH 4 )·t(oTR) -1 ] in einem durchmischbaren 

Behälter eingeweicht, verursacht das 

geringe Investitions- und Betriebskosten. 

Die Kombination von beidem wurde bisher 

nicht gezielt untersucht, klingt aber vielversprechend 

und wird weiter verfolgt werden. 

Laut WEISER (2012) können, unter Beachtung 

einer ausgeglichenen Humusbilanz, 

jährlich etwa 8 bis 13 Millionen Tonnen 

Stroh in Deutschland ohne eine stoffliche 

Rückführung auf die Ackerflächen genutzt 

werden. Geht man von einer Nutzung in Biogasanlagen 

mit Gärrestrückführung auf die 

Ackerflächen aus, so steigert sich dieses Potenzial 

noch 3 . Kommt der Humus aus dem 

Stroh über den Gärrest auf die Flächen zurück, 

ist es sinnvoller, das Stroh zu vergären, 

statt unvergoren unterzupflügen. 

Die Ergebnisse wurden im Rahmen 

des LSBL 2 Projektes erhoben. Weitere 

Informationen über das Projekt unter 

www.interreg5a.eu 

1 

Heizwert in kWh je m 3 CH 4 

2 

https://www.google.com/url?q=https://www.energetischebiomassenutzung.de/fileadmin/Steckbriefe/ 

dokumente/03KB081B-D_Effigest_Schlussbericht_TIB. 

pdf&sa=U&ved=0ahUKEwiGz73L7IbgAhXNwKQKHYgD 

BiM4ChAWCB8wBA&usg=AOvVaw1CpOl61CBvrHxJOw 

NASdd3 

3 

Fraunhofer IKTS (Dresden) FK 03KB081B 

Autoren 

Dipl. Des. (FH) Rainer Casaretto 

B I O G A S - A K A D E M I E ® 

info@biogas-akademie.de 

M. Eng. (FH) René Casaretto 

PhD Student, Wissenschaftlicher Mitarbeiter 

Hochschule Flensburg . Kanzleistr 91-93 

24943 Flensburg 

04 61/80 51 524 

rene.casaretto@hs-flensburg.de 

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und Wirkungsgrad des Rührwerks. 

61 

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Wissenschaft 


Saubere Kraftstoffe 

aus schmutzigem 

Wasser 

Brüdenwasser, das bei der Trocknung von Klärschlamm anfällt, vor 

und nach der Plasmalyse. Verfahrensbedingt ist bei dieser Technologie 

die Gewinnung von Wasserstoff mit einer Reinigung des als Elektrolyt 

eingesetzten Schmutzwassers verbunden. 

Das Berliner Unternehmen Graforce entwickelt ein 

Verfahren, bei dem aus Abwasser oder Gärresten mittels 

gesteuerter Plasmaentladungen Wasserstoff sowie Ausgangsprodukte 

für weitere umweltfreundliche Kraftstoffe 

entstehen. 

Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 

Graforce-Geschäftsführer 

Dr. Jens Hanke 

am ersten Prototyp des 

Plasmalyzers zur Dissoziation 

von Abwasser 

und Gewinnung von 

Wasserstoff. 

Abwässer aus Siedlungen oder Industrieanlagen 

sind eine für die Gesellschaft teure 

Umweltlast. Und auch im Output von Biogasanlagen 

wird die Fracht aus Harnstoff, 

Aminosäuren, Nitraten und Ammonium 

zum Problem, wenn es nicht genügend Fläche gibt, um 

sie als Pflanzendünger zu nutzen. Für Dr. Jens Hanke 

können solcherart Flüssigkeiten als Input für die von 

ihm entwickelte Technologie gar nicht schmutzig genug 

sein. „Je mehr Ballast darin gelöst ist, desto breiter 

sind die Gestaltungsmöglichkeiten hinsichtlich der 

Endprodukte“, sagt der Gründer und Geschäftsführer 

der Graforce GmbH. 

Seine Unternehmensidee klingt ein wenig nach Zauberei. 

Denn das neuartige Verfahren der Plasmalyse soll 

es nicht nur ermöglichen, mit hoher Energieeffizienz 

Fotos: Carmen Rudolph 

Wasserstoff zu erzeugen und zusätzlich andere Gase, 

die sich für eine Weiterverarbeitung zu umweltfreundlichen 

Kraftstoffen eignen. Sondern das dafür eingesetzte 

Schmutzwasser wird bei diesem Prozess zugleich 

gereinigt und kann in den natürlichen Kreislauf zurück 

fließen. Mit Zauberei habe das aber nichts zu tun, versichert 

der studierte Mathematiker, Robotikexperte und 

Doktor im Bereich der theoretischen Medizin. Eher mit 

der Nutzung naturwissenschaftlicher Erkenntnisse, namentlich 

über die Wirkmechanismen bei der Auflösung 

und Entstehung chemischer Verbindungen. 

Gezähmtes Gewitter im Wasserglas 

Wie es funktioniert, veranschaulicht Hanke im Entwicklungslabor 

der Firma im dritten Obergeschoss des 

Zentrums für Photovoltaik und Erneuerbare Energien 

Berlin-Adlershof. Hier arbeiten die Graforce-Mitarbeiter 

an der Modifizierung des Plasmalyse-Verfahrens 

für unterschiedliche Anwendungsfälle. In einem der 

Räume schaut Dr. Simon Schneider gerade durch 

das Sichtfenster einer kühlschrankgroßen Apparatur, 

dem sogenannten Plasmalyzer. Ein Glasgefäß darin ist 

knapp zur Hälfte mit Brüdenwasser befüllt, das bei der 

Trocknung von Klärschlamm anfällt. Wegen der darin 

konzentrierten Umweltgifte erfordert Brüdenwasser einen 

besonders hohen Reinigungsaufwand. 

Hinter der Scheibe des Plasmalyzers herrschen Zustände, 

wie sie sich vermutlich vor Millionen Jahren auf dem 

Urmeer der Erde abgespielt haben. Über der Wasserfläche 

zucken Blitze in so hoher Zahl und Abfolge, dass 

sie das menschliche Auge als flackernde Plasmawolke 

über der brodelnden Flüssigkeit wahrnimmt. „Das sind 

Ladungsausgleiche wie beim Gewitter. Wir erzeugen 

die Blitze durch ein starkes elektrisches Feld von mehreren 

Tausend Kilovolt“, erläutert der 34-Jährige. Die 

Entladungen setzen unter anderem Wasserstoff frei. 

Dieser kann über eine Membrane aus dem Gasgemisch 

62


Wissenschaft 

Herzstück der weitgehend automatisch arbeitenden Demonstrationsanlage von 

Graforce ist der Plasmalyzer, in dem der Wasserstoff freigesetzt wird. 

Der im Plasmalyzer freigesetzte Wasserstoff wird in der Demonstrationsanlage 

mit Biomethan vermischt. Geplant ist auch ein Gemisch mit Rohbiogas. 

separiert und beispielsweise als grüner Kraftstoff für 

eine emissionsfreie Mobilität eingesetzt werden. 

Wasserstoff aus der Schmutzfracht 

Doch wozu dieser Aufwand? Schließlich lässt sich mit 

der herkömmlichen Elektrolyse ebenfalls Wasserstoff 

herstellen. Dabei werden bekanntlich Elektroden in 

klares Wasser getaucht und wird dessen Leitfähigkeit 

durch die Zugabe von Säuren oder Salzen verbessert. 

Damit sich aber an der Kathode Wasserstoff und an 

der Anode Sauerstoff bildet, muss die zugeführte Energiemenge 

in Form von Elektrizität höher sein als die 

Bindungskräfte zwischen den Wasserstoff- und Sauerstoffatomen. 

Diese liegt bei 486 Kilojoule (kJ) pro mol. 

Das gilt im Prinzip auch für die Blitze im Plasmalyzer. 

Doch hier kommt nun das schmutzige Wasser als Elektrolyt 

ins Spiel. Denn wozu das reine Lebenselixier mit 

hohem Energieaufwand in seine Bestandteile zerlegen, 

wenn die Verunreinigungen darin, etwa Ammonium 

(NH 4 

), ebenfalls Wasserstoff enthalten. „Hilfreich ist 

dabei der Umstand, dass die Bindungskräfte in diesen 

chemischen Verbindungen schwächer sind als beim 

Wasser. Für die Aufspaltung von NH 4 

beispielsweise 

genügt eine Zersetzungsspannung von 90 kJ/mol, 

also weniger als ein Fünftel der Energie, die für den 

Aufbruch von H 2 

O aufgewendet werden muss. Ähnlich 

verhält sich das bei der Dissoziation anderer Verbindungen 

mit einem oder mehreren H-Atomen. Das machen 

wir uns bei der Plasmalyse zunutze“, beschreibt Hanke 

den Ansatzpunkt der Innovation. 

Über die Stärke des elektrischen Feldes, das die Plasmaentladungen 

hervorruft, lasse sich die Energieeinbringung 

so dosieren, dass nur die chemischen Verbindungen 

der Schmutzfracht im Elektrolyt aufbrechen, 

während die Wassermoleküle erhalten bleiben. Die aus 

der Flüssigkeit heraustretenden Gase werden über spezielle 

Membranen sortiert und ausgefiltert. Stickstoff 

und Sauerstoff gelangen zurück in die Atmosphäre. Der 

Wasserstoff wird aufgefangen und steht für verschiedene 

Anwendungsbereiche beispielsweise als emissionsfreier 

Kraftstoff oder Energiespeicher zur Verfügung. 

Die Herstellungskosten des Wasserstoffs im Plasmalyzer 

beziffert Graforce mit etwa 3 Euro pro Kilogramm 

(kg) (bei einem Strompreis von 8 Cent je Kilowattstunde). 

Dies sei deutlich günstiger als mittels Frischwasser-Elektrolyse. 

Hier lägen die Kosten gegenwärtig 

bei 6 bis 8 Euro kg Wasserstoff. Kommt Erneuerbarer 

Strom zum Einsatz, ist die Wasserstoffproduktion mittels 

Plasmalyse klimaneutral. Ansonsten verlasse den 

Prozess nur gereinigtes Wasser. 

Biogas mit Wasserstoff aufwerten 

Mit der Demonstrationsanlage, die im Oktober vergangenen 

Jahres am Firmensitz in Berlin-Adlershof 

den Betrieb aufnahm, will Graforce zeigen, dass die 

Plasmalyse-Technologie praxisreif ist. In dem weitgehend 

automatisch arbeitenden Komplex von der Größe 

eines Buswartehäuschens entsteht Wasserstoff durch 

die Dissoziation von Zentrat- und Brüdenwasser. Dies 

stellen die Berliner Wasserbetriebe, die als Projektpartner 

fungieren, zur Verfügung. Einen Teil des benötigten 

Stroms liefern die PV-Module am Gebäudekomplex des 

Zentrums für Photovoltaik und Erneuerbare Energien. 

Der gewonnene Wasserstoff wird direkt in der Demonstrationsanlage 

mit Biomethan vermischt. Das Gas 

enthält dann 30 Volumenprozent Wasserstoff und 70 

Volumenprozent Biomethan. „Als Kraftstoff eingesetzt, 

erhöht sich dadurch der Brennwert. Die Effizienz von 

Gasmotoren verbessert sich um 6 Prozent und beim 

Verbrennungsprozess in den ohnehin emissionsarmen 

Aggregaten entstehen nochmal deutlich weniger Stickoxide, 

CO 2 

und Kohlenwasserstoffe“, benennt Hanke 

die Vorteile des Gasgemischs. Die Berliner Wasserbetriebe 

betanken damit künftig einige Nutzfahrzeuge 

63

Wissenschaft 


Dr. Simon Schneider überwacht am Plasmalyzer im Entwicklungslabor von Graforce den 

Prozessablauf der Dissoziation von schadstoffbelastetem Brüdenwasser zur Gewinnung von 

Wasserstoff. 

Mit dem gezähmten Blitzgewitter im Plasmalyzer lassen sich 

gezielt chemische Verbindungen in Abwässern aufspalten und 

Gase für grüne Kraftstoffe erzeugen. 

An der Plasmalyse- 

Demonstrationsanlage 

von Graforce befindet 

sich eine Zapfstelle 

zum Betanken von 

Gasfahrzeugen mit 

einem Gemisch aus 

Biomethan und Wasserstoff. 

aus ihrem Fuhrpark. In einem nächsten Schritt will Graforce 

ein Gasgemisch aus Wasserstoff und Rohbiogas 

testen. Zur Vermeidung langer Transportwege wäre es 

nach Ansicht von Hanke denkbar, die kaskadenförmig 

erweiterbare Plasmalyse-Technologie an einer Biogasanlage 

anzusiedeln. Als Elektrolyt käme die flüssige 

Fraktion abgepresster Gärreste zum Einsatz. Der daraus 

gewonnene Wasserstoff könnte dem Rohbiogas direkt 

im Gasspeicher über dem Fermenter beigemischt werden. 

Versuche zeigen, dass dies die Bildung von zusätzlichem 

Methan anregt. Der Brennwert des Biogases 

ließe sich dann gegebenenfalls durch nachfolgend weitere 

Zumischung von Wasserstoff soweit anheben, dass 

das Gasgemisch vor Ort als Kraftstoff in Fahrzeugen 

oder Landmaschinen einsetzbar ist. 

Plasmalyse als Molekülbaukasten 

Zunächst sind jedoch Pilotanlagen in den Berliner 

Klärwerken Waßmannsdorf und Schönerlinde geplant. 

Hier steht die Kopplung von Abwasserreinigung und 

Wasserstoffproduktion im Vordergrund. Diese Kombinationsmöglichkeit 

stößt laut Hanke auch bei Kommunen 

auf Interesse, die durch ihr schnelles Wachstum 

zunehmend vor Entsorgungsproblemen stehen. Dies 

hätten Anfragen aus Neu Delhi und Peking gezeigt. Bei 

Graforce ist man überzeugt, dass die Plasmalyse-Technologie 

darüber hinaus weitere Perspektiven für eine klimafreundliche 

Energiebereitstellung und Mobilität eröffnet. 

Denn im 400 bis 600 Grad heißen Blitzgewitter 

des Plasmalyzers brechen auch Kohlenstoffketten auf 

und es entstehen unter Hinzuziehung von Elektronen 

aus anderen Molekülcrashs neue Bindungen. 

„Gegenwärtig arbeiten wir in Kooperation mit dem 

e-gas-Projekt von Audi daran, durch eine entsprechende 

Steuerung der Dissoziation von Abwässern im 

Plasmalyzer gezielt auch Kohlendi- beziehungsweise 

-monoxid zu erzeugen, das in einem nachfolgenden 

Prozessschritt mit Wasserstoff zu Methan (CH 4 

) oder 

synthetischen Kraftstoffen, beispielsweise grünem 

Kerosin, reagiert“, gibt der Graforce-Geschäftsführer 

einen Einblick in die aktuelle Entwicklungsarbeit. 

Autor 

Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 


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Wissenschaft 

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Wissenschaft 


Biene und Biogas 

Aufwertung von 

Biogasfruchtfolgen 

mit Sorghum- 

Dualtypen 

Bienen nutzten sowohl im Experiment als auch unter 

Praxisbedingungen Sorghum als Pollentrachtpflanze. 

Sorghum in Biogasfruchtfolgen bereichert das Pollenangebot 

für Insekten. Eine Fruchtfolgeerweiterung ist 

aus pflanzenbaulicher und aus ökologischer Sicht zu 

begrüßen. Die Kombination Sorghum mit Silphie kann 

langfristig das Nahrungsangebot für Insekten aufwerten. 

Von Dr. Reinhold Siede, Björn Staub 

und Dr. Steffen Windpassinger 

 

Pollen sammelnde Biene 

an Sorghumblüte. 

Foto: Siede 

Knapp 50 Prozent der in Nawa- 

Ro-Biogasanlagen verwendeten 

Substrate werden auf dem Acker 

erzeugt. Mais ist wegen seines hervorragenden 

Gasertragspotenzials 

und der problemlosen Vergärung im Fermenter 

die wichtigste Frucht. Dies kann zu hohen 

Maisanteilen in Biogasfruchtfolgen führen. 

Enge, maislastige Fruchtfolgen stehen in der 

Kritik. Sie können zu Problemen mit Fruchtfolgeschädlingen 

oder auch mit Nährstoffverlagerungen 

in das Grundwasser beitragen. 

Während insbesondere große Maisschläge ideale 

Rückzugsmöglichkeiten und ein reichhaltiges 

Futterangebot für Wildschweine bieten, sind 

Maisflächen für die Insektenwelt geringwertig. 

Um die agrarökologische Wertigkeit klassischer 

Biogasfruchtfolgen zu erhöhen, bedarf es alternativer 

Energiepflanzen, die ertraglich mit dem 

Mais mithalten können und gute Ernte-, Silierund 

Vergäreigenschaften mit sich bringen. 

Sorghumhirsen (Sorghum bicolor L.) scheinen geeignete 

Kandidaten zu sein. Sorghum ist kein Wirt des 

Maiswurzelbohrers. Der Maiszünsler richtet bei Sorghum 

kaum Schaden an. Sorghum hat einen geringen 

Stickstoffbedarf und ein weitverzweigtes, tiefreichendes 

Wurzelsystem. Dies kann aus Sicht des Boden- und 

Grundwasserschutzes von Vorteil sein. Der vermutlich 

wichtigste Vorteil von Sorghum gegenüber Mais ist aber 

seine bessere Trockentoleranz, die beispielsweise im 

Das Projekt 

SoNaBi ist ein Verbundvorhaben der Partner: 

ffJustus Liebig Universität Gießen, Professur für Pflanzenzüchtung. 

ffDeutsche Saatveredelung AG (DSV), Lippstadt. 

ffNorddeutsche Pflanzenzucht Innovation GmbH, Hohenlieth. 

ffLandesbetrieb Landwirtschaft Hessen (LLH), Bieneninstitut Kirchhain. 

Das Projekt ist auf drei Jahre von März 2017 bis März 2020 angelegt. Es 

wird von der Fachagentur für nachwachsende Rohstoffe e. V. (FNR) gefördert 

(https://www.fnr.de/index.php?id=11150&fkz=22008816). Das 

SoNaBi-Konsortium bearbeitet die Aspekte Sorghumzüchtung und Nutzen 

für die Biene. Der Versuchsanbau von Sorghum in Kombination mit Silphie 

auf einer Großparzelle wird vom Fachgebiet „Fachinformation Biorohstoffnutzung 

– HessenRohstoffe (HeRo)“ des Landesbetriebs Landwirtschaft 

Hessen (LLH) umgesetzt. Die hieraus resultierenden Erkenntnisse fließen 

in die Beratungsarbeit ein. 

Jahr 2018 voll zum Tragen kam. An Sorghumblüten 

sind häufig pollensammelnde Honigbienen zu beobachten. 

Es ist zu vermuten, dass Sorghumpollen 

für Insekten eine wertvolle Eiweißquelle darstellen. 

Um das Potenzial von Sorghum zu prüfen, haben 

sich Pflanzenzüchter und Bienenkundler in dem 

„SoNaBi“-Projekt zusammengeschlossen. Unser Vorhaben 

soll einen Beitrag zur weiteren Verbesserung 

der Umweltbilanz des Energiepflanzenanbaus für Biogasanlagen 

leisten. 

66


Wissenschaft 

Pflanzenzüchter arbeiten an der 

Verbesserung der Sorghumsorten 

Wissenschaftler der Norddeutschen Pflanzenzucht 

(NPZ), der Deutschen Saatveredelung (DSV) und der 

Professur für Pflanzenzüchtung der Justus Liebig 

Universität Gießen züchten bereits seit mehreren Jahren 

Sorghumhybriden, die unter mitteleuropäischen 

Klimabedingungen hohe Gaserträge liefern. Angestrebt 

werden Dualtypen, die einen wesentlichen Anteil der 

Energie im Korn enthalten. 

