1_2019 Leseprobe

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

1_2019 

BI 

GAS Journal 

Das Fachmagazin der Biogas-Branche 

RED II – aktueller Stand 

S. 36 

Aktivkohle: Hersteller und 

Verfahren S. 62 

Abfallvergärung 

CO 2 

-Filter aus 

Gärresten S. 80 

MILCH 

FOLL- 

MILCH 

Produktionsreste und Fehlchargen 

S U PER SHO P 

MILCH 

MHD 

01/01/19 

MILCH 

% 

Abgelaufene Haltbarkeit 

MILCH 

Lebensmittelreste 

Biogasanlagen schließen den Kreislauf

INHALT 

BIOGAS JOURNAL | 1_2019 

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EDITORIAL 

Halb leer oder halb voll 

Liebe Leserinnen und Leser, 

wieder ist ein Jahr zu Ende gegangen, in 

dem der Biogasbranche fortlaufend Knüppel 

zwischen die Beine geworfen wurden. 

Die Diskussion zur Technischen Regel Anlagensicherheit 

(TRAS) 120 wurde zu Ende 

verhandelt und wird nun im Jahr 2019 von 

den Behörden umgesetzt. Wieder wird es 

zusätzliche Auflagen geben, die nur Geld 

kosten und der behördlichen Willkür Tür 

und Tor öffnen. Auch die EU hat sich wieder 

neue Vorschriften ausgedacht und zum 

Beispiel in der Renewable Energy Directive 

(RED) II Vorschriften erlassen, mit denen 

wir spätestens ab 2021 nachweisen müssen, 

wie viel Treibhausgase wir einsparen. 

Die 44. Bundes-Immissionsschutzverordnung 

(BImSchV) wurde kurz vor Weihnachten 

verabschiedet und zwingt Betreiber, 

die Stickoxid Emissionen neuer Blockheizkraftwerke 

(BHKW) zu reduzieren. Auch im 

Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ist die 

Liste der Dinge, die für die Biogasbranche 

dringend behoben werden müssen, nach 

wie vor lang. 

Das Jahr 2019 bietet uns viele Chancen. 

Wir haben in 2018 gesehen, dass wir die 

Rahmenbedingungen für die Biogasbranche 

positiv verändern können. Im Energiesammelgesetz, 

das eigentlich nur für Windenergie 

und Sonnenkraft kreiert wurde, 

fanden nun auch für Biogasanlagen gleich 

mehrere positive Regelungen Eingang, die 

zum Beispiel Betreibern von Bestandsanlagen 

den Luftreinhaltebonus sichern oder 

aber auch mehr neue Gülleanlagen ermöglichen. 

Die Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED) 

II der EU bringt der Branche neue Chancen 

im Bereich der Nutzung von Biomethan als 

Kraftstoff, aber auch perspektivisch für die 

Nutzung von alternativen Energiepflanzen. 

Auf nationaler Ebene konnten einige 

sehr problematische Regelungen, die in 

der Technischen Regel Anlagensicherheit 

(TRAS) 120 diskutiert wurden, abgewendet 

werden. Somit besteht bei der Umsetzung 

durch die Vollzugsbehörden nun die Chance, 

sachgerechte Lösungen zu finden. 

Liebe Leserinnen und Leser, oft diskutieren 

wir in der Geschäftsstelle, wie wir die 

neuesten Entwicklungen in der Rahmensetzung 

für die Biogasbranche darstellen. 

Regelmäßig bekommen wir auch Rückmeldungen, 

dass manche Meldungen zu positiv 

sind und die Situation draußen doch 

ganz schlimm ist oder dass wir die Dinge zu 

negativ darstellen und wir die Branche damit 

selber kaputt reden. Die beiden oberen 

Absätze zeigen, wie man ein und denselben 

Sachverhalt negativ oder aber auch positiv 

darstellen kann. 

Täglich arbeiten wir im Fachverband Biogas 

mit tatkräftiger Unterstützung vieler 

ehrenamtlich engagierter Mitglieder daran, 

die Rahmenbedingungen für unsere vielseitige 

und faszinierende Technologie zu 

verbessern. Ziel ist es, immer einen langfristig 

wirtschaftlich als auch ökologisch 

nachhaltigen Betrieb von Biogasanlagen zu 

ermöglichen. Dabei ist uns in den vergangenen 

25 Jahren vieles, wenn auch nicht 

alles gelungen. Unsere Branche hat erheblichen 

Fortschritt in die landwirtschaftlichen 

Produktionssysteme gebracht und 

sichert vielen Anlagenbetreibern ein gutes 

Einkommen. Sicher, die sehr guten Jahre 

von 2004 bis 2014 sind vorbei. Firmen, 

Betreiber und auch der Verband müssen 

sich heute sehr anstrengen, damit unser 

Anlagenpark weiter betrieben werden kann 

und es idealerweise auch noch einen Zubau 

geben wird. 