Die Pflanzen erreichen eine Höhe von nur etwa 2,50 

Meter, so dass sie leichter als die herkömmlichen langen 

Energiesorghumsorten beerntet werden können. 

Die Neigung, ins Lager zu gehen, ist gering. Ein wesentliches 

Selektionskriterium ist insbesondere eine 

gute Kältetoleranz. Der Kornansatz darf nicht durch 

niedrige Nachttemperaturen beeinträchtigt werden. 

Vielversprechende kompakte, kornbetonte Sorghum- 

Typen sind in der Entwicklung (siehe Foto 2). 

Foto: Windpassinger 

 

Sorghum-Dualtypen vor den klassischen, langen Biomassetypen. 

Abbildung 1: Mittlere Wabenanzahl mit gedeckelter Brut in 

Abhängigkeit der Pollenquelle für das Versuchsjahr 2018 

mittlere Anzahl Waben mit gedeckelter Brut 

4,0 

3,0 

2,0 

1,0 

0 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 

Zeit [Wochen nach Versuchsbeginn] 

Bienenkundler testen den Wert von 

Sorghumpollen 

Ziel der Versuche ist es, die Eignung von Sorghum als 

Pollentrachtpflanze für Bienen zu beurteilen. Deshalb 

wurde der Trachtwert einer Sorghumlinie, einer 

Sorghum-F1-Hybride, einer Maissorte und der hochattraktiven 

Bienentrachtpflanze Phacelia miteinander 

verglichen. Je Variante wurden in 2017 und in 2018 

jeweils vier Parzellen zu je 100 Quadratmeter Größe 

angelegt. Um die Blühdauer zu verlängern, wurde jede 

Parzelle zweigeteilt. Die Teilparzellen wurden als Staffelsaat 

im Abstand von 14 Tagen angelegt. 

Jede Parzelle war mit einem 3 Meter hohen, 25 Meter 

langen und 4 Meter breiten Flugzelt überspannt (siehe 

Foto 3). Kurz vor Beginn der Pflanzenblüte Ende Juli 

wurde in jedes Zelt ein Kleinstbienenvolk verbracht. 

Die Einheiten wurden mit etwa 5.000 Bienen im miniaturisierten 

„Mini-Plus“-Bienenkastenformat gestartet. 

Wegen der Einhausung konnten die Bienen nur den 

Pollen der Zielpflanzen sammeln. Die Bienenvölkchen 

der Nullkontrolle standen in Flugzelten ohne jedwede 

Vegetation. Der Energiebedarf der Versuchsvölkchen 

wurde durch Zufüttern von Zuckerwasser gedeckt. 

Im Abstand von sieben Tagen wurden über neun Wochen 

die Masse der erwachsenen Bienen, die Anlage 

von Eiern, die Aufzucht von offener und gedeckelter 

Brut sowie die Einlagerung der Pollen in Form von 

Bienenbrot gemessen. Die Bienen sammelten an Sorghumblüten 

Pollen (siehe Foto 1). Er wurde in Form 

von Bienenbrot gespeichert und zur Aufzucht von Brut 

verwendet. Dies ist an der Anzahl von Waben mit gedeckelten 

Brutzellen klar erkennbar (siehe Abbildung 1). 

Die Brutleistung der Bienen in den Sorghumzelten war 

etwas besser als die der Bienen in den Maiszelten. Die 

Unterschiede waren statistisch nicht signifikant (siehe 

Tabelle auf Seite 69). Unsere Ergebnisse zeigen, dass 

der Pollen beider Süßgräser von Bienen zur Brutaufzucht 

genutzt werden kann. Jedoch bricht mit dem 

Ende der Mais- beziehungsweise Sorghumblüte ungefähr 

vier Wochen nach Versuchsbeginn die Brutaktivität 

ein. Sorghum und Mais blühen rasch ab. Der in Form 

von Bienenbrot eingespeicherte Pollen war dann zu diesem 

Zeitpunkt bereits verbraucht. 

Die Völkchen in den Phaceliazelten waren erwartungsgemäß 

am produktivsten. Phacelia blühte wochenlang 

bis zum Ende des Versuchs. Die Phaceliavölkchen brüteten 

kontinuierlich durch. Inwiefern die Unterschiede 

zwischen Mais, Sorghum und Phacelia durch die Menge 

des Pollenangebotes oder durch deren Qualität verursacht 

sind, müssen weitere Untersuchungen klären. 

Versuchsgruppe 

Phacelia 

Sorghum F1 

Hybride 

Mais 

Sorghum Linie 

0-Kontrolle 

67

Wissenschaft 


 

Foto: Siede 

 

Foto: Foltys 

Flugzelte mit Bienenvölkchen über den 

Sorghum-, Mais- und Phaceliaparzellen. 

Silphie-Aussaat nach dem Anbauverfahren der „Donau-Silphie“. Hier wird versuchsweise 

als Deckfrucht Sorghum anstelle der standardmäßig angebauten Deckfrucht Mais eingesetzt. 

Der Waldstandort zeichnet sich durch ein hohes Wildschweinvorkommen aus. 

Abbildung 2: Mittlere Anzahl Blüten besuchender Insekten in der 

Silphiebeobachtungsparzelle und im Sorghumschlag 

Anzahl Blütenbesuche 

160 

140 

120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 

2 3 4 4,5 5 6 7 

Wochen nach Beobachtungstermin 

Silphie (10´, Beobachtungsparzelle, 10m x 10m) 

Sorghum (30´, Transsekt 490m) 

Sorghum – Pollenquelle frei 

fliegender Bienenvölker? 

Nachdem sich Sorghumpollen in den 

Flugzeltexperimenten als geeignete Proteinquelle 

erwiesen hatte, stellte sich die 

Frage, ob Bienen auch unter Praxisbedingungen 

Sorghumpollen sammeln. Um dazu 

Daten zu gewinnen, wurde am Landwirtschaftszentrum 

Eichhof in Bad Hersfeld, 

das zum Landesbetrieb Landwirtschaft 

Hessen gehört, eine Demonstrationsfläche 

im Praxismaßstab angelegt. 

Sorghum wurde hier als Deckfrucht für 

die Aussaat der Durchwachsenen Silphie 

(Silphium perfoliatum) angebaut (siehe 

Foto 4). Um die Blühdauer des Bestandes 

zu verlängern, wurde ein Gemisch aus drei 

Sorghumhybriden ausgesät. Die Aussaat 

erfolgte nach dem Anbauverfahren der Donau-Silphie 

durch die Metzler & Brodmann 

Saaten GmbH. Der Schlag liegt am Rand 

eines Waldes und wird erfahrungsgemäß 

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Wissenschaft 

Anzahl der Waben mit gedeckelter Brut, gemittelt 

über beide Versuchsjahre 2017 und 2018. 

Versuchsgruppe N Untergruppen 

0-Kontrolle 4 0,194 

1 2 3 

Mais 8 1,174 

Sorghum- Linie 8 1,313 

Sorghum F1 Hybride 8 1,319 

Phacelia 8 2,785 

Versuchsgruppen einer Untergruppe sind statistisch nicht unterscheidbar 

(Tukey B Test, α = 0,05; allgemeines lineares Modell mit Messwertwiederholungen, 

analysiert mit dem Statistiksoftwarepaket SPSS). 

Foto: Staub 

 

Presse zur Herstellung der Wickelballensilage. 

Print LENZ520_210x99 11.02.19 16:06 Seite 1 

L-ENZ: 

Der flexible 

Schüttguttrockner 

stark von Wildschweinen besucht. Deswegen 

wurde anstelle der praxisüblichen 

Maisdeckfrucht Sorghum gewählt. 

In unmittelbarer Nachbarschaft steht ein 

bereits mehrjährig etablierter Silphiebestand, 

der üppig blühte. Die Bienenkundler 

haben im Sorghumschlag sechs Bienenvölker 

aufgestellt. Der Bestand wurde 

wöchentlich abgeschritten und die Anzahl 

Blüten besuchender Bienen und Insekten 

gezählt. Als Vergleichswert wurde zeitgleich 

der Insektenbesuch in der nahegelegenen 

Silphieparzelle erfasst. An den Sorghumblüten 

wurden viele pollensammelnde Honigbienen 

beobachtet (siehe Abbildung 2). 

Außerdem traten einige andere Hautflügler 

und Fliegen auf. Die zahlreichen goldgelben 

Silphieblüten lockten noch mehr 

Insekten an. Darunter waren auch viele 

Hummeln, Schwebfliegen und Schmetterlinge. 

Somit belegen die Beobachtungen, 

dass Sorghum auch unter Praxisbedingungen 

von Bienen als Proteinlieferant genutzt 

wird – ganz offensichtlich in Ergänzung 

verfügbarer, hochattraktiver nektar- und 

pollenliefernder Blütenpflanzen. 

Trotz des massiven Wildschweinvorkommens 

am Standort waren keine nennenswerten 

Schäden im Sorghumbestand feststellbar. 

Die Tiere kreuzten den Bestand 

bzw. hielten sich in der Kultur auf. Dies 

zeigten die zahlreichen Trittspuren am 

Boden. Die Ernte der Fläche erfolgte mit 

einem selbstfahrenden Feldhäcksler. Das 

Erntematerial wurde für anschließende 

Vergärungsversuche in Rundballen siliert 

(siehe Foto 5). Die Anlage weiterer 

Demonstrationsflächen mit Sorghum in 

Verbindung mit anderen Kulturpflanzen 

ist in den folgenden Jahren am Landwirtschaftszentrum 

Eichhof geplant, um Anbauerfahrungen 

für die Bereitstellung von 

Fachinformationen und Beratungsempfehlungen 

zu gewinnen. 

Autoren 

Dr. Reinhold Siede 

Landesbetrieb Landwirtschaft Hessen (LLH) 

FG 35 Bieneninstitut Kirchhain 

Erlenstr. 9 · 35274 Kirchhain 

0 64 22/94 06 40 

www.llh.hessen.de 

Björn Staub 

Landesbetrieb Landwirtschaft Hessen (LLH) 

Kompetenzzentrum HeRo 

Am Sande 20 · 37213 Witzenhausen 

0 55 42/303 83 51 

Dr. Steffen Windpassinger 

Justus-Liebig Universität 

Department of Plant Breeding 

IFZ Research Centre for Biosystems 

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69

Wissenschaft 


Neues Gerät zur Online-Überwachung des 

FOS/TAC-Wertes ermöglicht repräsentative 

Probenentnahme 

Ein neu entwickeltes Probennahmegerät reduziert Probennahme- und Messfehler. Mit ihm 

kann eine höhere Datendichte erzeugt werden. Die Online-Überwachung ermöglicht einen 

sichereren Betrieb bei bedarfsgerechter Fütterung. Biologische Störungen werden schnell 

erkannt. 

Von M. Sc. Camilo Wilches, B. Eng. Maik Vaske, Prof. Dr. Kilian Hartmann 

und Prof. Dr. Michael Nelles 

Die Flexibilisierung von Biogasanlagen ist 

derzeit eine der größten Herausforderungen, 

die es zu bewältigen gilt, um eine vollständige 

Integration von Biogasanlagen in 

das Energieversorgungssystem der Zukunft 

gewährleisten zu können. Abgesehen von der Zunahme 

der installierten elektrischen Leistung und der Gasspeicherkapazität 

kann die flexible Erzeugung durch 

bedarfsgerechte Fütterung optimiert werden, um bei 

Bedarf Biogas bereitzustellen. 

Die bedarfsgerechte Fütterung erfordert eine intensivere 

Kontrolle des biologischen Systems. Aufgrund von 

Physikalischer Aufbau der drei Ventile zur Definition des Probenentnahmevolumens 

entsprechend dem eingeschlossenen Luftvolumen. 

Gärrest 

90 m 3 /h 

Ventil 

Ventil 

Variable 

Volumen zur 

Bestimmung 

der Unterprobe 

Volumen 

Ventil 

Sammelbehälter 

Schwankungen im Fütterungsplan können Prozessungleichgewichte 

erzeugt werden, die rechtzeitig erkannt 

werden müssen, um so große Störungen und einen 

möglichen wirtschaftlichen Verlust zu vermeiden. 

Heutige Probennahmen nicht repräsentativ 

für ganzen Behälter 

Die verfügbaren Geräte zur Überwachung des biologischen 

Prozesses konzentrieren sich auf analytische 

Messungen. Bei der Probenahme wird davon ausgegangen, 

dass die Probe den gesamten Behälter repräsentiert, 

ohne dass ein angemessenes Stichprobenverfahren 

genutzt wird. Eine repräsentative 

Probenahme ist jedoch erforderlich, da 

Gärrückstände aus einer Mischung verschiedener 

Substrate wie Energiepflanzen, 

Dung oder organischen Abfällen in 

verschiedenen Fermentationsstadien 

charakterisiert werden (Substratheterogenität, 

SH). 

Außerdem sind optimale Mischungsbedingungen 

in der Praxis schwer zu erreichen, 

da die Rührleistung auf der visuellen Überwachung 

der Fermentationsoberfläche 

beruht und es keine Informationen über 

die darunterliegenden Schichten gibt. Mit 

geeigneten Verfahren können Sedimentationsmuster 

in Fermenten bestimmt werden. 

Dabei zeigt sich, dass eine höhere Konzentration 

an Essigsäure in der Nähe der Substratzufuhr 

besteht, die mit der Entfernung 

abnimmt und eine ungleichmäßige Verteilung 

der Teilchengröße aufweist. Diese 

Ergebnisse zeigen, dass im Fermenter ein 

gewisser Grad an räumlicher Segregation 

vorliegt (Verteilungsheterogenität, VH). 

Substrat- und Verteilungsheterogenität im 

Substrat verzerren das Ergebnis der Probenahme. 

Durch Stichproben erzeugte Fehler 

70


Wissenschaft 

Abbildung 1: Drei Monate Online-Überwachung. Zwei Fütterungsveränderungen können identifiziert werden. Von 1.300 kg 

fast alle zwei Stunden bis 6.500 kg alle zwölf Stunden und später einmal täglich 13.000 kg. Beide Veränderungen hatten 

keinen negativen Einfluss auf den biologischen Prozess 

Manure / [Kg] 

Maize Silage/ [Kg] 

VFA/TIC x 10000 / [] 

14000 

13000 

12000 

11000 

10000 

9000 

8000 

7000 

6000 

5000 

4000 

3000 

2000 

1000 

Calibration 

gas analizer 

VFA/TIC 

Single feedings pig manure 

Volume storage 

Methane 

Addition trace 

elements 

Modification 

feeding program 

Single feeding maize silage 

Volume digester 

CHP 

Modification 

feeding program 

Methane x 10 / [%] 

CHP / [kW] 

0 

0 

1.3.18 11.3.18 21.3.18 31.3.18 10.4.18 20.4.18 30.4.18 10.5.18 20.5.18 30.5.18 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

können 100 Mal größer sein als Fehler bei der Analyse 

der Probe. Die Theorie der Probennahme „Theory of 

Sampling“ (TOS) definiert ein korrektes Probenentnahmeverfahren 

wie folgt: Jeder Teil des Loses muss die 

gleiche Wahrscheinlichkeit ungleich null haben, um in 

der Stichprobe zu landen, während Elemente, die dem 

Los fremd sind, eine Wahrscheinlichkeit von null haben 

müssen, um in der Probe zu landen. 

Probe: milliardstel Teil des 

Fermentervolumens 

Aufgrund dieser Definition ist es offensichtlich, dass 

die traditionelle Praxis der Entnahme einer Probe aus 

einem Ventil an der Wand des Fermenters diese Wahrscheinlichkeitsbedingungen 

nicht erfüllt. Bei einer 

durchschnittlichen Biogasanlage entspricht das Volumen 

einer Probe dem milliardstel Teil des Fermentervolumens. 

Kleinste Fehler bei der Probenahme führen 

daher zu nicht repräsentativen Ergebnissen. 

Die titrimetrische Bestimmung des FOS/TAC-Verhältnisses 

wurde ausgewählt, um die Stabilität des Systems 

zu quantifizieren, sie wird aufgrund ihrer Einfachheit, 

der geringen Kosten und Robustheit am häufigsten in 

Biogasanlagen verwendet. Das Hauptproblem dieser 

Methode besteht darin, dass die Ergebnisse von der 

Probenentnahme-Methode und der Probenvorbereitung 

abhängen. 

Die Proben sollen vor der Analyse zentrifugiert werden, 

was in den meisten Anlagen jedoch keine gängige Praxis 

ist. Stattdessen werden die Proben einfach gefiltert, 

ohne eine Mindestpartikelgröße zu definieren. Dies und 

Unterschiede in der Probenentnahmepraxis führen zu 

Proben mit einer hohen Heterogenität, wodurch die Ergebnisse 

nicht reproduzierbar sind. Derzeit gibt es kein 

kommerzielles Produkt für die Online-Messung einer 

anaeroben Vergärung, das über ein repräsentatives Probenentnahmeverfahren 

verfügt. 

Neu entwickeltes Probennahmegerät 

Ein Probennahmegerät wurde an einer landwirtschaftlichen 

Biogasanlage entwickelt und implementiert. Das 

Gerät, siehe Bild auf Seite 70, sammelt automatisch 

eine repräsentative Probe des Fermenterinhalts gemäß 

den Richtlinien der TOS. Jede Probe besteht aus vielen 

Unterproben mit dem gleichen Volumen, die während 

eines Pumpvorganges entnommen werden. Sobald die 

Unterproben gesammelt wurden, werden sie gemischt, 

um die Heterogenität zu verringern. 

71

Wissenschaft 


Abbildung 2: Bedarfsgerechte Fütterung um den Strompreis anzupassen 

BHKW / [kW] 

Maissilage / 10 [kg] 

Schweinegülle / 10 [kg] 

800 

Einzelfütterung von Maissilage Einzelfütterung von Schweinegülle 

BHKW Leistung Gasproduktion 

Strompreis 

Gasproduktion / [m³/h] 

Strompreis / [€ / MWh] 

140 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 

0 10 20 30 40 50 60 70 

Stunde / [h] 

0 

Die Probe wird dann auf eine Partikelgröße 

kleiner 0,1 Millimeter gefiltert und in eine 

Messzelle überführt, wo sie mit destilliertem 

Wasser vermischt wird. In diesem Fall 

wurde ein automatischer Titrator verwendet, 

um das FOS/TAC-Verhältnis zu bestimmen. 

Die Probe kann jedoch an ein beliebiges 

Messgerät wie NIRS, Raman, Redox 

oder ein anderes Verfahren gesendet werden. 

Wenn die Analyse abgeschlossen ist, 

reinigt sich das System automatisch und 

lagert die Elektrode in einer KCL-Lösung 

(3 Mol pro Liter), um sie für die nächste 

Titration aufzubewahren. Das System ist 

seit etwa zwei Jahren in Betrieb und dient 

zur Überprüfung der Stabilität des biologischen 

Prozesses unter verschiedenen Fütterungsprogrammen. 

Messungen an der Praxisanlage 

Das Probennahmegerät wurde während 

eines zweijährigen Zeitraums auf einer 

Biogasanlage getestet. In der zweijährigen 

Überwachungszeit dieser Arbeit trat nur 

eine Störung des biologischen Prozesses 

auf. Daten aus drei Monaten Online-Überwachung 

sind in Abbildung 1 auf Seite 71 

dargestell. Diese Zeitspanne wurde ausgewählt, 

weil sie die Prozessstörung, die Erholungsphase 

und den Wechsel von einer 

konstanten Fütterung zu einer bedarfsabhängigen 

Fütterung umfasst. Durch die 

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Wissenschaft 

der Fütterung auf die Biologie in Echtzeit 

verfolgt werden. 

Wie in Abbildung 1 zu sehen ist, weist die 

Anlage vom 09.03.2018 bis 09.04.2018 

ein Prozessungleichgewicht auf, das wahrscheinlich 

durch einen Spurenelementmangel 

und nicht durch eine zu diesem 

Zeitpunkt Änderung der Fütterung erzeugt 

wird. Der erste Anstieg des FOS/TAC wurde 

zunächst wegen des charakteristischen stabilen 

Betriebs der Anlage und des üblichen 

Methangehalts von 53 Prozent ignoriert. 

Nach einer Kalibrierung der Gasanalyse betrug 

der Wert 43 Prozent, was die Störung 

des biologischen Prozesses bestätigte. Es 

war eine Zugabe von Spurenelementen und 

eine Reduzierung der Fütterung erforderlich, 

um das System wiederherzustellen. 

Externe Laborergebnisse bestätigten das 

Ergebnis des Online-Monitorings, wodurch 

eine hohe Datendichte zur Überprüfung 

der Prozessentwicklung ermöglicht wird. 

Die Erholung des Systems kann seit dem 

09.04.2018 beobachtet werden, da der 

FOS/TAC-Wert ab hier konstant bleibt. Die 

Identifikation eines stabilen Systems ist 

von hoher Bedeutung, um die Fütterung bei 

Bedarf in der Anlage erneut anzuwenden. 

Das Fütterungsprogramm wurde am 

23.04.2018 von einer Fütterung im 

2-Stunden-Rhythmus auf eine Fütterung 

im 12-Stunden-Rhythmus geändert. Diese 

Modifikation basierte auf der Erkenntnis, 

dass die meisten dynamischen Änderungen 

der Gasausbeute in den ersten 12 Stunden 

erkannt wurden. Das Ziel der Änderung 

ist, die Biogasproduktion an die beiden 

Stromkostenspitzen anzupassen, die in den 

durchschnittlichen jährlichen Strompreisen 

der Day-Ahead-Auktion der EPEX SPOT 

SE2 enthalten sind, siehe Abbildung 2. 

Am 11.05.2018 wurde die Anlage auf eine 

Fütterung am Tag umgestellt, um eine weitere 

Optimierung der Erlöse zu erzielen. 

Durch den Test konnte ein biologisch stabiler 

Betrieb nachgewiesen werden. Die diskontinuierliche 

Gasproduktion konnte von 

der Anlagentechnik (Speicher, Motor) nicht 

genutzt werden, sodass der Test nach vier 

Tagen beendet wurde. 

Fazit: Das entwickelte Probennahmegerät 

ermöglicht eine Online-Überwachung. Die 

Proben werden in einem repräsentativen 

Verfahren gewonnen und automatisch verarbeitet. 

Diese repräsentative Beprobung 

erlaubt einen tieferen Einblick in die biologische 

Stabilität des Prozesses als die übliche 

Probenahme. Biologische Störungen, 

die aufgrund von Probenahmefehlern keiner 

Ursache zugeordnet werden konnten, 

können nun wesentlich genauer analysiert 

werden. Mögliche vom Bediener erzeugte 

Messfehler werden vermieden und eine höhere 

Datendichte ist möglich. Die Online- 

Überwachung ermöglicht einen sichereren 

Betrieb bei einer bedarfsgerechten Fütterung. 

Biologische Störungen werden sofort 

erkannt, Korrekturmaßnahmen können 

ohne Verzögerung eingeleitet werden, Produktionsausfälle 

werden minimiert. Die Ergebnisse 

stehen unmittelbar nach der Messung 

zur Verfügung und ermöglichen eine 

schnellere Reaktionszeit, ohne die vom 

Labor benötigten zwei bis drei Tage warten 

zu müssen. Die Probenentnahmeeinheit 

kann auch von Anlagen verwendet werden, 

die mit organischen Abfällen arbeiten, bei 

denen die Variation der Eigenschaften des 

Ausgangsmaterials Prozessinstabilitäten 

erzeugen kann. 

Autoren 

M. Sc. Camilo Wilches 

camilo.wilches@bwe-energie.de 

B. Eng. Maik Vaske 

maik.vaske@bwe-energie.de 

bwe Energiesysteme GmbH & Co. KG 

Zeppelinring 12-16 

26169 Friesoythe 

0 44 91/93 800 10 

Prof. Dr. Kilian Hartmann 

Hochschule Aschaffenburg 

Fakultät Ingenieurwissenschaften 

Würzburger Str. 45 · 63743 Aschaffenburg 

0 60 21/42 06-933 

kilian.hartmann@h-ab.de 

Prof. Dr. mont. Michael Nelles 

Universität Rostock 

Agrar- und Umweltwissenschaftliche Fakultät 

Justus-v.-Liebig-Weg 6 · 18059 Rostock 

03 81/498-3400 

michael.nelles@uni-rostock.de 

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73

International 

Maximiliano Morrone, 

Biogas Journal Nationaldirektor | 2_2019 der 

Förderung Erneuerbarer 

Energien, Unterstaatssekretariat 

für 

Erneuerbare Energien, 

Finanzministerium der 

Nation, spricht mit 

Giannina Bontempo, 

Fachverband Biogas, 

über die Möglichkeiten 

von Biogas im Vergleich 

zu anderen Erneuerbare 

Energien. 

Buenos Aires 

Argentinien will 20 Prozent 

Erneuerbare bis 2025 

Argentinien ist bei den meisten Menschen bekannt für seine Tango-Kultur und seine großen 

landwirtschaftlichen Betriebe, die gutes Fleisch produzieren. Das riesige Potenzial an 

Erneuerbaren Energien, über das Argentinien verfügt, besonders im Hinblick auf Biogas, 

ist hingegen noch weitgehend unbekannter. Auf dem Weg zu einer umweltfreundlicheren 

Energieversorgung gibt es allerdings noch einige Herausforderungen. 

Von Giannina Bontempo 

Im Rahmen der Exportinitiative Energie veranstaltete 

die Deutsch-Argentinische Handelskammer 

in Zusammenarbeit mit der Renewables Academy 

AG vom 29. Oktober bis 2. November 2018 

in Buenos Aires eine Geschäftsreise zum Thema 

Dezentrale Energieversorgung mit Erneuerbaren 

(Bio-, Solar- und Windenergie). Ein Höhepunkt der 

Geschäftsreise war die Konferenz, die am 30. Oktober 

stattfand. Maximiliano Morrone, dem nationalen 

Direktor für die Förderung Erneuerbarer Energien des 

Unterstaatssekretariats für Erneuerbare Energien, begrüßte 

die Teilnehmer. 

Morrone verwies in seinem Grußwort auf die Vision der 

Regierung für eine dezentrale Energieerzeugung, nach 

der bis 2025 20 Prozent aus Erneuerbaren Energien 

stammen sollen. Er wies zudem auf den Erfolg der ersten 

beiden Energieausschreibungen hin und beschrieb, 

wie die bereits vergebenen Projekte Argentinien helfen, 

2018 das Ziel von 8 Prozent Erneuerbarer Stromerzeugung 

zu erreichen. 

Ein Teil der Konferenz war speziell dem Thema Biogas 

gewidmet. Hier berichtete Giannina Bontempo, internationale 

Projektleiterin des Fachverbandes Biogas, 

über die deutsche Energiewende und die Biogastechnologie. 

Sie nahm auch an einer Diskussion über die 

Entwicklung des Bioenergiesektors in Argentinien teil. 

Außerdem präsentierten zwei Fachverbands-Mitgliedsunternehmen 

ihre Produkte und Dienstleistungen. 

Das latente Thema während der gesamten Konferenz 

war jedoch die Finanzierung. Unter der liberalen Regierung 

von Mauricio Macri versucht Argentinien, seine 

Infrastruktur durch private Investitionen (Public- 

Private-Partnerships, kurz: PPP) zu modernisieren. 

Diese Investitionen sind in vielen Bereichen notwendig, 

auch im Energiesektor, in dem Argentinien seit einigen 

Jahren mit Versorgungsengpässen konfrontiert 

ist 1 . 

Mittlerweile Nettoenergie-Importeur 

Die Stromnachfrage durch Haushalte und Industrie 

hat sich in den vergangenen 20 Jahren verdoppelt. In 

Kombination mit der rückläufigen Energieproduktion 

aufgrund fehlender Investitionen in die Energieinfrastruktur 

hat dies Argentinien zu einem Nettoenergie- 

Importeur gemacht, während Nachbarländer wie Chile 

und Uruguay ihre Kapazitäten für Erneuerbare Energien 

in den letzten Jahren ausgebaut haben 2 . 

Argentiniens Ziel ist, bis 2025 den Anteil an Erneuerbaren 

Energien in der Energiematrix auf 20 Prozent zu 

erhöhen. Zu diesem Zweck wurden im Gesetz 27191 

74


International 

von 2015 zwei Vertragsmechanismen 

definiert: das 

RenovAR-Programm sowie 

der Grundsatz, dass das 

Vertragsverhältnis zwischen 

Erzeugern und Großverbrauchern 

kostenlos und direkt 

ist. Das Programm RenovAR 

sieht die Einbeziehung Erneuerbarer 

Energiequellen 

wie Sonne, Wind, Wasserkraft 

oder Biomasse im Rahmen 

öffentlicher Ausschreibungen 

vor. 

Bisher gab es drei Runden, 

in denen 147 Projekte mit 

einer gesamten Kapazität 

von 4.466,5 Megawatt (MW) 

(davon 62 MW Biogas) vergeben 

wurden. Darüber hinaus 

kündigte die Regierung Ende 2018 das MiniRen- 

Programm an, das vor allem regionale Projekte fördern 

soll, die auf einen Anschluss an das Mittelspannungsnetz 

abzielen. Über das MiniRen-Programm sollen 400 

MW Leistung im ganzen Land geschaffen werden, wobei 

die maximale Leistung pro Projekt 10 MW und die 

minimale Leistung 0,5 MW beträgt. Für Biogas ist hier 

ein Gesamtanteil von 10 MW vorgesehen. 

Darlehen für Energieprojekte 

Weiterhin hat die Interamerikanische Entwicklungsbank 

Argentinien ein Darlehen von 100 Millionen US- 

Dollar für kleine Unternehmen gewährt, die in Projekte 

zur Energieeffizienz und in Erneuerbare Energien, insbesondere 

Biogas und Biomasse, investieren wollen. 

Dies ist eine Finanzierung aus dem Green Climate Fund 

(FVC), die von der argentinischen Bank BICE (Banco de 

Inversión y Comercio Exterior) durchgeführt wird. 

Trotz der beschriebenen Widrigkeiten scheint der argentinische 

Markt für Erneuerbare Energien im Allgemeinen 

und Biogas im Speziellen langsam an Dynamik 

zu gewinnen. Es bleibt abzuwarten, ob und inwieweit 

diese Entwicklungen fortgesetzt werden. 

Empfohlene aktuelle Publikationen: 

ffIm Fokus: Argentinien hält Reformkurs – Öffentlich-private 

Partnerschaften sollen Wachstum 

ankurbeln. Germany Trade & Invest, 2018. 

ffWirtschaftsausblick – Argentinien. Germany Trade 

& Invest, September 2018. 

ffArgentinien – Dezentrale Energieversorgung mit 

Erneuerbaren Energien. Zielmarktanalyse 2018 

mit Profilen der Marktakteure. AHK Argentinien. 

ffAnuario 2018 – Cámara Argentina de Energías 

Renovables (CADER), 2018 (bald auch auf 

Englisch verfügbar). 

Fotos: Mariano Magrini 

Exkurs 

Im Rahmen der AHK-Geschäftsreise traf sich Giannina 

Bontempo mit Vertretern der Argentinischen Kammer 

für Erneuerbare Energien (CADER). CADER ist ein 

gemeinnütziger Verein, der mehr als hundert Unternehmen 

aus dem Bereich der Erneuerbaren Energien 

vereint. Der Verein ist ein wichtiger Akteur, der Dialoge 

und Projekte für die aktuelle und zukünftige Entwicklung 

von Energieunternehmen fördert. 

Die Kammer besteht aus Unternehmen mit nationalem 

und internationalem Sitz und umfasst die gesamte 

Erneuerbaren-Branche: Die Mitgliedsunternehmen 

stammen aus den Bereichen Bioenergie, Wind, Solar 

und anderen Formen der Erneuerbaren Energiequellen 

in Argentinien. Die Hauptaufgabe von CADER besteht 

darin, ein breites Spektrum von Akteuren aus dem 

öffentlichen und privaten Sektor sowie aus akademischen 

Einrichtungen zu vernetzen. 

1 

Im Fokus: Argentinien hält Reformkurs – Öffentlich-private Partnerschaften 

sollen Wachstum ankurbeln. Germany Trade & Invest 

2 

ARGENTINIEN - Dezentrale Energieversorgung mit Erneuerbaren 

Energien. Zielmarktanalyse 2018 mit Profilen der Marktakteure. 

AHK Argentinien. 

Autorin 

Giannina Bontempo 

Fachreferentin Internationales 



0 81 61/98 46 60 

giannina.bontempo@biogas.org 

Podiumdiskussion zum 

Thema „Entwicklung 

des Bioenergiesektors 

in Argentinien“. Links: 

Nicolás García Romero, 

Provinzdirektor für 

Bioökonomie und 

ländliche Entwicklung, 

Provinz Buenos Aires. 

Mitte: Moderatorin 

Nanda Singh vom lokalen 

Magazin Energía 

Estratégica. Rechts: 

Giannina Bontempo 

vom Fachverband 

Biogas e.V. 

75

Aus der 

Verbandsarbeit 

Bericht aus der Geschäftsstelle 

2019 mit hoher 

Taktung 

Die große Koalition hat das Jahr 2019 als „Arbeitsjahr“ ausgerufen 

und legt tatsächlich zum Jahresbeginn ein rasantes 

Tempo in Sachen Energiepolitik vor, das auch unser Hauptstadtbüro 

Bioenergie beziehungsweise das Referat Politik in 

Atem hält. 

Von Dr. Stefan Rauh und Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk 

Im Rahmen einer parlamentarischen Arbeitsgruppe sollen bis März bislang 

in der Koalition strittige Punkte geklärt werden – darunter auch für 

uns die existenziell wichtige Klärung des weiteren Ausbaukorridors für 

die Biomasse-Ausschreibungen nach 2022, der bis dato noch nicht festgelegt 

ist. Dies wird nun auch vor dem Hintergrund der Erreichung des 

Ziels der Bundesregierung diskutiert werden, bis zum Jahr 2030 65 Prozent 

Erneuerbare Energien im Strommix zu erreichen. 

EEG-Novelle im Herbst 2019 und Klimaschutzgesetz 

Die Stabilisierung des Beitrags der Biomasse, die unter den aktuellen Rahmenbedingungen 

wegbrechen würde, durch eine Anpassung des für Herbst 

2019 geplanten EEG ist dabei eine der zentralen Forderungen, die durch 

entsprechende Positionspapiere und eine parlamentarische Veranstaltung 

an unsere Unterstützer und andere interessierte Entscheidungsträger übermittelt 

wird. 

Daneben soll auch die Abschaffung beziehungsweise Anhebung des „Flexdeckels“ 

beraten werden. Zusätzlich zu den Vorarbeiten rund um die EEG- 

Herbstnovelle beschäftigt sich der Fachverband mit dem Gebäudeenergiegesetz, 

das im Februar im Parlament beraten werden soll und in dem sich der 

Verband für Verbesserungen für den Einsatz von Biomethan im Wärmemarkt 

einsetzt. 

Des Weiteren steht die Lobbyarbeit für das Klimaschutzgesetz auf dem Programm, 

in die sich der Fachverband gemeinsam mit dem Bundesverband 

Bioenergie und dem Deutschen Bauernverband mit zahlreichen konstruktiven 

Maßnahmenvorschlägen einbringt, die sowohl die Branche als auch die 

Klimaschutzziele entscheidend voranbringen könnten. Nicht zuletzt liegt ein 

politisches Augenmerk für uns dieser Tage auf der Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie 

der EU in nationales Recht. Dies zieht eine ganze 

76

Engagiert. Aktiv. Vor Ort. Und in Berlin: Der Fachverband Biogas e.V. 

Reihe von Gesetzesänderungen nach sich, die in den 

kommenden Jahren erfolgen werden und in die sich 

der Fachverband frühzeitig aktiv politisch einbringen 

will und muss, da teilweise weitreichende Änderungen 

für Biogas ins Haus stehen. 

Vergärung verpackter Lebensmittel 

im Fokus 

Das Referat Abfall, Düngung und Hygiene beschäftigt 

sich derzeit verstärkt mit dem Einsatz von verpackten 

Lebensmitteln in Biogasanlagen, da diese Praxis durch 

politische und gesellschaftliche Diskussionen infrage 

gestellt wird. Diese Substrate können nur nach vorheriger 

Aufbereitung mit Abtrennung der Fremd- und 

Störstoffe in Biogasanlagen eingesetzt werden. 

Um diese Diskussionen auf Bundes- und Länderebene 

zu begleiten, finden Treffen mit Betreibern der Anlagen 

und Herstellern der eingesetzten Aufbereitungstechniken 

statt. Dabei werden technische, politische und öffentliche 

Maßnahmen abgestimmt, um die Vergärung 

von Lebensmittelabfällen weiterhin auf hohem Niveau 

zu gewährleisten. Diese und viele weitere Themen werden 

auch auf dem Abfallvergärungstag vom 11. bis 13. 

März in Dresden diskutiert. 

Um besser über die Vorteile der Vergärung organischer 

Rest- und Abfallstoffe zu informieren, wurde ein Infopapier 

für Betreiber von Abfallanlagen erstellt, das im 

Kontakt mit Pressevertretern, Politikern und Nachbarn 

verwendet werden kann. Dabei stehen Kreislaufwirtschaft 

der Nährstoffe, Reinheit und Qualität der Gärprodukte 

sowie Vermeidung von Treibhausgasen aus 

unkontrollierter Abfallbehandlung, Erneuerbare Energieerzeugung 

und Einsparung von Mineraldüngern im 

Fokus. Das Infopapier kann im geschützten Mitgliederbereich 

heruntergeladen werden. 

Außerdem wird die Bioabfallbroschüre (www.biowasteto-biogas.com) 

neu aufgelegt und anschließend auch 

in deutscher Sprache publiziert. Die Broschüre ist erstmals 

auf der IFAT 2016 mit sehr großem Erfolg erschienen. 

Inzwischen sind 5.000 Exemplare an das Fachpublikum 

auf internationalen und nationalen Messen und 

Veranstaltungen sowie an mehr als 30 Delegationen 

in Freising und bei den durchgeführten Schulungen 

und Geschäftsreisen verteilt worden. Zudem wurde 

die Homepage zur Broschüre jährlich mehr als 1.500 

Mal besucht. Wenn Mitgliedsfirmen im Fachverband 

Biogas erneut die Chance nutzen wollen, ihr Portfolio 

in einem Firmenportrait zu präsentieren, um nationale 

und internationale Märkte stärker zu forcieren und 

weitere Potenziale für die Biogasbranche im In- und 

Ausland zu erschließen, können sie sich per E-Mail bei 

giannina.bontempo@biogas.org melden. 

Öffentlichkeitsarbeit 2019 

Die Öffentlichkeitsarbeiter im Fachverband Biogas 

haben sich Ende Januar zusammengesetzt und einen 

Plan für das Jahr 2019 erarbeitet. Themenschwerpunkt 

unserer diesjährigen Öffentlichkeitsarbeit ist 

der Klimaschutz – unser originäres Ziel, unsere Daseinsberechtigung 

und nicht zuletzt durch das Klimaschutzgesetz 

in diesem Jahr besonders im Fokus. 