Heute erscheint das aber aufgrund einer 

differenzierteren öffentlichen Diskussion 

und besseren Stimmung zu Biogas wieder 

möglich. Dazu müssen neue Einkommensquellen 

geschaffen und innovative 

Konzepte entwickelt werden. Das wird 

nicht überall funktionieren, aber sicher an 

vielen Standorten. Daher sehe ich eine positive 

Entwicklung unserer Branche in den 

nächsten Jahren und arbeite auch im Jahr 

2019 gemeinsam mit den Kolleginnen und 

Kollegen des Fachverbandes Biogas daran, 

dass das Glas immer halb voll, das Gärproduktlager 

immer halb leer und die Stimmung 

gut ist. 

In diesem Sinne wünsche ich Ihnen, Ihrem 

Betrieb und Ihrer Familie ein gutes, gesundes 

und glückliches Jahr 2019. 

Herzlichst Ihr 

Dr. Claudius da Costa Gomez, 

Hauptgeschäftsführer des Fachverbandes 

Biogas e.V. 

3

INHALT 


14 42 

TITELGRAFIK: BIGBENREKLAMEBUREAU I FOTOS: FACHVERBAND BIOGAS, MARTINA BRÄSEL 

EDITORIAL 

3 Halb leer oder halb voll 

Von Dr. Claudius da Costa Gomez, 

Hauptgeschäftsführer des 

Fachverbandes Biogas e.V. 

AKTUELLES 

6 Meldungen 

8 Bücher 

10 Termine 

12 Biogas-Kids 

14 Biogas Convention 

Aktuelle rechtliche Rahmenbedingungen 

alles andere als rosig 

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

20 Gärdünger fördert Regenwurmpopulation 

Von Christian Dany 

24 Wirtschaftsdünger-Methan könnte für 

Mobilität noch interessant werden 

Von Dipl.-Ing. agr. Andrea Horbelt 

28 Repowering und Flexibilisierung sind 

entscheidende Weichenstellungen 


34 Abfallvergärungstagung in Dresden 

POLITIK 

36 Europa: Neufassung der Erneuerbare- 

Energien-Richtlinie (RED II) steht 

Von Julia Münch 

41 Energiesammelgesetz 

Verbesserungen für Biogas nach 

zehn Monaten politischem Eiertanz 

Von Sandra Rostek 

und Dr. Guido Ehrhardt 

TITELTHEMA 

42 Gelebte Kreislaufwirtschaft 

Vergärung von biologisch 

abbaubaren Abfällen 

Von Dipl.-Ing. David Wilken 

46 Gärprodukte: Fremdstoffgehalte 

auf sehr niedrigem Niveau 

Von Karin Luyten-Naujoks 

48 Kein Plastik aufs Feld 

Von Dipl.-Ing. · Dipl.-Journ. 

Martina Bräsel 

53 Entsorgung mit Zertifikat 

Von Dipl.-Ing. · Dipl.-Journ. 

Martina Bräsel 

Beilagenhinweis: 

Das Biogas Journal enthält Beilagen der Firmen 

greentec, renergie Allgäu, UNION Instruments, 

Orts GmbH Maschinenfabrik und der 

FEE Fördergesellschaft Erneuerbare Energien. 

4


INHALT 

80 

PRAXIS 

58 Interview 

Ohne SCR-System wird es nicht mehr 

möglich sein, den neuen Grenzwert für 

Stickoxide von 0,1 g/m³ einzuhalten 

Interviewer: Dipl.-Ing. agr. (FH) 