Darüber hinaus konzentriert sich der Verband 2019 auf 

die Unterthemen Güllevergärung, Bioabfall und Grüne 

Gase (Biomethan/Kraftstoff). Natürlich werden situativ 

auch alle anderen Aspekte der Biogasnutzung, wie 

zum Beispiel die Flexibilisierung, Beachtung finden. 

Der zentrale Slogan soll „Mein Beitrag“ lauten. Dies 

bezieht sich auf den ganz unterschiedlichen Beitrag 

von Biogas/von jedem einzelnen Betreiber und jeder 

Firma zum Klimaschutz. Hier wollen wir die Mitglieder 

soweit wie möglich einbeziehen. Details dazu folgen. 

Für den Themenschwerpunkt Bioabfallvergärung erscheint 

bereits im Februar ein neues Booklet aus der 

Reihe „Biogas to go“. Darin wird leicht verständlich 

die Kreislaufwirtschaft bei der Abfallvergärung erklärt 

und der Weg vom biogenen Reststoff durch die Biogasanlage 

bis zur Energieerzeugung und dem Gärprodukt. 

Ideen und Vorschläge zur Öffentlichkeitsarbeit 

nimmt die Geschäftsstelle gerne entgegen. Und wer 

sich aktiv einbringen möchte, ist herzlich eingeladen 

zur Teilnahme an der AG Öffentlichkeitsarbeit, 

die sich zwei bis drei Mal im Jahr trifft, um konkrete 

Projekte zu erarbeiten. Bitte melden Sie sich bei 

andrea.horbelt@biogas.org 



Regional. Verlässlich. Klimafreundlich. Biogas kann‘s! 

77

Verband 


Gespräche mit 

Bundesnetzagentur 

zum Smart Meter 

Die Diskussionen im Referat 

Stromnetze und Systemdienstleistungen 

waren vorrangig von 

den Implementierungsvorschriften 

der System Operation Guidelines 

(SOGL) und der Einführung 

eines Smart Meter Gateways geprägt. 

Insbesondere durch die 

SOGL sind zukünftig umfangreiche 

Datenübermittlungspflichten 

von den Anlagenbetreibern an die 

Übertragungsnetzbetreiber vorgesehen. 

Leider sind diese nur zum Teil mit 

bereits geplanten Neuerungen wie 

der verpflichtenden Einführung 

von Smart-Meter-Geräten abgestimmt, 

sodass an dieser Stelle 

zahlreiche offene Fragen der 

Branche bestehen. Um diese zu 

klären, nahm der Fachverband im 

Februar Gespräche mit der Bundesnetzagentur 

sowie dem Bundeswirtschaftsministerium 

wahr, 

um hier für eine praxisgerechte 

Umsetzung zu plädieren. 

TRAS 120 im 

Bundesanzeiger 

veröffentlicht 

Wie bereits angekündigt, wurde die TRAS 

120 als neue Erkenntnisquelle zum Stand 

der Technik und dem Stand der Sicherheitstechnik 

am 21. Januar 2019 im Bundesanzeiger 

offiziell veröffentlicht (siehe auch 

Seite 28). Ob und wie die jeweiligen Landesbehörden 

die TRAS 120 zur Umsetzung 

bringen, bleibt abzuwarten. In zwei Fachgesprächen 

wird im Februar die Anwendung 

der TRAS 120 in der Praxis mit Firmen und 

Sachverständigen diskutiert. Den daraus 

ableitbaren Änderungs- und Konkretisierungsbedarf 

wird der Fachverband dann für 

seine weiteren Aktivitäten nutzen. 

Im Referat Qualifizierung und Sicherheit 

standen in den vergangenen Wochen die 

Überarbeitung bestehender und die Erstellung 

neuer Lehrpläne auf Basis der TRAS 

120 und die Organisation weiterer Qualifizierungen 

für zur Prüfung befähigte Personen 

im Vordergrund. Des Weiteren wurde 

intensiv an verschiedenen Arbeitshilfen 

gearbeitet, unter anderem zur arbeitsmedizinischen 

Prävention. 

Nachruf 

Der Fachverband Biogas e.V. trauert mit großer Betroffenheit um 

den Branchenexperten Ulrich Keymer, der an Silvester plötzlich und 

unerwartet im Alter von 63 Jahren verstarb. Der Diplom-Agraringenieur 

war nach einigen Stationen im öffentlichen Dienst seit 1995 an der 

Bayerischen Landesanstalt für Landwirtschaft in der Ökonomie für 

Erneuerbare Energien tätig. Sein ökonomischer Sachverstand, seine 

prägnante Art, diesen zu präsentieren und seine Leidenschaft für 

Biogas haben ihn im gesamten deutschsprachigen Raum als Biogasexperten 

bekannt gemacht. 

Seine Einschätzung und sein Rat waren auf vielen Ebenen – so auch 

im Fachverband Biogas – oft gefragt. Er war nicht nur Berater der 

Biogasproduzenten, sondern auch Autor vieler Fachartikel und Referent 

auf zahlreichen Veranstaltungen, so auch während verschiedener 

Jahrestagungen des Fachverbandes, die er regelmäßig mit seinen 

Vorträgen bereichert hat. Mit Ulrich Keymer verliert die Biogasfamilie in 

Deutschland ein engagiertes und charismatisches Mitglied. 

Seit Februar 2016 bis zu seinem Tod leitete Herr Keymer das Institut für 

Betriebswirtschaft und Agrarstruktur an der Bayerischen Landesanstalt 

für Landwirtschaft (LfL). Das boomende Thema Biogas war immer seine 

besondere Passion. Weichenstellungen in Politik und Gesellschaft und 

deren Auswirkungen auf die landwirtschaftlichen Unternehmen, die 

Flächennutzung und die Strukturentwicklung insgesamt waren Themen, 

die der LfL-Experte mit umfassenden Analysen und Modellrechnungen 

mitgestaltete. 

Wir werden seine Expertise, aber auch den Menschen Ulrich Keymer 

vermissen. Unsere Gedanken sind bei seiner Familie. 

Horst Seide 

Präsident des 


Dr. Claudius da Costa Gomez 

Hauptgeschäftsführer des 


Viele Veranstaltungen zu 

Beginn des Jahres 

Kurz nach dem Jahreswechsel am 3. und 

4. Januar startete das Referat Veranstaltungen 

mit den Biogastagen Bad Waldsee in 

das neue Veranstaltungsjahr. Im Rahmen 

des Kongresses „Kraftstoffe der Zukunft“ in 

Berlin konnte der Fachverband das Thema 

„Biomethan“ den über 600 Teilnehmern 

aus aller Welt vorstellen. Mit einem Ausstellungsstand 

auf den Biogasinfotagen in 

Ulm und mit dem mit fast 50 Teilnehmern 

sehr gut gebuchten EEG-Zukunftsworkshop 

war der Januar gut gefüllt. 

Im Februar folgten zwei Fachgespräche 

zur TRAS 120, die innerhalb kürzester Zeit 

ausgebucht waren, ein Seminar zum Transport 

von Biomasse, die Unterstützung der 

Organisation des Gründungsfestes des 

LEE Bayern, die erstmalige Kooperation 

bei der Bayerischen Biogasfachtagung 

Stroh, Gas – Biogas in Dingol fing sowie 

die Organisation der diesjährigen Kuratoriumssitzung. 

Ein besonderes Highlight setzte 

die Filmvorführung des Unterrichtsfilms 

Erneuerbare Energien 

mit Georg Hackl in einem 

Kino vor Münchner Lehrern mit 

Unterstützung der anderen Verbände 

der Erneuerbaren Energien, 

hier konnten sich Lehrer 

Informationen aus erster Hand 

holen. Darüber hinaus standen 

die Vorbereitungen zur Abfallvergärungstagung 

vom 11. bis 13. 

März im Mittelpunkt der Tätigkeiten 

des Referats Veranstaltungen. 

Die Tagung wird erstmalig 

gemeinsam mit der TU Dresden 

organisiert. 

Erfolgreicher Kongress 

„Kraftstoffe der Zukunft“ 

Das Leitthema für die Stabsstelle 

Kraftstoff und Biomethan Anfang 

dieses Jahres war die Vorbereitung 

für den 16. Internationalen 

Fachkongress „Kraftstoffe der 

Zukunft“, der am 21. und 22. Januar 

in Berlin über 600 Experten 

versammelte. Alexey Mozgovoy, 

Leiter der Stabsstelle, vertrat dabei 

die Geschäftsstelle im Kongressbeirat 

und gestaltete neben 

den anderen Ko-Veranstaltern 

das Kongressprogramm. 

Mit dem Impulsvortrag zur neuen Erneuerbare-Energien-Richtlinie 

(RED II) eröffnete 

der Fachverbandspräsident Horst Seide 

die Vortragsreihe. Dem folgten Berichte 

über aktuelle Industrie- und F&E-Projekte 

aus Deutschland und Europa sowie auch 

Vorträge zum politischen Rahmen bezüglich 

der Nutzung von Biomethan im Kraftstoffsektor 

in ausgewählten Regionen Europas. 

Die Stimmung im Forum war positiv 

und es kam sehr schnell zu einem intensiven 

und offenen Fachaustausch. 

44. BImSCHV verzögert sich 

Das nach der Beschlussfassung des Bundesrates 

am 14. Dezember 2018 für Januar 

erwartete Inkrafttreten der 44. Bundes- 

Immissionsschutzverordnung (BImSchV) 

verzögert sich. Die Bundesregierung beziehungsweise 

die am Verordnungsgebungsprozess 

beteiligten Ministerien haben den 

Änderungen im Bundesrat nicht zugestimmt. 

Es ist davon auszugehen, dass ein 

neuer Entwurf der 44. BImSchV zeitnah er- 

78


Verband 

neut durch den Bundestag und Bundesrat 

gehen wird. Für die mit der 44. BImSchV 

befassten Referate Genehmigung beziehungsweise 

Hersteller und Technik ergibt 

sich gegebenenfalls nochmals die Möglichkeit, 

notwendige Änderungen und fehlende 

Verweise in der Verordnung einzubringen. 

Um die Überwachungsmethoden 

zu den in der 44. BImSchV definierten 

Emissionsgrenzwerten weiter zu konkretisieren, 

hat der VDMA einen Entwurf eines 

Einheitsblattes VDMA 6299 zur Stellungnahme 

veröffentlicht. 

Der Fachverband begleitet die Erstellung 

des Einheitsblattes und wird insbesondere 

bei der Ver- und Entplombung der Katalysatoren 

bei BImSchG-Anlagen nur durch 

zugelassene Messinstitute Einspruch 

einlegen. Weiterhin beschäftigt sich das 

Referat mit dem Entwurf der Technischen 

Regel wassergefährdende Stoffe – allgemeine 

technische Regelungen TRwS 779. 

Dieses Regelwerk beschreibt Anforderungen, 

die sich an Biogasanlagen richten 

werden, die nicht ausschließlich Gärsubstrate 

landwirtschaftlicher Herkunft einsetzen. 

Hierzu wird eine Stellungnahme 

erarbeitet. Ebenso wird auch zum Entwurf 

des nationalen Luftreinhalteprogramms 

Stellung genommen werden. 

Internationale Aktivitäten 

Die Kammer- und Verbandspartnerschaft 

zwischen dem Fachverband Biogas und 

dem indischen Biogasverband (IBA) ist in 

die zweite Phase gestartet. Zunächst findet 

in Indien ein Feinplanungsworkshop statt, 

um eine detaillierte Planung der Aktivitäten 

gemeinsam mit IBA durchzuführen. 

Der Einsatz von Markus Fürst als EZ-Scout 

beim Fachverband endet Mitte März. Wir 

sind derzeit in Gesprächen mit der GIZ, um 

eine Nachfolge zu organisieren. 

Sehr intensiv eingebunden ist das Referat 

International auch bei der Neuordnung 

des EU-Strommarktes. Am 18. Januar hat 

der Europäische Rat den ausgehandelten 

Kompromiss für eine Neuordnung des 

europäischen Strommarkts bestätigt. Die 

europäische Strommarktrichtlinie sowie 

die europäische Strommarktverordnung 

sind damit ihrer Verabschiedung einen 

entscheidenden Schritt näher gekommen. 

Im März wird das EU-Parlament über die 

beiden Gesetze abstimmen. Der EU-Rat 

gibt dann seine finale Zustimmung und 

20 Tage nach Veröffentlichung im öffentlichen 

Amtsblatt der EU wird die Strommarktverordnung 

unmittelbar in allen EU- 

Ländern gelten. 

Veranstaltungen der 

Service GmbH 

Im Januar und Februar fanden drei Veranstaltungen 

der Fachverband Biogas Service 

GmbH statt. Am 22. und 24. Januar 

fanden in Verden und Weichering EEG-Zukunftsworkshops 

statt. Hier konnten sich 

die über 70 Teilnehmer unter anderem 

über die Anforderungen des EEG 2017, 

Flexibilisierungsoptionen und Möglichkeiten 

des Wechsels in die Güllekleinanlagenklasse 

informieren. Dabei stand der 

intensive Austausch mit den Referenten 

im Vordergrund, sodass die Möglichkeit 

bestand, betriebsindividuelle Fragen in 

die Diskussion einzubringen. 

Weiterhin wurde am 13. Februar ein Biomassetransportseminar 

angeboten. Hier 

konnten sich interessierte Betreiber, Landwirte 

und Lohnunternehmer bezüglich des 

aktuellen Rechtsrahmens beim Transport 

von Substraten und Gärprodukten, steuerlichen 

Anforderungen und vertraglichen 

Gestaltungsoptionen fortbilden. Abgerundet 

wurde das Programm durch die ökonomische 

Bewertung einzelner Logistikkonzepte, 

sodass die Auswirkungen auf 

die Praxis anschaulich dargestellt werden 

konnten. 

Autoren 

Dr. Stefan Rauh 





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79

Verband 


Regionalgruppe Schwarzwald 

Biogas hat eine Zukunft nur mit sauberen, 

effizienten und sicheren Biogasanlagen! 

Foto: Christa Maier 

Der erste Fachberater 

Biogas im Landkreis 

Breisgau-Hochschwarzwald: 

Wolfram Wiggert 

(Mitte) vom Haslachhof 

in Löffingen, hier beim 

Pressetermin mit 

(von rechts) Bernhard 

Schwörer, Gesamtkommandant 

Löffingen, 

Gotthard Benitz, 

stellvertretender Kreisbrandmeister 

Breisgau- 

Hochschwarzwald, Toni 

Baumann und Otto 

Körner. 

Das jüngste Regionalgruppentreffen stand 

unter dem Motto „Sicherheit für Mensch 

und Umwelt“. Referent Toni Baumann, seit 

über 18 Jahren Sachverständiger für Biogasanlagen 

bei Gericht, den Betreibern und 

Versicherungen berichtete über Neues aus der TRAS 

120, wobei geschätzte 75 Prozent der Inhalte bereits in 

der bisherigen Ti4 enthalten sind. Es handelt sich also 

um ein Umsetzungsdefizit! 

Dem Grundsatz nach gelten die Regelungen für BIm- 

SchG-pflichtige BGA, eine sinngemäße Anwendung 

wird aber auch für kleinere BGA empfohlen. In Baden- 

Württemberg hat die Schulung der Gewerbeaufsichtsämter 

der Landkreise bereits stattgefunden. Jetzt steht 

die Umsetzung in einen ministeriellen Erlass oder eine 

vergleichbare Ausführungsanordnung an, mit der im 

Sommer gerechnet werden kann. 

Darauf zu warten, wäre aber nicht richtig: Stattdessen 

sollte an der Umsetzung der Ti4 auf der eigenen Anlage 

weiter gearbeitet werden. Beispiel 1 aus Baden- 

Württemberg: Temperaturüberhitzung trotz kaltem 

Dezember im BHKW-Schaltschrank führte zu Feuer, 

das auf eine benachbarte Hackschnitzeltrocknung, ein 

Strohlager und den Fermenter übergriff und insgesamt 

1,8 Millionen Euro Schaden verursachte. Einfache Verhinderung 

durch Temperaturkontrolle wäre möglich gewesen. 

Auch lose und gelockerte Kabel können solche 

Schäden verursachen! 

Beispiel 2: Ein von innen korrodierter Fermenter sackt 

in sich zusammen. Es laufen über 400 Kubikmeter Inhalt 

aus. Nachbarn helfen mit einer Kette aus Saugfässern 

und verhindern eine Verschmutzung der Donau 

in Nachbarschaftshilfe. Tolle Hilfestellung, aber zwingend 

ist hier die erforderliche Umwallung – gerade in 

umweltsensibler Umgebung. 

Aufruf: Wir brauchen mehr Fachberater 

in den Freiwilligen Feuerwehren! 

„Sie sind die qualifizierten Unterstützer der Feuerwehren, 

wenn es denn zum Einsatz kommt. Und sie sollten 

aus den Reihen der Anlagenbetreiber kommen – das 

wäre ideal, denn sie haben die höchste Kompetenz“, 

erläuterte der „spätberufene“ Feuerwehrmann Toni 

Baumann, selbst Fachberater in mehreren Landkreisen 

Südwürttembergs. Er schult auf Anfrage gerne Feuerwehren 

im Rahmen von Fortbildungsveranstaltungen – 

zuerst theoretisch (indoor) und dann praktisch an der 

Biogasanlage selbst. 

Autor 

Dipl.-Ing. RU Otto Körner 

Regionalreferent Süd 


Gumppstr. 15 · 78199 Bräunlingen 

07 71/18 59 98 44 

otto.koerner@biogas.org 

80


Verband 

Regionalgruppe Niederbayern 

47. Biogasstammtisch 

thematisierte Ausschreibungen, 

EEG-Änderungen 

und Elektromobilität 

Am Mittwoch, den 12. Dezember 

2018 fand in Rottersdorf 

bei Landau an der Isar der inzwischen 

47. Stammtisch der 

Regionalgruppe Niederbayern 

des Fachverbandes Biogas e.V. statt. Die 

Anlagenbetreiber konnten sich über die 

Ergebnisse und Schlussfolgerungen der 

zweiten Ausschreibung im Rahmen des 

Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) informieren. 

Anschließend diskutierten die 

Teilnehmer mit Hubert Maierhofer von 

C.A.R.M.E.N. e.V. über die Elektromobilität 

in der Landwirtschaft, deren Möglichkeiten 

und Grenzen. 

Nach einer kurzen Begrüßung durch den 

Regionalgruppensprecher Franz Winkler informierte 

Dr. Stefan Rauh, Geschäftsführer 

des Fachverbandes Biogas e.V., über die Ergebnisse 

der zweiten EEG-Ausschreibung, 

bei der insgesamt 79 Biomasseanlagen 

einen Zuschlag erhalten haben. Das ausgeschriebene 

Volumen sei aber nur zu knapp 

40 Prozent ausgeschöpft worden, so Rauh. 

Der Fachverband fordere daher eine Überarbeitung 

des Ausschreibungsdesigns. Die 

Notwendigkeit sei nach einer Befragung 

der teilgenommenen Mitglieder bestätigt 

worden, da der Höchstgebotswert in vielen 

Fällen zu knapp sei, um eine Anlage wirtschaftlich 

zu betreiben. 

Ein weiteres Thema des Vortrags war das 

Energiesammelgesetz, das Ende November 

im Bundestag verabschiedet wurde. 

Darin wurden verschiedene Änderungen im 

EEG vorgenommen, zum Beispiel die Weiterentwicklung 

des Flexdeckels sowie des 

Ausschreibungsregimes oder Sonderausschreibungen 

für Wind und Photovoltaik. 

So werde es im Jahr 2019 für Biomasseanlagen 

zwei EEG-Ausschreibungen geben, 

am 1. April sowie am 1. November. 

Rauh betrachtete auch die Entwicklung 

des Flexdeckels. Ist das vorgegebene Volumen 

ausgeschöpft, können Betreiber die 

Flexibilitätsprämie nicht mehr in Anspruch 

nehmen. Mit der Flexibilisierung können 

Anlagen bedarfsgerecht und netzdienlich 

Strom erzeugen, was durch eine Prämie 

gefördert wird. Bis Oktober 2018 wurden 

792 Megawatt (MW) ausgeschöpft, dies 

seien 59 Prozent der Gesamtmenge von 

1.350 MW. 

Der im Rahmen des Energiesammelgesetzes 

auf 1.000 MW abgesenkte Deckel werde 

zwar schon früher erreicht, dafür habe 

man dann aber noch 16 Monate Zeit, die 

Prämie in beliebiger Höhe zu beanspruchen. 

Rauh gab den Betreibern in diesem 

Zusammenhang den Rat, bis Oktober 

2020 mit Projekten im Rahmen der Flexibilisierung 

fertig zu sein, um langfristig 

auch an Ausschreibungen erfolgreich teilzunehmen 

und so weiterhin eine Förderung 

zu erhalten. 

Hubert Maierhofer von C.A.R.M.E.N. e.V. 

sprach im zweiten Teil des Abends über die 

Elektromobilität und beleuchtete insbesondere 

die Möglichkeiten, die sich dem landwirtschaftlichen 

Betrieb bieten. Er stellte 

zahlreiche Fahrzeuge sowie Beispiele für 

die Nutzung vor und beantwortete allgemeine 

Fragen der Betreiber. In der Landwirtschaft 

könne durch die Einbindung 

einer PV-Anlage der Eigenstrom für die Mobilität 

genutzt werden. Denn: „Ein Elektro- 

Antrieb ist nur mit Erneuerbaren Energien 

sauber“, so Maierhofer. 

Text: C.A.R.M.E.N. e.V. 

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81

Verband 


Gesunder und 

ertragreicher Bestand 

eines Wintererbsen- 

Roggen-Gemenges. 

Foto: Wolfram Wiggert 

Regionalgruppe Schwarzwald 

Ergänzung, kein Mais-Ersatz: 

alternative Energiepflanzen 

Für das Winterprogramm hatten sich die 

Kreissprecher der Regionalgruppe Schwarzwald 

unter anderem vorgenommen, einen 

Erfahrungsaustausch zu den alternativen 

Energiepflanzen abzuhalten. Dazu kamen 

Anfang Januar über 30 Interessierte zusammen. Und 

sie wurden nicht enttäuscht: Philipp Ewald berichtete 

über seine vor- und nachteiligen Erfahrungen beim 

Einsatz von Zuckerrüben in seiner stark flexibilisierten 

Biogasanlage, wobei das Positive für seine Biogasanlage 

überwiegt und er auf eine aus seiner Sicht optimale 

15-Prozent-Quote der Rübe am Input hinarbeitet bei 

eigenem Anbau. 

Markus Traber schätzt die Kultur ebenfalls positiv ein 

mit seiner Zukauf-Lösung, Verfütterung in der Tierhaltung 

und dem Einsatz in der Biogasanlage (siehe 

Biogas Journal 1_2019, Seite 96). Er hatte außerdem 

mit der Wildpflanzenmischung von Saaten-Zeller, der 

zurzeit einzigen umfassend wissenschaftlich geprüften 

ihrer Art, in der Bioenergieregion Bodensee mehrjährige 

Erfahrungen sammeln können. Er geht von einem 

50-Prozent-Ertragsniveau im Vergleich zum Mais-Biogasertrag 

pro Hektar aus und ist deshalb ausgestiegen. 

Auf mit Steinen durchsetzten Böden hat Steffen Benne 

die Durchwachsene Silphie als Mais-Untersaat am Albtrauf 

der Schwäbischen Alb anbauen lassen. Sein Fazit: 

Als umweltfreundliche Kultur an landbaulich weniger 

interessanten Standorten zur Abdeckung der Greening- 

Pflicht ist sie empfehlenswert. Auch in Kooperation 

mit Imkern und Jägern ist die von Wildschweinen verschmähte, 

aber sehr schön blühende Kultur ein Gewinn 

für Artenvielfalt und für landschaftliche Ästhetik. 

Für alle mehrjährigen Kulturen ist noch besonders hervorzuheben 

der gute Erosionsschutz der Böden und der 

für unser Lebensmittel Nr. 1 – das Trinkwasser – herausragende 

Schutz vor unerwünschten Einträgen: die 

Nmin-Gehalte dieser Ackerstandorte entsprechen denen 

unter Grünland! Es schloss sich eine sehr lebhafte, 

auf hohem Niveau geführte Landbau-Diskussion an mit 

dem Wunsch, mehr Erfahrungsberichte aus der Betreiberschaft 

vorzustellen. Wenn auch zum Teil noch nicht 

überall verbreitet – die Technik für Anbau und Ernte ist 

für alle alternativen Kulturen vorhanden. 

Autor 

Dipl.-Ing. RU Otto Körner 

Regionalreferent Süd 


Gumppstr. 15 · 78199 Bräunlingen 

07 71/18 59 98 44 

otto.koerner@biogas.org 

82


Verband 

Mathias Waschka 

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83

Verband 


LEE-Energietalk in Papenburg 

Regional 

büro 

NORD 

Der Landesverband Erneuerbare 

Energien Niedersachsen-Bremen 

e.V. 

hat sich zum Ziel gesetzt, 

die gemeinsame politische 

Kommunikation der 

Erneuerbaren Energien zu 

forcieren. Dazu wurde das Format Energietalk 

entwickelt, wo politische Themen 

mit Stakeholdern einer Region und dem 

regionalen Minister besprochen werden. 

Der erste Aufschlag fand in Papenburg mit 

dem niedersächsischen Energieminister 

Olaf Lies statt. Kooperationspartner war 

das Oldenburger Energiecluster, das schon 

seit Jahren energiepolitische Innovationen 

unterstützt. Lies betonte, dass die Energiewende 

unumkehrbar sei und die Innovationen 

der Branche von ihm unterstützt 

würden. 

Wilhelm Pieper, Vorsitzender des LEE, 

mahnte, dass es nicht nur bei Lippenbekenntnissen 

bleiben dürfe, sondern auch 

die konkrete Umsetzung auf allen Ebenen 

forciert werden müsste. „Genehmigungen 

für Windenergieanlagen dauern Jahre, 

die regionalen Raumordnungsprogramme 

dampfen die ohnehin zu geringen Ausbauflächen 

ein und die Bioenergie hat mit ständig 

neuen und unklaren Auflagen zu kämpfen. 

Sektorkopplung ist in der Umsetzung 

noch gar nicht im Fokus“, bemängelte er 

sehr deutlich. Der Minister bot ausdrücklich 

den Dialog an. 

In den Vorträgen wurden energiepolitische 

Themen der maritimen Wirtschaft durch 

die Meyer Werft angesprochen und Christoph 

Pieper von Agrowea stellte das Projekt 

der Versorgung der Stadt Haaren durch Verstetigung 

von Windkraft vor. 

Das Thema Güllevergärung stellte der 

stellvertretende Betreibersprecher aus 

Weser-Ems, Jens Geveke, vor. Er betreibt 

selbst eine Anlage, die überwiegend Mist 

vergärt, und erläuterte die Chancen der 

Güllevergärung und die Bedeutung als 

Dienstleistung für die Landwirtschaft. Er 

machte aber auch deutlich, dass auch hier 

klare Regelungen benötigt werden. „Ohne 

eine Gleichstellung externer Gärrestlager 

mit Güllelagern wird es keine Ausweitung 

der Güllevergärung geben“, stellte er fest. 

Eine Finanzierung könnte sich ohne weiteres 

über eine vernünftige CO 2 

-Bepreisung 

rechnen. „Hier müssen jetzt Entscheidungen 

getroffen werden“, gab er dem Minister 

mit auf den Weg. 

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Dipl.-Ing. agr. Silke Weyberg 

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verzichten freiwillig auf einen Teil ihres Gasertrages und setzen 

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„Die Biogasnutzung bietet die Möglichkeit, 

unterschiedlichste Pflanzen sinnvoll anzubauen 

und damit einerseits den Boden und das 

Grundwasser zu schützen und andererseits die 

Artenvielfalt auf den Feldern zu erhöhen. 

Das sieht nicht nur schön aus – es ist auch 

ein wichtiger Beitrag für den dringend 

notwendigen Schutz unserer Insekten.“ 

Peter Maske, Präsident Deutscher Imkerbund e.V. 

Über gezielte Agrar-Fördermaßnahmen könnte 

Biogas einen wichtigen Beitrag für die Artenvielfalt 

leisten. 

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Alternativen Energiepflanzen bietet die Seite 

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Biogas entsteht durch die Vergärung biogener Stoffe in einem luftdicht abgeschlossenen 

Behälter, dem sogenannten Fermenter. Vergoren werden kann fast alles, 

was biologischen Ursprungs ist: Gülle und Mist, Bioabfälle - oder Energiepflanzen. 

Letztere werden von den Landwirten extra angebaut. Ende 2017 wuchsen auf gut 

1,4 Millionen Hektar Energiepflanzen für den Einsatz 

in Biogasanlagen. Das sind rund acht Prozent 

der landwirtschaftlichen Nutzfläche. 

Fast jede Pflanze eignet sich für die Vergärung: 

bunte Wildblumen, weiß blühender Buchweizen 

oder die gelb blühende Durchwachsene Silphie. 

Sie unterscheiden sich jedoch in ihrem Gas- und 

damit Stromertrag. Aus einem Hektar Mais können 

ca. 21.000 Kilowattstunden Strom erzeugt 

werden. Bei der bunten Alternative Wildpflanzen 

liegt der Energieertrag etwa bei der Hälfte. 

Zahlreiche Institute und Hochschulen, aber auch 

viele Landwirte testen die verschiedensten Pflanzen 

auf ihre Biogastauglichkeit. In den letzten 

Jahren konnten dabei große Fortschritte erzielt 

werden und die Palette der potenziellen Energiepflanzen 

wächst kontinuierlich. 

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Verband 


Erderhitzung stoppen, 

jedes Jahr zählt! 

Gastbeitrag zur Bewertung der Kohlekommission von Dr. Simone Peter, 

Präsidentin des Bundesverbandes Erneuerbare Energie (BEE) e.V. 

Die verschiedenen gesellschaftlichen 

Interessen, die in der 

Kohlekommission vertreten waren, 

haben sich auf einen Kompromiss 

für den Kohleausstieg 

verständigt. Der Einstieg in den Ausstieg 

ist nun besiegelt, der Gesamtpfad ist 

den Paris-Klimazielen entsprechend 

auszugestalten und konkrete Maßnahmenpakete 

sind zu schnüren. 

Spätestens 2038 – aus Sicht des 

BEE einige Jahre früher – sollen die 

letzten Kohlekraftwerke vom Netz 

gehen. Der Mix aus Erneuerbaren 

Energien, Speichern und gekoppelten 

Sektoren übernimmt sukzessive 

die Verantwortung für die sichere 

Energieversorgung. In diesen zunehmend 

flexiblen Energiemärkten 

wird Biogas eine wachsende Rolle 

spielen. Denn mit zuverlässiger und 

steuerbarer Produktion, die zudem 

an den Bedarf des Gesamtsystems 

angepasst werden kann, ist es der 

feste Partner an der Seite der fluktuierend 

einspeisenden Quellen Sonne und Wind. 

Für die Versorgungssicherheit ist das entscheidend, 

zumal es in Deutschland eine 

weit verzweigte Infrastruktur für Gas gibt – 

das entsprechend der Klimaziele auch grüner 

werden muss. 

Das Kapazitätspotenzial von Biogas ist 

noch lange nicht ausgeschöpft. Je mehr 

Biogas flexibilisiert wird, desto mehr kann 

es zur Versorgungssicherheit beitragen. 

Hierzu ist wichtig, dass noch in diesem 

Jahr der vorhandene Flexibilitätsdeckel 

beim Biogas gestrichen wird. Je höher die 

Anreize für die Flexibilität sind, desto mehr 

Kohlekraftwerke können kapazitätsseitig 

versorgungssicher durch Biogas ersetzt 

werden. Dies muss jetzt auch Bestandteil 

der Verhandlungen der AG Akzeptanz der 

Regierungsfraktionen werden. Darüber hinaus 

hat die Kohlekommission auch Akzente 

bei der Kraft-Wärme-Kopplung gesetzt. 

Auch hier kann Biogas seine spezifischen 

Vorteile ausspielen. 

Die Kommissionsempfehlungen für die 

Reduktion der Kohleverstromung und den 

Ausbau der Erneuerbaren Energien in 

den 2020er Jahren werden voraussichtlich 

dazu beitragen, das nationale Klimaschutzziel 

2030 zu erreichen. Die Ziele 

des Pariser Klimaschutzabkommens werden 

damit noch nicht erreicht. Nötig ist ein 

Abschaltplan, der ab 2023 die in Paris beschlossenen 

Vorgaben in den Fokus stellt. 

Spätestens dann sollten auch die weiteren 

konkreten Maßnahmen für die Jahre 2025 

bis 2030 beschlossen und sollte dem Klimaschutz 

Rechnung getragen werden. 

Seit der Ratifizierung des Vertrages hat die 

Bundesregierung keine Prozesse zur notwendigen 

Treibhausgaseinsparung in die 

Wege geleitet. Deshalb ist es jetzt umso 

dringender, dass Deutschland seinen Beitrag 

zu einer signifikanten Treibhausgasreduzierung 

leistet und damit dazu beiträgt, 

die Erderhitzung zu stoppen. Jedes Jahr 

zählt. 

Der vermeintliche Gegensatz – softer Klimaschutz 

auf der einen Seite und harte 

Wirtschaftsfakten auf der anderen Seite – 

ist durch die Energiewende schon lange 

aufgelöst. Denn sie schafft dauerhaft nachhaltige 

Wertschöpfung mit zigtausenden 

Arbeitsplätzen und wachsender heimischer 

Wertschöpfung. Nur Erneuerbare Energien 

verbinden Klimaschutz und die notwendige 

Modernisierung der Energiewirtschaft. Bürgerinnen 

und Bürger, Landwirte und neue 

Energieakteure sind dabei von Anbeginn 

die Treiber. Sie tragen zur großen Akzeptanz 

der Energiewende bei, wie Umfragen 

dies immer wieder belegen. 

Um neben dem beschleunigten Umstieg 

auf Erneuerbare Energien auf schnellem 

Wege mehr CO 2 

einzusparen, bietet sich 

als Ansatz an, die Volllaststunden in den 

im Übergangszeitraum noch verbleibenden 

Kraftwerken zu reduzieren. Marktwirtschaftlich 

– und zudem sehr effizient 

– ist ein Preis auf den Ausstoß 

von Kohlendioxid. Er würde faire 

Wettbewerbsbedingungen schaffen 

und somit saubere Technologien in 

den Vordergrund rücken. 

Dies würde notwendige Impulse für 

Erneuerbare Energien, Speicher und 

die Sektorenkopplung setzen. Es geht 

deshalb um mehr als um die Umsetzung 

des Vorschlags der Kohlekommission. 

Es geht um ein Gesamtkonzept, 

in dem auch die Bereiche 

Gebäude und Verkehr ihre Sektorziele 

für den Klimaschutz erreichen. Hier 

herrscht seit Jahren energiepolitischer 

Stillstand. Entsprechend ambitioniert 

müssen die Beschlüsse der beiden 

Kommissionen sein. Und auch hier liegen 

bereits gute Lösungen auf der Hand. So 

kann zum Beispiel zu Biomethan aufbereitetes 

Biogas neben anderen Erneuerbaren 

Energien im Gebäude- und Verkehrsbereich 

zur CO 2 

-Reduktion beitragen. 

Das Klimaschutzgesetz muss schließlich 

den regulatorischen Rahmen bilden, der 

die Energiewende aus dem Dickicht von 

Einzelmaßnahmen holt. Dafür braucht es 

Emissionseinsparziele für die einzelnen 

Sektoren, ebenso wie übergeordnete Pfade, 

darunter das Zeit- und Mengengerüst für 

das von der Kohlekommission bestätigte 

65-Prozent-Ziel für Erneuerbare Energien 

bis 2030. Für die Erneuerbaren-Industrie 

und ihre knapp 340.000 Beschäftigten 

muss endlich Planungssicherheit geschaffen 

werden. Die Kommission hat ihre Arbeit 

beendet, die politische Arbeit beginnt erst 

jetzt. 

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Verband 


Wo die Gülle die Hauptrolle spielt 

In Thüringen sind die Biogasanlagen zumeist direkt in die Landwirtschaftsbetriebe integriert. 

Nachwachsende Rohstoffe kommen wenig zum Einsatz, sodass steigende Pachtpreise durch 

die Substratproduktion nicht erkennbar sind. 


Noch kann der Anlagenbestand 

im Land sich sehen lassen: 

In Thüringen gibt es mehr 

als 260 landwirtschaftliche 

Biogasanlagen mit einer installierten 

Leistung von insgesamt 112,4 

Megawatt, ferner 8 Abfallanlagen mit zusammen 

10,4 Megawatt und 9 Biogaseinspeiseanlagen. 

Doch bei diesen Zahlen wird es nicht bleiben 

– sofern politisch nicht gegengesteuert 

wird. Denn das Ende der EEG-Vergütungen 

rückt näher. „Beginnend ab 2020 ist ein 

deutlicher Einbruch in der Bereitstellung 

von Biogasstrom zu erwarten, der dann 

auch noch mit der Abschaltung der letzten 

Atomkraftwerke in 2022 zusammenfällt“, 

schreibt das Thüringer Ministerium für Infrastruktur 

und Landwirtschaft. Mehrere 

Biogasanlagen wurden aus unterschiedlichen 

Gründen bereits stillgelegt. 

Dabei hat die Branche in Thüringen eigentlich 

eine ganz gesunde Struktur, weil 

mehr als 90 Prozent der Anlagen direkt 

in die Landwirtschaftsbetriebe integriert 

sind. Reine NawaRo-Anlagen – Investorenanlagen 

überhaupt, wie sie in anderen 

Ländern im deutschen Osten verbreitet 

sind – bleiben in Thüringen die Ausnahme. 

Reine Gülleanlagen gibt es aber auch praktisch 

nicht, da die Betriebe stets anfallende 

Reststoffe wie Siloabraum und Restfutter, 

mit verwerten. Die elektrische Leistung der 

Thüringer Anlagen (ohne die Einspeiseanlagen) 

liegt im Mittel bei 450 Kilowatt. 

Wirtschaftsdünger: hoher Anteil in 

Biogasanlagen 

„Mit der Orientierung der Errichtung der 

landwirtschaftlichen Biogasanlagen am 

Standort der Tierhaltung wurde ein zukunftsweisender 

Weg begangen“, bilanziert 

heute das Landwirtschaftsministerium. 

Bezogen auf die Frischmasse betrage der 

Wirtschaftsdüngeranteil am Substratmix in 

Thüringen 71,3 Prozent. Von der anfallenden 

Rindergülle werden bereits mehr als 

87 Prozent, von der Schweinegülle mehr 

als 43 Prozent und vom Stallmist mehr als 

37 Prozent energetisch genutzt. 

Aufgrund des nur geringen Einsatzes von 

Energiepflanzen finde in der Regel auch 

kein Substrathandel statt, was der Landwirtschaft 

in Thüringen – anders als in 

manchen anderen Regionen – einen entscheidenden 

Vorteil bringt: „Effekte der 

Substratproduktion auf die Höhe der Pachtzinszahlungen 

sind in Thüringen nicht festzustellen“, 

betont das Ministerium. 