Martin Bensmann 

62 Entschwefelung funktioniert – 

Kreislauf noch nicht 

Von Dierk Jensen 

68 Kleine Ursache – große Wirkung 

Von Thomas Gaul 

72 Materialien für Ihre Öffentlichkeitsarbeit 

74 Grüne Wärme für das Alter 

Von Dipl.-Ing. · Dipl. Journ. Martina Bräsel 

77 Gut gerührt ist halb vergoren 


WISSENSCHAFT 

80 Hochwertiges Biogas mit Filter aus 

Gärrückstand 


84 Am Stromnetz orientiert flexibilisieren 


INTERNATIONAL 

Myanmar und Philippinen 

88 Kurz-Reiseberichte AHK-Geschäftsreisen 

Von Markus Fürst 

VERBAND 

Aus der Geschäftsstelle 

92 Zukunft im Fokus 

Von Dr. Stefan Rauh und 

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

95 Aus den Regionalgruppen 

97 Aus den Regionalbüros 

100 Kattowitz-Regelbuch wird 

Paris nicht umsetzen 

Von Dr. Simone Peter, BEE 

101 Qualifizierung für zur Prüfung 

befähigte Personen 

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

Marion Wiesheu 

RECHT 

102 Formaldehydbonus – quo vadis? 

Von Dr. Helmut Loibl 

PRODUKTNEWS 

104 Produktnews 

106 Impressum 

5

AKTUELLES 


Neue Studie: 100 % Erneuerbare Energie 

in ganz Europa ist kostengünstiger als das 

derzeitige Energiesystem 

Katowice, Polen – Im Rahmen der Klimadiskussionen 

der COP24, der jährlichen Konferenz 

der UN-Klimarahmenkonvention (UNFCCC), 

wurde am Dienstag ein neuer Bericht veröffentlicht, 

der die Machbarkeit einer europäischen 

Energiewende basierend auf 100 

Prozent Erneuerbaren Quellen aufzeigt. 

Solar- und Windenergie sollen Europa ab 2050 im Wesentlichen 

elektrifizieren. 

Die neue wissenschaftliche Studie zeigt, 

dass die Wende hin zu 100 Prozent Erneuerbaren 

Energien mit dem heutigen, 

konventionellen fossil-nuklearen System 

wirtschaftlich konkurrenzfähig wäre und 

die Treibhausgasemissionen noch vor 2050 

auf null reduzieren würde. Noch deutlicher 

wird der finanzielle Vorteil einer Energiewende 

unter Berücksichtigung des prognostizierten 

Beschäftigungswachstums sowie 

indirekter wirtschaftlicher Vorteile, die 

beispielsweise für Gesundheit, Sicherheit 

und die Umwelt geschaffen werden, jedoch 

in der Studie nicht einbezogen wurden. 

Die von der LUT University und der Energy 

Watch Group durchgeführte wissenschaftliche 

Modellierungsstudie ist die erste 

ihrer Art, die eine vollständige Energiewende 

in Europa in den Bereichen Strom, 

Wärme, Verkehr und Entsalzung bis 2050 

simuliert. Die Veröffentlichung der Studie 

erfolgte nach etwa viereinhalb Jahren Forschung 

und Analyse von Datenerfassungen 

und technischen und finanziellen Modellierungen 

durch 14 Wissenschaftler. „Der 

Bericht bestätigt, dass eine Wende hin 

zu 100 Prozent Erneuerbaren Energien in 

allen Sektoren möglich und nicht teurer 

ist als das heutige Energiesystem”, sagte 

Hans-Josef Fell, ehemaliger Abgeordneter 

des Deutschen Bundestages 

und Präsident der 

Energy Watch Group, 

während der COP24- 

Pressekonferenz. „Es 

wird gezeigt, dass Europa 

auf ein emissionsfreies 

Energiesystem umstellen 

kann. Deshalb können 

und sollten die europäischen 

Politiker viel mehr 

für den Klimaschutz tun 

als derzeit anvisiert.“ 

FOTO: ADOBE STOCK_ROMOLO TAVANI 

Einige Schlüsselerkenntnisse 

der Studie: 

fDie f Umstellung auf 

100 Prozent Erneuerbare 

Energien erfordert eine Massenelektrifizierung 

in allen Energiesektoren. 

Die gesamte Stromerzeugung wird das 

Vier- bis Fünffache der Stromerzeugung 

von 2015 ausmachen. Dadurch wird 

der Stromverbrauch im Jahr 2050 mehr 

als 85 Prozent des Primärenergiebedarfs 

betragen. Gleichzeitig wird der 

Verbrauch fossiler Energierohstoffe und 

Kernkraft in allen Sektoren vollständig 

eingestellt. 

ffDie Stromerzeugung im 100 Prozent 

Erneuerbare-Energien-System wird 

aus folgendem Mix an Energiequellen 

bestehen: Solarenergie (62 Prozent), 

Windkraft (32 Prozent), Wasserkraft (4 

Prozent), Bioenergie (2 Prozent) und 

Geothermie (


AKTUELLES 

Erdgas und grüne Gase können die globale 

Dekarbonisierung weltweit vorantreiben 

Berlin – „Die Ablösung von Kohle und Öl 

durch Gase senkt die CO 2 

-Emissionen sofort 

um 30 bis 50 Prozent; die Kombination 

von Wind- und Sonnenenergie mit grünen 

Gasen ermöglicht die Reduktion des 

Treibhausgases um mehr als 90 Prozent“, 

sagte der DVGW-Vorstandsvorsitzende 

Prof. Dr. Gerald Linke Mitte Dezember anlässlich 

des Treffens von Spitzenvertretern 

der International Gas Union (IGU). 