Thüringen hatte bereits zu DDR-Zeiten dem 

Biogas viel Aufmerksamkeit gewidmet, unter 

anderem durch die Forschungsarbeiten 

der Landwirtschaftlichen Fakultät der Uni 

Jena. Bereits 1953 baute das Institut eine 

halbautomatisierte Anlage mit 3 Kubikmetern 

Faulraum auf dem Versuchsgut in 

Freienbessingen auf, die bereits mit der 

thermophilen Faulung experimentierte. 

Billiges Öl beendete aber in den folgenden 

anderthalb Jahrzehnten vorerst die 

Biogas-Ära im deutschen Osten. Die Thüringer 

Versuchsanlagen wurden ebenso 

stillgelegt wie jene im brandenburgischen 

Bornim und in Dresden. „Ursache hierfür 

waren auch die unter den Bedingungen der 

kleinbäuerlichen Produktion ungenügenden 

Substratanfallmengen sowie technologische 

Probleme“, sagt Gerd Reinhold vom 

Thüringer Landesamt für Landwirtschaft 

und Ländlichen Raum (TLLLR). 

Neue Pilotanlagen als Folge der 

Ölkrisen 

Anfang der Achtzigerjahre, als die erste 

und zweite Ölkrise die Preise der fossilen 

Energien zeitweise rapide steigen ließen, 

beschloss die DDR abermals eine Reihe 

von Pilotanlagen zu errichten. In Thüringen 

entstanden solche in Nordhausen, in 

Rippershausen bei Meiningen und in Himmelgarten 

bei Nordhausen. Eine Großversuchsanlage 

wurde zugleich in Berlstedt 

aufgebaut. In den benachbarten Bundesländern 

gab es Projekte im sächsischen 

Plauen und im brandenburgischen Frankenförde 

bei Luckenwalde, die auch von 

Forschern aus Thüringen begleitet wurden. 

Die Biogasgroßversuchsanlage in Berlstedt 

ging als erste 1982 in Betrieb, eine Pilotanlage 

auf Basis eines umgerüsteten 500 

Kubikmeter fassenden Güllelagerbeckens. 

Sie habe das Ziel gehabt, Erfahrungen und 

Erkenntnisse für den Betrieb der geplanten 

Großanlage am gleichen Standort mit drei 

mal 1.200 Kubikmeter Faulraumvolumen 

zu gewinnen, sagt Reinhold. In der Anlage 

seien vielfältige Untersuchungen zur Verfahrenstechnik 

der Biogaserzeugung vorgenommen 

worden. 

Die Großanlage ging 1986 in Betrieb, sie 

habe bis zur Wende erfolgreich gearbeitet, 

sagt Reinhold. Anfangs wurde das Gas lediglich 

in Warmwasserkesseln genutzt, 

die in einer Milchviehanlage in Berlstedt 

einen Kilometer entfernt beziehungsweise 

in einer Schweinemastanlage in Neumark 

aufgestellt waren. Die Verstromung wurde 

erst ab 1987 mit einem umgerüsteten ZT- 

300-Traktormotor getestet. 

Größte Gülleanlage der DDR 

Thüringen habe auch die größte landwirtschaftliche 

Biogasanlage der DDR gehabt, 

erinnert sich der Biogasexperte vom TLL- 

LR. Diese stand in Nordhausen und verfügte 

über ein Faulraumvolumen von zwei mal 

8.000 Kubikmeter. Sie wurde vom Institut 

für Düngungsforschung Potsdam wissenschaftlich 

betreut und arbeitete auf Basis 

von Schweinegülle. Bis 1991 lief die Anlage, 

die von den Schweinezuchtanlagen des 

Betriebes mit insgesamt 90.000 Tieren 

sowie Güllefiltrat aus einer benachbarten 

Schweinemastanlage mit 25.000 Tieren 

versorgt wurde. Die Anlage wurde allerdings 

Mitte der Neunzigerjahre stillgelegt und als 

neukonstruierte Anlage 2001 wieder in Betrieb 

genommen. 

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Verband 

Das Projekt in Himmelgarten am Standort 

einer Jungrinderanlage mit 2.600 Tieren 

war dagegen klein, es umfasste zwei Fermenter 

mit jeweils 360 Kubikmeter Faulraum 

und ging 1986 in Betrieb. Im Jahr zuvor 

war die Anlage Rippershausen mit vier 

mal 1.500 Kubikmeter Faulraumvolumen 

auf Basis der Gülle von 34.000 Schweinen 

einer Mastanlage in Betrieb gegangen. 

Technisch wurde immer wieder Neues getestet. 

„Hier erfolgte erstmals der Einsatz 

von Folienmaterialien zur Abdeckung der 

Reaktoren und zur Gasspeicherung, auch 

wurden hier erstmals Hohlwellenrührwerke 

aus der Kaliindustrie eingesetzt“, sagt 

Reinhold. Durch die umfangreiche Nutzung 

von Kosubstraten aus dem Bereich organischer 

Abfälle habe man den Betrieb auch 

über die wirtschaftlich schwierigen Zeiten 

der Nachwende aufrechterhalten können. 

Fast 60 Prozent Ökostrom 

Heute liegt Thüringen in Sachen Ökostrom 

deutlich über dem bundesweiten Durchschnitt. 

Wie das Landesamt für Statistik 

errechnete, stammten im Jahr 2017 von 

den 10,15 Milliarden Kilowattstunden, 

die im Land erzeugt wurden, 59,2 Prozent 

aus Erneuerbaren Energien. Allerdings 

muss Thüringen auch Strom aus anderen 

Bundesländern importieren, weil die eigene 

Erzeugung nicht ausreicht. Unter den 

Erneuerbaren hat die Windkraft mit 2,79 

Milliarden Kilowattstunden (2017) den 

größten Anteil. Auf dem zweiten Platz steht 

die Biomasse mit 1,85 Milliarden, wovon 

wiederum die Hälfte aus Biogas stammt. 

Die andere Hälfte stammt aus flüssiger 

Biomasse wie Rapsöl, aus fester Biomasse 

wie Holz und Brennlauge (eingedampfte 

Schwarzlauge aus der Zellstoffproduktion) 

sowie aus dem biogenen Anteil der Abfälle. 

Seit dem EEG 2014 geht es aber auch in 

Thüringen kaum noch voran mit dem Biogas, 

seither erfolgte der bescheidene Zubau 

nur noch in Form von 75-Kilowatt-Gülleanlagen. 

Einzelne Bestandsanlagen wurden 

zuletzt auch flexibilisiert, doch so richtig 

zufrieden ist das Ministerium mit der bestehenden 

Regelung nicht. In seinem Abschlussbericht 

„Integration der Biogaserzeugung 

in die Landwirtschaft Thüringens“ 

schreibt das Ministerium für Infrastruktur 

und Landwirtschaft von einer „Fehlanreizsetzung 

bei der Flexibilisierung“. Denn 

es werde nicht eine flexible Fahrweise, 

sondern die potenzielle Möglichkeit zur 

flexiblen Fahrweise gefördert – ein großer 

Unterschied. 

Die Flexibilität kann vielfältig sein. Herbert 

Markert vom Fachverband Biogas in Thüringen 

verweist auf den hohen Anteil von 

Biogasanlagen mit Nahwärmenetz, die es 

im Land gebe. Somit würden in Thüringen 

längst einige Anlagen flexibilisiert – auch 

ohne zusätzlichen Gasspeicher. Denn entsprechend 

dem Wärmebedarf werde Erzeugung 

vom Sommer in den Winter verlagert. 

„Man fährt den Reaktor über einige Wochen 

im Frühjahr um 20 bis 30 Prozent herunter 

und im Herbst wieder hoch“, sagt Markert. 

Damit liefere man bedarfsgerechte Wärme 

und auch Strom und müsse gar nicht 

in Gasspeicher investieren: „Der beste 

Speicher ist die Silage im Silo.“ Mitunter 

passe der Jahresgang der Biogaserzeugung 

auch perfekt zum Anfall der Gülle in den 

landwirtschaftlichen Betrieben: „Eine Mutterkuhherde 

ist ohnehin nur im Winter im 

Stall.“ 

Biomethan aus kleineren Anlagen 

Auch mit neuen Konzepten versuchen 

die Akteure, das Biogas über die aktuelle 

politische Durststrecke und das Ende der 

EEG-Förderung zu retten. Ohra Energie, 

der Gasversorger in der Region Gotha-Eisenach, 

hat gerade eine Machbarkeitsstudie 

fertigstellen lassen, die zeigt, dass auch 

Biogas aus kleineren Anlagen als bisher zu 

Biomethan aufbereitet und wirtschaftlich 

als Kraftstoff verwendet werden kann. „Ab 

einer Erzeugung von 50 Kubikmeter Rohbiogas 

pro Stunde kann sich das lohnen“, 

sagt Volkmar Braune, Technischer Leiter 

des Unternehmens. Voraussetzung sei, 

dass in unmittelbarer Nähe eine Gastankstelle 

das Biomethan an Kraftfahrzeugfahrer 

verkaufen kann. Nun sei ein Demonstrationsprojekt 

geplant. 

Gleichzeitig gehört das Biogas natürlich 

auch auf die politische Agenda, nicht zuletzt 

weil im Oktober in Thüringen Landtagswahl 

ist. Die Bilanz der bisherigen Politik 

fällt nicht schlecht aus: „Die Thüringer 

Landesregierung engagiert sich beim Ausbau 

der Erneuerbaren Energien“, sagt Jana 

Liebe vom Thüringer Erneuerbare Energien 

Netzwerk (ThEEN). 

Aber bundesweit müsse mehr geschehen. 

Ende Januar haben die Thüringer Branchenverbände 

daher ein Papier vorgestellt, 

in dem sie den aus ihrer Sicht bestehenden 

Handlungsbedarf darstellen. Insbesondere 

werde die Begrenzung der Sondervergütungsklasse 

im EEG auf 75 Kilowatt Bemessungsleistung 

vielen Viehhaltungsbetrieben 

in Thüringen nicht gerecht, da auf 

diesen zum Teil deutlich mehr Gülle anfällt. 

„Die Grenze sollte deshalb auf 150 Kilowatt 

Bemessungsleistung erhöht werden“, 

fordern die Verbände. 

Um den Anreiz zur Flexibilisierung beizubehalten, 

sollte ferner die Begrenzung der 

installierten Leistung abgeschafft werden, 

und auch Güllekleinanlagen sollte ermöglicht 

werden, den Flexibilitätszuschlag zu 

erhalten. Bestandsanlagen, deren EEG- 

Vergütung ausgelaufen ist, sollten die Möglichkeit 

erhalten, durch einen Wechsel in 

die Sondervergütungsklasse einen zweiten 

Vergütungszeitraum zu erhalten. 

Geschieht nichts dergleichen, sehen die 

Branchenverbände eine fatale Entwicklung 

voraus: Eine Fortschreibung der heutigen 

Rahmenbedingungen werde dazu führen, 

dass im Jahr 2035 weniger als 20 Prozent 

der derzeitigen Biogasstrommenge erzeugt 

wird und dass zugleich mehr als 275 Gigawattstunden 

Wärme aus anderen Quellen 

bereitgestellt werden müssen. 

Autor 

Bernward Janzing 


Wilhelmstr. 24a · 79098 Freiburg 

07 61/202 23 53 

bernward.janzing@t-online.de 

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Verband 


Triesdorfer Biogastag 

Biogasanlagen – Spielball des EEG? 

Klimaschutzziele brauchen regionales Bewusstsein und Fläche. 

Mitte Januar trafen sich Fachleute 

auf dem 9. Biogastag 

in Triesdorf. Sie forderten, 

dass der Weg der Erneuerbaren 

Energien weiter verfolgt 

werden müsse. Die Biogasbranche 

leiste wichtige Beiträge für die regionale 

Energieerzeugung und die Erreichung der 

Klimaschutzziele. Einig sind sich die Experten 

darin, dass Deutschland die Klimaschutzziele 

nur mit einer Bündelung und 

konsequenten Umsetzung verschiedener 

Maßnahmen erreichen kann. Dabei spielen 

Sektor übergreifende und vernetzte Lösungen 

eine bedeutende Rolle. Die Erzeugung 

von Energie in der Region brauche Fläche 

und wird sichtbar sein. 

Das ist ein wunder Punkt für vieler ihrer Verbandskollegen, 

weiß Heide Schmidt-Schuh 

vom Arbeitskreis für erneuerbare Energien 

im Bund Naturschutz (BN). Die positive 

Einschätzung von regionaler Energieerzeugung 

hat für viele Bürger ihre Grenzen, 

wenn sie Maisflächen in ihrer Umgebung 

wahrnehmen und damit eine intensive Nutzung 

verbinden. Sie vertrat bei der Fachtagung 

der Biogasbranche die Meinung, dass 

für ein Weiterkommen im Klimaschutz das 

volle Spektrum der Erneuerbaren Energien 

genutzt werden müsse. Der BN setze auf 

eine konstante Gewinnung von Strom aus 

Biomasse, jedoch mit angepasstem Nutzungskonzept, 

wie der Reduzierung des 

Maisanteils. 

Dr. Peter Pluschke, Geschäftsführer des 

Forums Klimaschutz und Nachhaltige Entwicklung 

der Metropolregion Nürnberg, 

wies darauf hin, dass sich die Bürger der 

Stadt Nürnberg schon vor Fukushima zum 

Klimaschutz entschlossen hätten. Doch 

gerade sei die Energieeffizienz kritisch zu 

beurteilen. Häufig werde in energetisch ineffiziente 

und kostengünstige Mietbauten 

investiert. Er sieht jedoch auch positive 

Entwicklungen und geht davon aus, dass 

der Anteil der Erneuerbaren Energien in 

der Region weiter steigen werde. Durch 

die Verwertung von Rest- und Abfallstoffen 

ließen sich zudem neue Potenziale nutzen. 

Für ihn sind die Biogasanlagen ein wichtiger 

Baustein im Maßnahmenpaket zur Bekämpfung 

des Klimawandels. 

Rainer Kleedörfer, Bereichsleiter Unternehmensentwicklung 

der N-ERGIE AG, verdeutlichte 

das Maßnahmenpaket. Für eine 

erfolgreiche Energiewende gelte es insgesamt 

etwa 200 Maßnahmen einzuhalten. 

Er forderte die Bereitstellung 

von Flächen 

zur Erzeugung Erneuerbarer 

Energien, 

nicht nur für Biomasse, 

sondern auch für 

PV- und Windkraftanlagen. 

Für die Biogasbranche 

brauche 

es zudem politische 

Lösungen, wie zum 

Beispiel die finanzielle 

Belohnung der 

energiewirtschaftlichen 

Flexibilität von 

Biogasanlagen. Auch 

die Förderung für die 

Modernisierung und den Ausbau des Gebäudebestands 

gelte es weiter zu verfolgen. 

Dr. Claudius da Costa Gomez, Hauptgeschäftsführer 

des Fachverbandes Biogas 

e.V., erörterte, dass die Bemessungsleistung 

stagniere. Die Ursache dafür sieht er 

in der Positionierung von Gesellschaft und 

Naturschutzverbänden – man habe sich 

zunehmend kritisch gegenüber der Biogasentwicklung 

positioniert. Deshalb sei es 

wichtig, die Aufmerksamkeit auf die positiven 

Seiten der Branche zu lenken. Durch 

Biogas werden beispielsweise jährlich etwa 

20 Millionen Tonnen CO 2 

eingespart. 

Ebenso leiste Biogas durch den Anbau von 

alternativen Energiepflanzen einen wichtigen 

Beitrag zur Artenvielfalt. Und im 

Gegensatz zu anderen Erneuerbaren Energien 

können Biogasanlagen vergleichsweise 

bedarfsgerecht Strom und Wärme bereitstellen. 

Um die bestehenden Anlagen 

weiter betreiben zu können, setzt er auf 

die Weiterentwicklung des EEG sowie auf 

verbesserte politische Rahmenbedingungen. 

Eine Umstellung des Wärmemarktes 

auf CO 2 

-effiziente Vergütung sei ebenfalls 

ein richtiger Schritt für die Energiewende, 

nicht nur für die Biogasbranche. 

Herr Pfänder, Betreiber einer Biogasanlage, 

bestätigte, dass die Entwicklungen im 

Bereich Biogas viele positive Folgen bringe. 

So habe sich beispielsweise die Landnutzung 

durch Biogas deutlich vervielfältigt. 

Sein Biogasbetrieb mit Ackerbau und 

Schweinehaltung könne heute eine deutlich 

vielfältigere Fruchtfolge aufstellen 

und auch Wiesengras sinnvoll verwerten. 

Die Herausforderung sieht Pfänder bei den 

zunehmenden Anforderungen an Biogasanlagen, 

wie zum Beispiel Sanierungsarbeiten 

und Umwallungsauflagen. Gerade 

bei Anlagen mit begrenzten Restlaufzeiten 

sind zusätzliche Kosten nicht mehr zu 

amortisieren. Für die Zukunft müssen die 

Betriebe auf die Flexibilisierung und günstige 

Substrate, wie Gülle und Mist, setzen. 

Bezirkstagspräsident Armin Kroder bekannte 

sich in seinem Grußwort zur Energiewende. 

Der Ausstieg aus Kohle und Erdgas und 

die Ausrichtung auf Erneuerbare Energien 

stehen für ihn fest. Er forderte ein stärkeres 

Umdenken in der Gesellschaft. Jeder Verbraucher 

könne die eigene Energiebilanz 

und Einsparpotenzial überprüfen. 

Autorin 

Annette Schmid 

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Recht 


Umsatzsteuer aktuell im Biogasbereich 

Kostenlose Abgabe 

von Gärdünger birgt 

umsatzsteuerliche 

Probleme. 

In den Jahren 2017 und 2018 gab es eine Reihe von Gerichtsentscheidungen aus 

dem Bereich der Umsatzsteuer, die für Betreiber von Biogasanlagen interessant sind 

und nachfolgend näher beleuchtet werden. 

Von Annette Sieckmann 

AComeback der Gehaltslieferung 

Im weiten Feld der Umsatzsteuer hat 

die sogenannte „Gehaltslieferung“ (§ 3 

Abs. 5 UStG) lange ein Schattendasein 

geführt. Bei Recherchen datierte die aktuellste 

Entscheidung des Bundesfinanzhofes bisher 

aus 1990 im Bereich der Herstellung von Kartoffelschnaps. 

Nunmehr hat der Bundesfinanzhof mit Urteil 

vom 10.08.2017 (V R 3/16) die Tür weit aufgestoßen 

für eine Anwendung der Gehaltslieferung im Bereich 

des Betriebs von Biogasanlagen. 

1. Problemstellung 

Landwirte liefern Gülle und Frischsubstrat an Biogasanlagen, 

an denen sie häufig auch selbst beteiligt sind. 

Diese Lieferungen unterliegen unzweifelhaft der Umsatzsteuer, 

die der Landwirt an das Finanzamt abzuführen 

hat. Die Biogasanlage zahlt dem Landwirt für 

die Substratlieferungen ein Entgelt. Idealerweise ist im 

Liefervertrag festgehalten, dass die Biogasanlage die 

gesetzliche Umsatzsteuer auf das Entgelt zusätzlich an 

den Landwirt zu zahlen hat. 

Damit bleibt die Sache für beide Seiten wirtschaftlich 

neutral. Der Landwirt muss die Umsatzsteuer auf seine 

Lieferungen an das Finanzamt abführen, bekommt 

diese aber ja zusätzlich zum Entgelt von der Biogasanlage. 

Die Biogasanlage kann sich die mit dem Entgelt 

gezahlte Umsatzsteuer beim Finanzamt als Vorsteuer 

wiederholen. Voraussetzung ist regelmäßig eine ordnungsgemäße 

Rechnungsstellung durch den Landwirt 

beziehungsweise eine Gutschrift durch die Biogasanlage, 

die den Anforderungen des Umsatzsteuergesetzes 

entspricht. 

Weniger klar geregelt ist oft die Gärrestrücknahme. Entweder 

ist bereits in den Gesellschaftsverträgen enthalten, 

dass die Kommanditisten das Substrat liefern und 

Gärdünger zurückzunehmen haben, oder die entsprechende 

Verpflichtung ergibt sich aus gesonderten Substratlieferverträgen. 

Zahlt der Landwirt für die Gärdünger 

ein Entgelt an die Biogasanlage, stellt die Abgabe 

der Gärdünger eine umsatzsteuerpflichtige Lieferung 

der Biogasanlage an den Landwirt dar. Die Verträge sollten 

die Pflicht des Landwirtes zur zusätzlichen Zahlung 

der Umsatzsteuer an den Betreiber der Biogasanlage 

enthalten. Die Biogasanlage führt die Umsatzsteuer 

dann an das Finanzamt ab. 

In vielen Regionen haben die Gärdünger jedoch mittlerweile 

keinen echten wirtschaftlichen Wert mehr. Die 

Neuregelung der Düngeverordnung sieht eine deutliche 

Einschränkung der Ausbringung von Gärresten vor und 

bedingt damit erhöhte Lagerkapazitäten. Die Biogasanlagen 

sind daher regelmäßig froh, wenn sie die Gärdünger 

noch loswerden. Es kommt daher vermehrt dazu, 

dass die Gärreste kostenlos abgegeben werden. 

Die Finanzämter sind dazu übergegangen, in Betriebsprüfungen 

eine solche kostenlose Abgabe des Gärdün- 

92


Recht 

gers aufzugreifen. Gleiches gilt bei der Vereinbarung 

eines recht niedrigen Entgeltes 

für die Gärdünger. Das Finanzamt recherchiert 

angebliche Düngewerte der Gärdünger, 

die sich zwischen 2,00 Euro und 10,00 

Euro pro Tonne bewegen, und setzt diese 

als Wert der Lieferung an. Hintergrund ist § 

3 Absatz 1 b UStG, wonach eine unentgeltliche 

Zuwendung eines Gegenstandes einer 

Lieferung gegen Entgelt gleichgestellt wird. 

Bemessungsgrundlage ist hierbei gemäß § 

10 Absatz 4 Nr. 1 UStG der Einkaufspreis 

für den gelieferten Gegenstand, hier also 

des Gärdüngers. 

Die Biogasanlage hat dann auf diese Lieferungen 

Umsatzsteuer nachzuentrichten, 

obwohl sie tatsächlich ja kein Entgelt für 

die Gärdünger erhalten hat. Für mindestens 

vier Jahre zurück können sich da erhebliche 

Nachzahlungssummen ergeben. 

2. Lösung: 

Bei sauberer vertraglicher Gestaltung kann 

dieses Risiko in Zukunft vermieden werden. 

Wie der Bundesfinanzhof bestätigt hat, 

kann die Lieferung des Substrates unter 

Zurückbehaltung des Gärdüngers vereinbart 

werden. Unter dieser Voraussetzung 

besteht dann eine Gehaltslieferung, keine 

Hinlieferung des Substrates zzgl. Rücklieferung 

des Gärrestes. Die vertraglichen 

Lieferbeziehungen zwischen Landwirt und 

Biogasanlage sollten enthalten: 

ffEinigung, dass es sich um eine Gehaltslieferung 

im Sinne des Umsatzsteuergesetzes 

handelt; 

ffder Landwirt liefert nur die im Substrat 

enthaltenen Inhaltsstoffe, die sich bei 

der Fermentation zu Biogas verarbeiten 

lassen, und erhält dafür sein Entgelt; 

ffder Landwirt behält sich das Eigentum 

an der eigentlichen Biomassesubstanz 

vor. Diese ist als Gärrest (Gärdünger) 

kostenlos zurückzugeben. 

Es muss nicht genau der Gärrest zurückgegeben 

werden, der bei der Verarbeitung 

des vom Landwirt gelieferten Substrates 

entstanden ist. Das Gesetz lässt schon die 

Rückgabe gleichartiger Erzeugnisse und 

Restabfälle zu. Die zurückgegebene Menge 

des Gärdüngers sollte aber ungefähr dem 

entsprechen, was aufgrund der Substratlieferungen 

des Landwirtes anfällt. 

Unter den Voraussetzungen des § 24 UStG 

ist weiterhin die Durchschnittssatzbesteuerung 

möglich. Die Finanzverwaltung 

ist mittlerweile dazu übergegangen, die 

neue Rechtsprechung anzuwenden (OFD 

Frankfurt am Main vom 5. März 2018, OFD 

Karlsruhe vom 15. August 2018). 

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Recht 


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B 

Umsatzsteuer auf 

Wärmelieferungen 

Schon wegen des KWK-Bonus 

existieren unterschiedliche 

Modelle, die bei der Stromerzeugung 

durch Biogas erzeugte Abwärme 

sinnvoll zu nutzen. Nicht immer kann 

jedoch für die Wärme auch ein Entgelt 

verlangt werden. Dies ist regelmäßig ein 

Einfallstor für das Finanzamt, in Betriebsprüfungen 

utopische Werte als Bemessungsgrundlage 

für die Wärmelieferung 

und die darauf entfallende Umsatzsteuer 

anzusetzen. Die Gerichte wurden in der 

jüngsten Zeit mehrmals mit der Rechtmäßigkeit 

dieses Vorgehens befasst. Folgende 

Fälle können unterschieden werden: 

1. Wärmelieferungen an 

fremde Dritte: 

Wird die entstehende Wärme gegen Entgelt 

an Personen abgegeben, die weder 

Gesellschafter noch Mitarbeiter des Biogasbetreibers 

sind und auch sonst keine 

nahen Angehörigen des Betreibers, ist Bemessungsgrundlage 

für die Umsatzsteuer 

nach § 10 Absatz 1 des UStG das vereinbarte 

Entgelt. Versuche des Finanzamtes, 

bei niedrigen Entgelten die Bemessungsgrundlage 

anhand von Selbstkosten oder 

durchschnittlichen Fernwärmepreisen 

nach oben zu setzen, sollte eine deutliche 

Absage erteilt werden. Der Umsatzsteueranwendungserlass 

der Finanzverwaltung 

bestimmt hierzu unter Ziff. 10.1 Absatz 2: 

„Das Entgelt ist auch dann Bemessungsgrundlage, 

wenn es dem objektiven Wert 

der bewirkten Leistung nicht entspricht.“ 

2. Kostenlose Wärmeabgabe 

an Dritte 

Eine solche Gestaltung ist möglichst zu 

vermeiden. Folge ist, dass die Wärmeabgabe 

eine unentgeltliche Zuwendung ist, 

die nach § 3 Absatz 1b Nr. 3 UStG einer 

Lieferung gegen Entgelt gleichgestellt wird. 

Mangels Entgelt ist dann die Bemessungsgrundlage 

für die Umsatzsteuer nach § 

10 Absatz. 4 Nr. 1 UStG zu bestimmen: 

vorrangig Einkaufspreis, nachrangig die 

Selbstkosten. Der bestechenden Idee eines 

Biogasanlagenbetreibers, den KWK-Bonus 

als Entgelt eines Dritten im Sinne des § 10 

Absatz 1 S. 3 UStG für die Wärme anzusehen, 

hat der Bundesfinanzhof mit Urteil 

vom 31. Mai 2017 (XI R 2/14) eine Absage 

erteilt. 

Stattdessen sei zutreffende Bemessungsgrundlage 

nach § 10 Absatz 4 S. 1 UStG 

der übliche Einkaufspreis für Wärme vor Ort 

oder, mangels eines Einkaufspreises, die 

bei der Produktion der Wärme entstandenen 

Selbstkosten. Das Verfahren wurde vom 

Bundesfinanzhof an das Niedersächsische 

Finanzgericht zur weiteren Entscheidung 

zurückverwiesen (dortiges Aktenzeichen: 

11 K 195/17). Ein Termin zur mündlichen 

Verhandlung oder Entscheidung ist noch 

nicht anberaumt. Der Bundesfinanzhof 

hatte dem Finanzgericht mitgegeben, dass 

es die Bemessungsgrundlage für die unentgeltliche 

Wertabgabe der Wärme entsprechend 

den Grundsätzen der BFH-Urteile 

vom 12. Dezember 2012 (XI R 3/10) und 

vom 16. November 2016 (V R 1/15) zu ermitteln 

habe. 

Grundsätze aus dem Urteil vom 

12. Dezember 2012: 

ffEinkaufspreis ≠ durchschnittlicher 

Fernwärmepreis. 

ffDer Fernwärmepreis darf als Einkaufspreis 

nur dann angesetzt werden, wenn 

vor Ort ein Fernwärmenetz ist, das vom 

Verbraucher ebenso erreichbar und 

einsetzbar ist wie die selbsterzeugte 

Wärme. 

ffEinkaufspreis ≠ Kosten Wärmeproduktion 

durch Heizöl oder Gas. 

ffMangels Einkaufspreis sind Selbstkosten 

anzusetzen. 

Die Selbstkosten sind – vereinfacht gesagt – 

die Herstellungskosten, die die Biogasanlage 

bei der Erzeugung der Wärme hat. Da 

94


Recht 

ja mit diesen Kosten regelmäßig nicht nur 

die Wärme erzeugt wird, sondern auch der 

Strom, ist eine Aufteilung vorzunehmen. 

Diese erfolgt nach Auffassung der Finanzverwaltung 

im Verhältnis der erzeugten 

Mengen an elektrischer und thermischer 

Energie. So ergibt sich dann ein Selbstkostenpreis 

je Kilowattstunde selbst erzeugter 

Wärme, der dann auf die Kilowattstunden 

gelieferte Wärme hochzurechnen ist. 

Da der Bundesfinanzhof in seinem Urteil 

vom 31. Mai 2017 auch auf sein Urteil vom 

16. November 2016 verwiesen hat, könnte 

auch eine Aufteilung der Selbstkosten nach 

dem Verhältnis der Marktpreise von Strom 

und Wärme sachgerecht sein. Dies hatte 

der Bundesfinanzhof in dem Urteil vom 16. 

November 2016 – allerdings im Bereich 

der Vorsteueraufteilung – so vorgenommen. 

Die Aufteilung der Selbstkosten nach produzierter 

Kilowattstunde Wärme und Strom 

sei nicht sachgerecht, da Strom und Wärme 

nicht miteinander vergleichbar seien. 

Der Rat bei Abgabe an Dritte kann daher 

immer nur lauten, ein Entgelt zu vereinbaren, 

das auch gering sein kann. 

3. Kostenlose Abgabe an 

nahestehende Personen/ 

Gesellschafter/Mitarbeiter 

Das Finanzgericht Baden-Württemberg 

hat mit Urteil vom 9. Februar 2017 (1 K 

755/16) eindeutig entschieden, dass in 

solchen Fällen die Bemessungsgrundlage 

für die unentgeltliche Abgabe der Einkaufspreis 

sei und – mangels eines solchen – die 

Selbstkosten seien. Der Verkaufspreis, der 

mit einem daneben belieferten fremden 

Dritten vereinbart sei, sei nicht maßgeblich, 

weil der Verkaufspreis der Wärme eben 

nicht der Einkaufspreis im Sinne des § 10 

Absatz 4 UStG sei. 

4. Abgabe an nahestehende 

Personen/Gesellschafter/ 

Mitarbeiter zu einem niedrigen 

Entgelt 

Wenn die Biogasanlage Wärme sowohl an 

fremde Dritte als auch an ihr nahestehende 

Personen/Gesellschafter/Mitarbeiter zum 

gleichen Entgelt liefert, ist dieses Entgelt 

Bemessungsgrundlage für die Umsatzsteuer 

(Finanzgericht Niedersachsen, Urteil 

vom 12. Juli 2018, 11 K 276/17). Wichtig 

ist, dass die nahestehenden Personen tatsächlich 

das gleiche Entgelt für die Wärme 

zahlen wie die fremden Dritten, auch wenn 

dieses Entgelt niedriger ist, als das Finanzamt 

gerne hätte. 

Hintergrund ist, dass nach § 10 Absatz 

5 UStG zwar eine Mindestbemessungsgrundlage 

in Höhe des Einkaufspreises 

beziehungsweise der Selbstkosten gilt, 

wenn das vereinbarte Entgelt diese Mindestbemessungsgrundlage 

unterschreitet. 

Allerdings darf höchstens als Umsatz das 

marktübliche Entgelt angesetzt werden. 

Das Finanzgericht Niedersachsen sah diesen 

Nachweis des marktüblichen Entgeltes 

dadurch geführt, dass an fremde Dritte 

eben zum genau gleichen Preis die Wärme 

geliefert wurde. 

Fazit: Am günstigsten für den Betreiber 

der Biogasanlage ist es, wenn er die Wärme 

sowohl an fremde Dritte als auch an 

eigene Gesellschafter oder Mitarbeiter liefern 

kann. Dies ist dann auch zu Entgelten 

möglich, die die durchschnittlichen 

Fernwärmepreise in Deutschland oder die 

Selbstkosten bei der Herstellung der Wärme 

deutlich unterschreiten. Unter diesen 

Voraussetzungen kann Hinzuschätzungen 

des Finanzamtes erfolgreich entgegengetreten 

werden. Sofern die Wärme kostenlos 

abgegeben wird, bewegt sich der Betreiber 

auf dem unsicheren Feld der Selbstkosten 

als Bemessungsgrundlage für die 

Umsatzsteuer. Die zutreffende Ermittlung 

der Selbstkosten für Wärme ist noch nicht 

rechtssicher geklärt. 

Autorin 

Annette Sieckmann 

Rechtsanwältin 

Fachanwältin für Steuerrecht 

Kanzlei Ebert Rechtsanwaltsgesellschaft mbH 

Am Kiel-Kanal 2 · 24106 Kiel 

0431/530 52 330 

sieckmann@ebertrecht.de 

www.ebertrecht.de 

95

Recht 


Güllekleinanlagen – Neuregelungen 

ab Dezember 2019! 

Blickwinkel: Recht – Praxis – Politik 

Auf der Grundlage des am 21.12.2018 in Kraft getretenen Energiesammelgesetzes wurde der Tatbestand 

für Güllekleinanlagen des EEG 2017 weiterentwickelt. So hat der Gesetzgeber die Voraussetzung „maximale 

installierte Leistung am Standort der Biogaserzeugung“ von 75 Kilowatt (kW) auf 150 kW erhöht. Zudem 

wurde bestimmt, dass eine Vergütung bis zu einer Bemessungsleistung von 75 kW (max. Produktionsmenge 

657.000 kWh, in Schaltjahren höher) erfolgt. Wir stellen hier die neue Rechtslage dar und bewerten diese. 

Weiter wird skizziert, wie das Recht über die Güllekleinanlagen weiterentwickelt werden sollte. 

Von René Walter und Dr. Andrea Bauer 

1. Einführung und 

Übergangsregelungen 

Mit dem EEG 2012 wurde ein neuer Förderanspruch 

für Strom aus Kleinanlagen, die 

einen hohen Anteil von Gülle einsetzen, in 

das EEG aufgenommen (§ 27b EEG 2012). 

Im Kern setzt der in das EEG 2012 eingefügte 

Vergütungstatbestand für Strom aus 

Güllekleinanlagen eine maximal installierte 

Leistung von 75 kW am Standort der Biogaserzeugung 

und den Einsatz eines Gülleanteils 

an den Substraten von mindestens 

80 Masseprozent voraus. 

Dieser mit dem EEG 2012 eingeführte 

Kerntatbestand wurde auch in das EEG 

2014 und das EEG 2017 (vor der jüngsten 

Änderung) unverändert übernommen. Auf 

der Grundlage des Energiesammelgesetzes 

wurde die maximale installierte Leistung 

am Standort der Biogaserzeugung von 75 

kW auf 150 kW erhöht und die vergütbare 

Strommenge auf 75 kW Bemessungsleistung 

festgelegt. 

Abbildung 1: Vergütungsfähige Bemessungsleistung in Abhängigkeit 

der installierten Leistung 

Vergütungsfähige Bemessungsleistung 

Y-Achse 

150 kW 

100 kW 

75 kW 

50 kW 

Doppelte Überbauung ab 100 kW 

50 kW 

75 kW 

100 kW 

150 kW 

1. Grenze doppelte Überbauung 

2. Grenze Einspeisemanagement 

3. Grenze Verpflichtung Direktvermarktung 

Installierte Leistung 

X-Achse 

96


Aufgrund der Übergangssystematik 

des 

EEG 2012, des EEG 

Diese Neuregelung 

2014 und des EEG 

gilt für alle nach dem 

2017 ergeben sich 

die Voraussetzungen 

der Vergütung genommenen Anlagen. 

31.12.2016 in Betrieb 

einer Güllekleinanlage Bei diesen Anlagen ist 

grundsätzlich in die Regelung für nach 

Abhängigkeit vom Inbetriebnahmejahr 

und der 

dem 20.12.2018 aufgetretene 

Sachverhalte an- 

in diesem Inbetriebnahmejahr 

geltenden zuwenden. Rechtlich gut 

EEG-Fassung. 

begründbar ist, dass sich 

die Neuregelung damit 

auf das komplette Abrechnungsjahr 

2018 bezieht, da dieses nach 

dem 20.12.2018 seinen Abschluss findet. 

Für vor dem 01.01.2017 in Betrieb genommene 

Anlagen ist die Neuregelung 

leider nicht anzuwenden. Die Überschreitung 

der installierten Leistung von 75 kW 

führt daher bei diesen Anlagen weiterhin 

zum Verlust der Vergütung für Güllekleinanlagen. 

Der Grund liegt darin, dass der 

Gesetzgeber für das EEG 2012, das EEG 

2014 und in den Übergangsregelungen 

des EEG 2017 angeordnet hat, dass für 

die jeweilige Güllekleinanlage jeweils die 

EEG-Fassung weiter gilt, im Rahmen derer 

sie in Betrieb genommen worden ist. 

Daraus könnte man auf den ersten Blick 

schließen, dass sich der Vergütungstatbestand 

über die verschiedenen EEG- 

Fassungen nicht verändert hat. Dem ist 

aber nicht so. Es ergeben sich erhebliche 

Unterschiede, weil die sonstigen Regelungen, 

auf denen der Fördertatbestand 

aufbaut, durchaus geändert worden sind. 

So unterscheidet sich beispielsweise der 

Güllebegriff des EEG 2012 für Güllekleinanlagen 

von dem des EEG 2014 und des 

EEG 2017. 

Gülle im Sinne des EEG 2012 in Bezug 

auf Güllekleinanlagen umfasst Pferdemist, 

Rinderfestmist, Rindergülle, Schafmist, 

Ziegenmist, Schweinefestmist und 

Schweinegülle. Dagegen leitet sich der 

Güllebegriff für Güllekleinanlagen im Sinne 

des EEG 2014 und des EEG 2017 von 

der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 des 

Europäischen Parlaments und des Rates 

vom 21.10.2009 ab. Der Güllebegriff dieser 

Definition ist erheblich weiter, da er jegliche 

Gülle von Nutztieren umfasst. 

Weitere wichtige Unterschiede ergeben 

sich zwischen den unterschiedlichen EEG- 

Fassungen im Hinblick auf die technischen 

Voraussetzungen (Abdeckung, Verweilzeit) 

sowie in Bezug auf die Seuchenregelungen. 

Im Übrigen sei angemerkt, dass deshalb 

auch nach der Änderung durch das 

Energiesammelgesetz die Regelungen 

über die Höchstbemessungsleistung auf 

Anlagen, die vor dem 01.08.2014 in Betrieb 

genommen worden sind, weiter anzuwenden 

sind. 