Das IGU Strategy Committee, das erstmals 

unter seinem neuen Vorsitzenden Linke 

zusammenkam, prägt die Gesamtstrategie 

der internationalen Energiewirtschaft. 

Es entwickelt hierzu auch Strategien für 

das „Greening of Gas“. Der Fokus liegt dabei 

auf der Kombination von Erdgas mit 

erneuerbaren Gasen, der Kopplung von 

Gas- und Strominfrastrukturen sowie dem 

Einsatz von Gasen in der Stromproduktion 

und im Verkehrssektor. 

Signifikante Fortschritte sind dringend 

notwendig, um die durch den CO 2 

-Ausstoß 

verursachte globale Erderwärmung auf 

mindestens 1,5 Grad zu begrenzen. Bis 

zum Jahr 2050 dürfen insgesamt weltweit 

maximal 890 Milliarden Tonnen Klimagase 

in die Atmosphäre abgegeben werden – 

jeder Deutsche dürfte demnach jährlich 

ein bis zwei Tonnen verursachen. Aktuell 

liegt der Ausstoß jedoch bei 11 Tonnen. 

Bleiben die Emissionen auf diesem Niveau, 

ist Deutschlands CO 2 

-Budget in nur 

sieben Jahren erschöpft. 

„Wenn wir unsere Energieversorgung zügig 

auf Gas umstellen, leisten wir sofort 

einen messbaren Beitrag zur Senkung der 

Klimagasemissionen“, so Linke. Allein in 

Deutschland ließen sich bei Abschaltung 

der zur Stromerzeugung genutzten Braunkohlekraftwerke 

sofort 70 Millionen Tonnen 

CO 2 

pro Jahr einsparen. 

Der DVGW ist Gründungsmitglied der 

IGU, dem weltweiten Sprachrohr der 

Gaswirtschaft. Ihre rund 150 Mitglieder 

repräsentieren über 97 Prozent 

des globalen Gasmarktes. Partner ihrer 

Sprecherrolle sind unter anderem die 

Regierungen der G20-Staaten, die UN- 

Umweltkommission, die Weltgesundheitsorganisation 

WHO und die International 

Energy Agency. 

Aufbereitung von Biogas mit ionischen 

Flüssigkeiten verbraucht weniger Energie 

Karlsruhe – Die Aufbereitung von Biogas 

zu Biomethan wird in rund 200 Anlagen 

in Deutschland praktiziert. Ingenieure 

aus Karlsruhe haben gemeinsam mit 

Praxispartnern im Projekt „BGA-IL – 

Biogasaufbereitung mit ionischen 

Flüssigkeiten“ ein energieeffizientes 

Aufbereitungskonzept entwickelt, das 

sich die Vorteile ionischer Flüssigkeiten 

zunutze macht. Bevor das Gas die für 

das Erdgasnetz notwendige Qualität erreicht, 

müssen störender Schwefel und 

Kohlendioxid (CO 2 

) abgetrennt werden. 

Die sogenannte Gaswäsche ist das derzeit 

am weitesten verbreitete Verfahren 

für die Aufbereitung von Rohbiogas. Es 

arbeitet unter anderem auf der Basis von 

Wasser-Amin-Lösungen, einer Mischung, 

die Kohlendioxid (CO 2 

) durch chemische 

Reaktion in der Lösung bindet. 

Das Verfahren erfordert allerdings hohe 

Temperaturen für die Regeneration der 

Waschlösungen (140 bis 160 °C). Ein Forscherteam 

vom Engler-Bunte-Institut in 

Karlsruhe, der Ionic Liquids Technologies 

GmbH aus Heilbronn und der Powerfarm 

Bioenergie GmbH aus Tuningen hat nun 

erfolgreich den Einsatz von ionischen Flüssigkeiten 

als Waschmedien an einer Biogasanlage 

demonstriert. 

Ionische Flüssigkeiten haben Eigenschaften, die für die Biogasaufbereitung 

viele Vorteile bringen. Im Labor erfolgte ein 

erstes Screening von geeigneten Waschflüssigkeiten. 

Ionische Flüssigkeiten sind Salzlösungen. 

Sie bestehen aus geladenen Molekülen, genauer 

organischen Kationen (+) und/oder 

Anionen (-) und gehen daher nicht durch 

Verdampfung in die Gasphase über. Die physikalischen 

Eigenschaften von ionischen 

Flüssigkeiten lassen sich außerdem durch 

geschickte Kombination von Kationen und 

Anionen gezielt einstellen. Dies machen 

sich die Wissenschaftler zunutze: Denn 

im entwickelten Waschprozess findet die 

Aufnahme (Absorption) von CO 2 

unter nahezu 

derselben Temperatur (60 bis 80 °C) 

statt, wie die anschließende Rückgewinnung 

(Regeneration) der Waschflüssigkeit. 

Externe Wärme benötigt der 

Regenerationsprozess nicht mehr. Dies 

spart Energie und senkt die Kosten im 

Vergleich zu herkömmlichen Konzepten 

der Gasaufbereitung. 

Im Labor identifizierten die Wissenschaftler 

vielversprechende ionische 

Flüssigkeiten, die sie dann stofflich 

charakterisierten und umfangreichen 

Tests unterzogen. Neben Versuchen zur 

Herstellung von ionischen Flüssigkeiten 

wurde auch die Materialverträglichkeit 

der Komponenten untersucht, um 

einen möglichst geringen Verschleiß 

von Anlagenteilen wie beispielsweise 

Dichtungen zu gewährleisten. Im Laborbetrieb 

konnte die Machbarkeit des Konzeptes 

nachgewiesen werden. 

Die notwendigen Gasparameter wurden 

nach dem „Reinheitsgebot“ der Anforderungen 

des technischen Regelwerks des 

Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches 

e. V., DVGW G260/261 erreicht. Die 

Laborergebnisse konnten unter realen Bedingungen 

in der Biogasanlage in Tuningen 

bestätigt werden, so dass einer Erprobung 

in größerem Maßstab, nach einem sogenannten 

Scale-Up des Verfahrens, nichts 

mehr im Wege steht. 

QUELLE: IOLITEN 

7

AKTUELLES 


BÜCHER 

Die Tyrannei des Wachstums 

Eines sei gleich vorweg gesagt: Dieses 

Buch sollte man gelesen haben. Autor Jason 

Hickel beschreibt, wie die globale Ungleichheit 

die Welt spaltet und was dagegen 

getan werden kann. Er beschreibt schonungslos, 

wie wenig Entwicklungshilfe der 

Länder des globalen Nordens den Ländern 

des globalen Südens bringt. Er räumt zwar 

punktuelle Erfolge ein, insgesamt sei das 

Projekt aber gescheitert. Vielmehr öffnet 

er den Blick dafür, dass Entwicklungshilfe 

ursprünglich eine US-amerikanische Idee 

war, die unter Präsident Truman (1949) 

als eine Art Marketinginstrument davon 

ablenken sollte, wie sehr der Süden 

wirtschaftlich und sozial ausgepresst 

wurde. 

Hickel räumt mit der Lüge auf, dass 

Armut in den Ländern des globalen 

Südens naturgegeben sei und dass 

mit genügend Entwicklungshilfe allein 

sich die Armut bekämpfen lasse, 

wie die Politik immer wieder glauben 

machen will. Schon im Vorwort des Buches 

schreibt er: „Entwicklungshilfebehörden, 

NGOs und die mächtigsten Regierungen 

behaupten unisono, verantwortlich für das 

Los der armen Länder sei ein technisches 

Problem – ein Problem, das gelöst werden 

kann, wenn sie funktionierende Institutionen 

aufbauen, die richtige Wirtschaftspolitik 

verfolgen, hart arbeiten und sich ein 

bisschen unter die Arme greifen lassen.“ 

Würden die armen Länder nur dem Rat der 

Experten von Institutionen wie der Weltbank 

folgen, könnten sie Schritt für Schritt 

die Armut zurückdrängen und die Kluft 

zwischen Arm und Reich überwinden. Die 

Story ist wohlbekannt, und sie ist bequem. 

[…] Sie erhält eine milliardenschwere Industrie 

und eine Armada an NGOs, Wohltätigkeitsorganisationen 

und Stiftungen 

am Leben, die die Armut durch Entwicklungshilfe 

und Wohltätigkeit auszumeren 

versprechen. Doch diese Story ist falsch.“ 

Weitere Faktenhappen aus dem Inhalt: 

„Um 1500 herum bestand kein nennenswerter 

Unterschied in den Einkommen 

und im Lebensstandard zwischen Europa 

und dem Rest der Welt. […] Die Kluft 

zwischen reichen und armen Ländern ist 

weder naturgegeben noch unausweichlich. 

Sie ist von Menschen erschaffen worden.“ 

In einem Hilfsprojekt in Swasiland wurde 

Hickel klar „dass das globale Wirtschaftssystem 

so strukturiert ist, dass es eine Entwicklung 

beinahe unmöglich macht.“ 

Und dies belegt der Autor mit sehr vielen 

Tatsachen, und er zeigt Zusammenhänge 

auf, die das Dilemma des globalen Südens 

erklären. Er beginnt dabei mit der Entdeckung 

Amerikas 1492 durch Christoph 

Kolumbus. Denn erst seit der Zeit hätten 

europäische Seefahrer im Auftrag ihrer Monarchien 

in Amerika, in Asien und später 

auch in Afrika begonnen, Rohstoffe zu erbeuten, 

sich die Länder einzuverleiben und 

die Ureinwohner umzubringen und zu unterwerfen. 