2. Allgemeine Bewertung 

der Neuregelung 

Auf der Grundlage des Energiesammelgesetzes 

wurden in den Fördertatbestand 

für Güllekleinanlagen des EEG 2017 (§ 

44 EEG 2017) die vorgenannten beiden 

Änderungen eingefügt (Erhöhung der installierten 

Leistung auf 150 kW, wobei 

die vergütungsfähige Strommenge nur bis 

einschließlich 75 kW Bemessungsleistung 

besteht). 

Zur Begründung der Änderung wird in den 

Gesetzgebungsmaterialien des Bundestages 

nichts ausgeführt. Allerdings geht 

die Änderung wohl auf die Stellungnahme 

des Bundesrates zum Energiesammelgesetz 

vom 23.11.2018 zurück. Dort 

wird zum entsprechenden Vorschlag des 

Bundesrates ausgeführt, dass die Erhöhung 

der installierten Leistung auf eine 

Anlagengröße bis 150 kW bei gleichzeitig 

bestehend bleibender Vorgabe von 75 

kW Bemessungsleistung die Ziele des 

Klimaschutzfahrplans 2050 zum Ausbau 

der Güllevergärung umsetzen soll. Zudem 

solle eine flexiblere, saisonale und damit 

systemdienlichere sowie wirtschaftliche 

Fahrweise ermöglicht werden. Auch wären 

die gezieltere Nutzung von Wärme sowie 

die gezieltere Anreizung von Systemdienstleistungen 

beabsichtigt. 

Auch wenn festzustellen ist, dass die Neuregelung 

viele der Änderungswünsche der 

Branche nicht umsetzt und kaum eines der 

Ziele der Begründung erreicht wird, ist die 

Änderung als solche von der Branche zu 

begrüßen. Da der Fördertatbestand nicht 

mehr davon abhängt, dass die installierte 

Leistung maximal 75 kW beträgt, sondern 

dieser Grenzwert auf 150 kW erhöht wurde, 

kann die maximal vergütungsfähige Strommenge, 

die einer Bemessungsleistung von 

75 kW entspricht [657.000 Kilowattstunden 

(kWh), in Schaltjahren 658.800 kWh] 

viel einfacher erreicht werden. Ein weiterer 

Vorteil ist, dass größere Blockheizkraftwerke 

(BHKW) eingesetzt werden können, womit 

sich die Palette einsetzbarer BHKW vergrößert 

und unter Umständen auch Effizienzpotenziale 

erschlossen werden können. 

97 

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Für den schnellen Leser 

Übergangsbestimmungen: 

1. Anwendungsbereich: Die neuen Regelungen 

gelten für Strom aus Anlagen, die nach dem 

31.12.2016 in Betrieb genommen worden 

sind. 

2. Auf Anlagen, die nach dem 31.12.2016 

in Betrieb genommen worden sind, sind 

die Regelungen auf Sachverhalte ab dem 

21.12.2018 anzuwenden. Unter Zugrundelegung 

der Rechtsprechung zur unterjährigen 

Änderung der Voraussetzungen des Landschaftspflegebonus 

lässt sich schließen, 

dass die Änderungen zumindest teilweise 

Wirkung für das gesamte Abrechnungsjahr 

2018 entfalten. 

3. Aufgrund der Übergangssystematik des 

EEG 2012, des EEG 2014 und des EEG 2017 

ergeben sich die Voraussetzungen der Vergütung 

einer Güllekleinanlage grundsätzlich 

in Abhängigkeit vom Inbetriebnahmejahr 

und der in diesem Inbetriebnahmejahr 

geltenden EEG-Fassung. In Abhängigkeit von 

der EEG-Fassung sind die Voraussetzungen 

der Vergütung, die besonderen technischen 

Voraussetzungen und der maßgebliche Güllebegriff, 

der im Hinblick auf den Mindestgülleanteil 

Bedeutung entfaltet, herauszuarbeiten. 

Im Einzelfall kann die einschlägige 

EEG-Fassung durch eine Folgefassung 

überlagert sein. 

4. Für Strom aus vor dem 01.08.2014 in Betrieb 

genommene Anlagen sind weiterhin die 

Regeln über die Höchstbemessungsleistung 

anzuwenden. 

5. Bestandsanlagen mit einem vor dem 

01.01.2012 liegenden Inbetriebnahmedatum 

können nicht in diese Vergütung für Güllekleinanlagen 

wechseln. 

Die Neuregelung: 

1. Die maximale installierte Leistung am 

Standort der Biogaserzeugungsanlage wurde 

von 75 kW auf 150 kW erhöht. 

2. Es wird eine Strommenge in Höhe einer 

Bemessungsleistung von 75 kW vergütet. 

Dies entspricht einer Produktionsmenge von 

657.000 kWh (in Schaltjahren: 658.800 kWh). 

Soweit diese Strommenge überschritten 

wird, besteht die Gefahr, dass die Menge des 

vergüteten Stroms gekürzt wird. Letzteres 

ist zwar kaum nachvollziehbar, denn wer 

dem Direktvermarkter eine über die Menge 

von 657.000 kWh hinausgehende Menge zur 

Verfügung stellt oder die Übermenge selbst 

nutzt, bekommt weniger Vergütung, als wenn 

er genau die Menge von 657.000 kWh erzeugt 

hätte. Allerdings lässt sich eine Kürzung 

durchaus auf Rechtsprechung stützen. 

Wichtige vergütungstechnische 

und technische Rahmenbedingungen: 

1. Der Vergütungssatz beträgt im Jahr 2017 

23,14 Cent/kWh. Der Vergütungssatz unterliegt 

der Degression. Diese beträgt pro Jahr 

insgesamt 1 Prozent, wobei die Vergütungssätze 

zweimal pro Jahr um 0,5 Prozent (1.4. 

und 1.10.) um 0,5 Prozent sinken (§ 44a). 

Soweit der Strom der Anlage nicht direkt vermarktet 

wird, ist ein Abschlag von 0,2 Cent/ 

kWh vorzunehmen (§ 53 Satz 1 EEG 2017). 

2. Der Flexibilitätszuschlag in Höhe von 40 

Euro pro installiertem kW und Jahr wird nicht 

gewährt. 

3. Ab einer installierten Leistung, die 100 kW 

übersteigt, besteht die Regel, dass nur 

eine Strommenge vergütet wird, die einer 

Bemessungsleistung in Höhe der Hälfte der 

installierten Leistung entspricht (doppelte 

Überbauung). 

4. Ab einer installierten Leistung, die 100 

kW übersteigt, muss die Anlage mit einer 

technischen Einrichtung für das Einspeisemanagement 

ausgerüstet werden. 

5. Zudem muss der Strom direkt vermarktet 

werden, wenn die installierte Leistung 100 

kW überschreitet. 

6. Aufgrund der drei vorstehenden Punkte 

wird es in der Regel wirtschaftlicher sein, 

wenn die installierte Leistung nicht 100 kW 

übersteigt. 

7. Die Vorschrift hebt nicht auf die eingespeiste 

Strommenge, sondern auf die produzierte 

Strommenge ab. 

8. Bestandsanlagen mit einem vor dem 

01.01.2012 liegenden Inbetriebnahmedatum 

können nicht in diese Vergütung für Güllekleinanlagen 

wechseln. 

3. Welche BHKW-Größe die Neuregelung 

begünstigt – sowie Doppelüberbauung, 

Flexibilitätszuschlag, Direktvermarktung 

und das Einspeisemanagement 

Wie Abbildung 1 verdeutlicht, wird es aber in den 

meisten Fällen nicht wirtschaftlich sein, BHKW einzusetzen, 

die über eine installierte Leistung von 100 

kW hinausgehen. Damit wird das Ziel des Bundesrates 

nach einer Flexibilisierung der Güllekleinanlagen kaum 

erreicht. Dies schon deshalb, weil das in § 44b Absatz 

1 EEG 2017 geregelte Doppelüberbauungsgebot auch 

für Güllekleinanlagen gilt. In der Norm ist sinngemäß 

bestimmt, dass ab einer installierten Leistung von 100 

kW die Bemessungsleistung, also die vergütungsfähige 

Strommenge, auf 50 Prozent der installierten Leistung 

abfällt. 

Juristisch ist dies so geregelt worden, dass für Strom, 

der in Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr 

als 100 kW erzeugt wird, nur für den Anteil der in einem 

Kalenderjahr erzeugten Strommenge, die einer 

Bemessungsleistung der Anlage von 50 Prozent des 

Wertes der installierten Leistung entspricht, ein Vergü- 

98


Recht 

Abbildung 2: Vergütungsfähige Strommengen 

Y-Achse 

Bemessungsleistung 

150 kW 

100 kW 

75 kW 

X-Achse 

Dez. 

8.760 Stunden 

Berechnung 1: 

Berechnung 2: 

8.760 Stunden * 75 kW = 657.000 kWh = Bemessungsleistung von 75 kW 

8.760 Stunden * 150 kW = 1.314.000 kWh = maximal möglich Leistung 

aufgrund der höheren Stundenzahl von Schaltjahren sind die Leistungen in Schaltjahren höher. 

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tungsanspruch in voller Höhe besteht. Für 

den darüber hinausgehenden Anteil der 

Strommenge verringert sich der Anspruch 

in der Veräußerungsform der Marktprämie 

auf null und in den Veräußerungsformen 

einer Einspeisevergütung auf den Monatsmarktwert. 

Was dies praktisch bedeutet, verdeutlicht 

ebenfalls Abbildung 1. Bis zu einer installierten 

Leistung von 75 kW wird auch 

eine mit der installierten Leistung einhergehende 

Bemessungsleistung, die die 

vergütungsfähige Strommenge bestimmt, 

vergütet. Ab einer installierten Leistung 

von 75 kW stagniert die vergütungsfähige 

Strommenge bis 100 kW bei einer Bemessungsleistung 

von 75 kW. Ab einer installierten 

Leistung von mehr als 100 kW fällt 

die Bemessungsleistung auf 50 Prozent 

der installierten Leistung ab. Dies hat beispielsweise 

zur Konsequenz, dass die vergütungsfähige 

Strommenge in 2019 bei 

einem BHKW mit 100 kW 657.000 kWh 

beträgt. Bei einem BHKW mit 101 kW installierter 

Leistung würde dies jedoch nur 

442.380 kWh betragen. 

Die Problematik der Absenkung der vergütungsfähigen 

Strommenge ab einer über 

100 kW hinausgehenden installierten 

Leistung wäre nicht so groß, wenn ab einer 

solchen Leistung der Flexibilitätszuschlag 

in Höhe von 40 Euro pro kW und Kalenderjahr 

gewährt werden würde. Dann wäre es 

oft sinnvoll, Aggregate mit einer Leistung 

von 150 kW einzusetzen. Dieser Zuschlag 

wird aber leider nicht gewährt. 

Ferner verdeutlich Abbildung 1 auch, dass 

ab einer installierten Leistung von mehr als 

100 kW der Strom direkt vermarktet werden 

muss. Bei einer Direktvermarktung besteht 

zwar grundsätzlich die Möglichkeit, 

über den anzulegenden Wert hinaus Erlöse 

zu erzielen. Diese Möglichkeit ist bei 

Güllekleinanlagen aber schon aufgrund 

der Anlagengröße wohl rein theoretischer 

Natur. Daher besteht für Anlagenbetreiber 

in der Direktvermarktung nur der Vorteil, 

dass der anzulegende Wert nicht um 0,2 

Cent pro kWh gekürzt wird. Es erscheint 

fraglich, ob dieser Vorteil in jedem Fall die 

Direktvermarktungskosten decken kann. 

Zudem besteht ab einer installierten Leistung 

von mehr als 100 kW die Pflicht, 

eine Einrichtung für das Einspeisemanagement 

vorzuhalten. Dies ist aus drei 

Gründen nachteilig: Erstens sind mit einer 

solchen Einrichtung Kosten verbunden. 

Zweitens verliert der Betreiber seine Vergütung, 

solange er die Verpflichtung missachtet. 

Drittens kann der Netzbetreiber 

die Anlage viel einfacher herunterregeln, 

wenn diese dem Einspeisemanagement 

unterworfen ist. 

Konsequenz: Es wird regelmäßig nicht 

tragfähig sein, BHKW mit einer über 100 

kW hinausgehenden installierten Leistung 

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Recht 


Ab einer installierten Leistung, die 

100 kW übersteigt, besteht die Regel, 

dass nur eine Strommenge vergütet 

wird, die einer Bemessungsleistung 

in Höhe der Hälfte der installierten 

Leistung entspricht (doppelte 

Überbauung). 

Fotos: Martin Bensmann 

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einzusetzen. Damit gehen Potenziale für eine nachfrageorientierte 

und nachhaltige Strom- und Wärmebereitstellung 

aus Güllekleinanlagen verloren. 

4. Überschreitung der Bemessungsleistung 

von 75 kW und Stromeigennutzung 

Da nunmehr BHKW eingesetzt werden dürfen, deren 

installierte Leistung über die Bemessungsleistung hinausgeht, 

stellt sich die Frage, wie es sich vergütungstechnisch 

auswirkt, wenn der Anlagenbetreiber mehr 

als die vergütungsfähige 

Strommenge produziert und 

diesen Strom beispielsweise 

selber nutzt. In der Abbildung 

2 stellt der blaue Bereich 

die vergütungsfähige 

Bemessungsleistung dar. 

Diese Bemessungsleistung 

repräsentiert die Strommenge, 

die der Betreiber produzieren 

würde, wenn er über 

das gesamte Jahr 75 kW produziert. 

Allerdings steht es 

dem Betreiber frei, wann er 

die Strommenge erzeugt. Er 

kann den Leistungsbereich 

seiner Anlage an manchen 

Stunden voll ausnutzen und 

zu anderen Stunden unterschreiten. 

Diese Menge wird 

in der Abbildung 2 durch die Kurve und den Bereich 

unter der Kurve verdeutlicht. 

Problematisch ist, wenn der Betreiber eine höhere 

Bemessungsleistung als 75 kW erreicht. Theoretisch 

und praktisch könnte der Betreiber sogar eine Bemessungsleistung 

von 150 kW erreichen. Diese höhere 

Leistung wird durch den roten Bereich in Abbildung 2 

dargestellt. Ein Geschäftsmodell könnte so strukturiert 

werden, dass der über die Bemessungsleistung hinausgehende 

Strom selbst genutzt wird. 

Nach der Rechtsauslegung der Autoren sinkt die vergütungsfähige 

Strommenge nicht, wenn der Betreiber 

die über eine Bemessungsleistung von 75 kW hinausgehende 

Strommenge selbst nutzt. Aufgrund der 

Rechtsprechung zum KWK-Bonus steht jedoch zu befürchten, 

dass die vergütungsfähige Strommenge im 

Verhältnis zur Überschreitung gekürzt wird. 

Was dies praktisch bedeutet, verdeutlicht das folgende 

Beispiel: Im Jahr 2019 produziert der Betreiber 

900.000 kWh. Damit überschreitet er die Bemessungsleistung 

von 75 kW um 243.000 kWh. Nach der 

Auffassung der Autoren hat dies zur Folge, dass der 

Betreiber 657.000 kWh voll vergütet bekommt und 

den Rest ohne Nachteile selbst nutzen kann. Es steht 

jedoch zu befürchten, dass zumindest einzelne Netzbetreiber 

den Anteil der Überschreitung berechnen 

und um diesen Anteil die zu vergütende Strommenge 

kürzen. In dem vorliegenden Fall würde dies bedeuten, 

dass die zulässige Strommenge um 36,98 Prozent 

überschritten wurde. Daraus könnte folgen, dass die 

100


Recht 

zu vergütende Strommenge um 332.820 kWh zu kürzen 

ist. Rein fachlich ist dies kaum nachvollziehbar, 

allerdings kann diese Rechtsauffassung auf Rechtsprechung 

gestützt werden. 

Im Ergebnis muss daher geraten werden, dass die produzierte 

Menge eine Bemessungsleistung von 75 kW 

nicht überschreitet. 

5. Fazit 

Die jüngste Novelle ist zu begrüßen. Sie bringt für Betreiber 

von Güllekleinanlagen, deren Anlagen nach dem 

31.12.2016 in Betrieb genommen worden sind und 

noch in Betrieb genommen werden, Erleichterungen. 

So können etwas größere BHKW eingesetzt werden, die 

Flexibilität steigt in engen Grenzen und die Gefahr des 

Vergütungsverlustes wegen einer Überschreitung der 

installierten Leistung sinkt. Hierfür ist den Bundesländern, 

die dies durchgesetzt haben, zu danken. 

Bewertet man die Novelle vor dem Hintergrund der 

vom Bundesrat genannten Ziele, so zeigt sich, dass 

noch weit größere Potenziale hätten gehoben werden 

können. So wäre es möglich gewesen, weit größere 

Flexibilisierungsgewinne anzustoßen. Dazu hätte allein 

der Flexibilitätszuschlag auch auf diese Anlagenklasse 

erweitert werden müssen. Denn dann hätten 

sich viele der zukünftigen Betreiber dafür entschieden, 

Anlagen mit einer installierten Leistung von 150 

kW zu errichten. Damit hätten auch diese Anlagen für 

eine flexible Strom- und Wärmebereitstellung genutzt 

werden können. Zumindest aber wäre es geboten gewesen, 

von der Doppelüberbauungsregel über 100 kW 

abzusehen, wenn schon der Flexibilitätszuschlag nicht 

gewährt wird. 

Sachlich kaum nachvollziehbar ist zudem, warum der 

Anlagenbetreiber die über die Bemessungsleistung hinausgehende 

Strommenge nicht ohne Vergütungsverluste 

für die Eigenversorgung nutzen können soll. Hier 

erscheint eine Änderung angezeigt. 

Das Recht über die Güllekleinanlagen kann für alle jetzigen 

und zukünftigen Anlagen transparent, chancengleich 

und vor allem einheitlich ausgestaltet werden. 

Stattdessen ist aber festzustellen, dass in Abhängigkeit 

von der EEG-Fassung, die bei der Inbetriebnahme galt, 

unterschiedliche Regelungen anzuwenden sind. Dies 

ist umso weniger verständlich, als der Gesetzgeber die 

Güllekleinanlagenregelung vorbehaltlich der Vergütung 

immer besser ausgestaltet hat. So wurde der Güllebegriff 

weiter und die technischen Vorgaben leichter. Daher 

wird dafür plädiert, ein einheitliches Recht für alle 

zu schaffen. 

Zu guter Letzt ist festzustellen, dass die Vergütungsregelung 

für Güllekleinanlagen in einigen Fällen eine 

wirtschaftliche Option für Bestandsanlagenbetreiber 

nach dem Ende der ersten Vergütungsperiode sein 

könnte. Daher sollten Regeln geschaffen werden, damit 

diese Anlagen durch eine Wechselmöglichkeit in 

die Güllekleinanlagenklasse einen hohen Beitrag zum 

Klimaschutz auf der Grundlage dieser Förderung erbringen 

können. 

Autor 

René Walter 

Leiter des Referats Energierecht und -handel 

Dr. Andrea Bauer 

Fachreferentin im Referat Energierecht und -handel 



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Fachverband Biogas e. V. 

Dr. Claudius da Costa Gomez (V.i.S.d.P.) 

Andrea Horbelt (redaktionelle Mitarbeit) 

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E-Mail: info@biogas.org 

Internet: www.biogas.org 

ISSN 1619-8913 

Redaktion: 


Fachverband Biogas e. V. 

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schriftlicher Zustimmung. Bei Einsendungen an die Redaktion 

wird das Einverständnis zur vollen oder auszugsweisen Veröffentlichung 

vorausgesetzt. Für unverlangt eingehende Einsendungen 

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