Später seien es dann Handelsunternehmen 

gewesen, die mit brachialer 

Gewalt die Ausbeutung vorangetrieben hätten 

– nicht nur aus Eigeninteresse, sondern 

auch aus Interesse ihrer Staaten. 

Gerade der zweite Teil des Buches mit dem 

Titel „Über Gewalt“ beschreibt die Epoche 

bis in die Neuzeit. In den vergangenen 

500 Jahren, so ist darin zu lesen, haben 

insbesondere Spanien, Portugal, England, 

Frankreich, Belgien, Niederlande und auch 

Deutschland durch die sogenannte Kolonialisierung 

unermessliches Leid über die 

Menschen des globalen Südens gebracht. 

Die USA klammert Hickel nicht aus. 

Grundlage des europäischen und amerikanischen 

Wohlstandes sei die unfaire Einverleibung 

von Bodenschätzen sowie von 

billig produzierten agrarischen und anderen 

Erzeugnissen in der Vergangenheit und 

Gegenwart. Billig, weil Menschen durch 

Versklavung und später durch Lohndumping 

in nicht auskömmliche Arbeitsverhältnisse 

gedrängt worden sind. 

In den Vierziger-, Fünfziger- und Sechzigerjahren 

des vorigen Jahrhunderts zogen sich 

aufgrund politischer Umwälzungen in Europa 

immer mehr Staaten aus den Kolonien 

zurück. In Lateinamerika waren es im 19. 

Jahrhundert bereits verschiedene Revolutionen, 

die Freiheit und Selbstbestimmung 

bringen sollten, wodurch sich die Länder 

vom Würgegriff der Europäer befreiten, 

schreibt Hickel. 

Erst unter den US-Präsidenten Hoover und 

Roosevelt und deren „Good Neighbor“- 

Politik war es den lateinamerikanischen 

Ländern möglich, ihre Wirtschaftspolitik 

selbst zu bestimmen. 

Hickel sagt, dass damit dort die Ära 

des sogenannten „Developmentalismus“ 

begann. Lateinamerika sei 

durch dieses System zu leichtem Wohlstand 

und Wachstum gekommen. Dieses 

Wirtschaftssystem wurde später von einigen 

Staaten in Afrika und auch in Asien 

übernommen. In den Siebzigerjahren war 

der Globale Süden dabei, die wirtschaftliche 

Kluft zum Norden fast zu schließen, 

macht der Autor aufmerksam. 

Hickel führt aus, dass die Regierungen und 

Großkonzerne der westlichen Welt nicht 

bereit waren, dieser Entwicklung tatenlos 

zuzusehen. Er prangert offen an, dass die 

Amerikaner und die Europäer geheimdienstliche 

sowie militärische Interventionen 

in zahlreichen Ländern durchführten, 

Regierungen stürzten, neue Machthaber 

installierten und sich so Zugang zu den 

Ressourcen und den Märkten verschafften, 

und sie brachten so neues Leid und Armut 

über die Menschen. Einzelne aufstrebende 

Länder seien so absichtlich wieder herunterentwickelt 

worden. Nicht in allen 

developmentalistischen Ländern sei es zu 

Interventionen des Westens gekommen, 

weil es sonst zum Ausbruch eines offenen 

Krieges gekommen wäre, so seine Schlussfolgerung. 

Dennoch wurden auch diese Länder weitestgehend 

heruntergewirtschaftet. Wie 

das vonstattenging, wird im dritten Teil des 

Buchs beschrieben, im Unterkapitel „Eine 

Schuldenkrise“. Diesmal waren es nicht 

einzelne Staaten der nördlichen Hemisphä- 

8


AKTUELLES 

9

AKTUELLES 


re, sondern dort ansässige Großbanken. 

Sie schickten sogenannte „Kreditdrücker“ 

in die aufstrebenden Länder des globalen 

Südens, die dringend Fremdkapital benötigten 

für ihr Wachstum. Die zweite Ölkrise 

Ende der Siebzigerjahre durch die iranische 

Revolution und Zinsanhebungen der 

US-Notenbank 1981 trieben diverse Staaten 

in den Bankrott. 

Doch damit nicht genug. Die G7-Gruppe 

funktionierte den Internationalen Währungsfonds 

(IWF) um zu einem globalen 

Schuldeneintreiber. Einzelheiten dazu ab 

Seite 200. Die Auslandsschulden der Entwicklungsländer 

wurden zu einem sehr wirkungsvollen 

Instrument, um den ökonomischen 

Neoliberalismus durchzusetzen und 

die Develpomentalismus-Agenda zurückzudrehen. 

Die Großbanken, die Weltbank 

und der IWF übernahmen, insbesondere 

durch von ihnen selbst eingeführte Strukturanpassungsprogramme, 

die Kontrolle 

über die Wirtschaftspolitik in den Entwicklungsländern 

unter Missachtung der nationalen 

Souveränität. 

Darüber hinaus übt Hickel Kritik an der 

Welthandelsorganisation (WTO) und deren 

unfairen Praktiken, die vom Globalen 

Norden zementiert werden. Im letzten Teil 

des Buches stellt Hickel fünf radikale Maßnahmen 

vor, mit denen der Globale Süden 

in eine bessere wirtschaftliche Verfassung 

gelangen kann, in der die Armut so gut wie 

nicht mehr existent ist. Und das trotz des 

Erreichens der ökologischen Belastbarkeit 

unserer Erde. Und eine Aussage trifft er am 

Ende des Buches auch ganz deutlich: dass 

das Bruttoinlandsprodukt nicht als alleiniger 

Maßstab für Glück und Wohlbefinden 

einer Gesellschaft herangezogen werden 

kann. Und, dass das Mantra vom permanenten 

Wirtschaftswachstum aufgrund der Ressourcen-Begrenzungen 

verstummen wird. 

Rezension: Martin Bensmann 

Die Tyrannei des Wachstums, 

dtv Sachbuch, 432 Seiten, 28,00 Euro. 

ISBN 978-3-423-28163-8 

TERMINE 

15. Januar 

1. Sanierungskonferenz Biogasanlagen 

Hamburg 

www.dr-moellenhoff-rag.de 

21. und 22. Januar 

Kongress: Kraftstoffe der Zukunft 

Berlin 

www.bioenergie.de 

30. Januar 

Erfahrungsaustausch Kompetenznetzwerk Biogas 

Halle (Peißen) 

info@biogaskompetenz.de 


Biogas-Infotage 

Ulm 

www.renergie-allgaeu.de 


Biogaz Europe 

Rennes (Bruz) 

www.biogaz-europe.com 

6. Februar 

3. Bayerische Biogasfachtagung Stroh Gras Biogas 

Dingolfing 

www.messen-profair.de 

6. Februar 

Leipziger Biogas-Fachgespräch „Biogas auf dem 

Sprung – flexibel und zukunftsorientiert“ 

Leipzig 

www.dbfz.de/aktuelles 

11. Februar 

13. Oberfränkisches Biogas-Fortbildungsseminar 

Bad Staffelstein – Kloster Banz 

www.aelf-mn.bayern.de/landwirtschaft 

21. und 22. Mai 

12. Biogas-Innovationskongress 

Osnabrück 

www.biogas-innovationskongress.de 

Call for Papers: Einsendeschluss: 

10. Februar 

Hinweis: 

Termine für Betreiberqualifikationen 

nach TRGS 529 unter 

www.schulungsverbund-biogas.de 

11. bis 13. März 

Abfallvergärungstagung 

Dresden 

www.forum-abfallwirtschaft-altlasten. 

de/abfallvergaerungstagung 

Seminare der Fachverband Biogas 

Service GmbH 

22. Januar 

Zukunfts-Workshop Biogas 

Verden/Aller 

24. Januar 

Zukunfts-Workshop Biogas 

Weichering 

13. Februar 

Biomassetransport Seminar 

Sendenhorst 

Infos: 

www.service-gmbh.biogas.org 

Anmeldung: 

service-gmbh@biogas.org 

Diese und weitere Termine rund um die Biogasnutzung 

in Deutschland und der Welt finden Sie 

auf der Seite www.biogas.org unter „Termine“. 

10


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 

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30. & 31.01.2019 

ENGINEERED TO WORK 

11

AKTUELLES 

BIOGAS-KIDS 


Biogas ist (fast) überall 

Ein Auto fährt und fährt – bis es kaputt geht? Nein, so soll 

es nicht sein. Denn damit es auch immer gut fährt, muss 

es regelmäßig gepflegt und auch gewartet werden. Einiges 

kann der Fahrer selbst, für andere Dinge braucht er 

seine Werkstatt. Das ist mit einer Biogasanlage nicht anders. 

Auch sie muss immer gut funktionieren und Biogas 

produzieren. Und die Person, die sie betreut, muss Augen, 

Ohren, Nase aufhalten, damit es auch so bleibt. Es gibt 

viele verschiedene Dinge, auf die geachtet und die kontrolliert 

werden müssen. Da ist zunächst mal der große 

Fermenter, in dem die Milliarden winzigen Mitarbeiter – 

also die Bakterien – nicht nur regelmäßig mit gutem Futter 

versorgt werden wollen. Sie wollen auch sonst gut leben 

in diesem biologischen System, das im Prinzip wie der 

Kuhmagen funktioniert. Temperaturen zwischen 35 und 

40 °Celsius sowie ein richtig eingestellter pH-Wert (der 

bestimmt den Säuregehalt im Substrat) gehören ebenso 

dazu wie die Kontrolle, dass kein Sauerstoff in das System 

eindringt. Für all das gibt es Kontrollinstrumente, um das 

zu prüfen. Immer wenn es um gasförmige oder flüssige 

Stoffe in einem System geht, muss auf Dichtigkeit von Leitungen 

und Behältern geprüft werden. Schließlich könnten 

sich auch explosive Stoffe dabei bilden. Der höchste 

Wartungsaufwand betrifft allerdings das BHKW der Anlage. 

Dieses kleine Kraftwerk 

ist schließlich vollgestopft 

mit Technik und dem Gasmotor als Herz der Anlage. 

Also geht es hier auch um tägliche Öl- und Kühlmittelkontrollen. 

Das betrifft in gleicher Weise die Abgastechnik. 

Hierbei muss der Betreiber nicht nur Wartungen 

vornehmen. Teilweise handelt es sich um Technik, die 

regelmäßig durch den TÜV geprüft werden muss. Puh, 

steckt also viel Arbeit in einer Biogasanlage. Die gute 

Nachricht: Es gibt auch Apps für das Smartphone. Den 

ordnungsgemäßen Betrieb der Anlage kann der Betreiber 

also bequem von überall verfolgen, und er wird auch an 

Service intervalle erinnert. 

Iglu 

In ganz Deutschland gibt es inzwischen fast 9.500 Biogasanlagen. 

Die Zahl wächst weiter, und mit den Anlagen 

wächst auch die Menge der umwelt und klimafreundlichen 

Energie, die damit erzeugt wird. Aber wo sind eigentlich 

die vielen Anlagen und gibt es Gründe für eine bestimmte 

Verteilung? Tatsächlich sind die meisten Biogasanlagen 

in Bayern (2.360) und Niedersachsen (1.566) installiert. In 

Bayern deshalb, weil es dort auch die meisten landwirtschaftlichen 

Betriebe gibt. Weil diese aber nicht so groß sind, 

stehen hier meist auch eher kleinere Anlagen. Niedersachsen 

dagegen hat die Spitzenposition bei der installierten 

BiogasLeistung: also weniger Anlagen, dafür aber mehr 

Leistung pro Anlage. Aber nicht nur zwischen Süd und Nord 

gibt es Unterschiede. Gerade im Osten Deutschlands stehen 

die ganz großen Biogasanlagen, weil es hier auch besonders 

große Agrarbetriebe mit viel Fläche und Vieh (Gülle) gibt. 

In der Sprache der Inuit, 

der Ureinwohner der Arktis, 

bedeutet das Wort „Iglu“ übersetzt „Wohnung“. Ein Iglu 

ist ein Haus aus Schneeblöcken. Die Form des Iglu ist so berühmt, 

dass Campingzelte in dieser Kuppelform entwickelt 

wurden. Sie tragen auch den Namen Iglu-Zelt. 

Der Bau eines richtigen Iglus aus Schnee dauert ein paar 

Stunden. Zunächst legt man den Durchmesser des Iglus fest, 

indem man einen Kreis in den Schnee zieht. Auf diese Kreislinie 

werden ringsum die großen Schneequader gesetzt und 

es wird ein Eingang freigelassen. Die Quader werden mit 

Schnee sägen aus dem Schnee gearbeitet. Jede folgende Reihe 

wird immer etwas enger zur Kreismitte gesetzt, damit die 

Kuppelform entsteht. Das Iglu ist der beste Schutz gegen 

die eisige Kälte und tobende Schneestürme. 

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12


AKTUELLES 

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AKTUELLES 


FOTOS: MARTIN BENSMANN 

Links: Der Stand des 

Fachverbandes Biogas 

e.V. war reger Anlaufpunkt 

für Messebesucher. 

Rechts: In Halle 24 

stellten zahlreiche 

BHKW-Hersteller ihre 

Aggregate vor. 

BIOGAS CONVENTION 

Aktuelle rechtliche Rahmenbedingungen 

alles andere als rosig 

Zwar enthält das Energiesammelgesetz ein paar positive Inhalte aus Sicht der Biogasbranche, 

allerdings ist damit der Anlagenbestand nicht gesichert und die Reststoffvergärung 

in keiner Weise angeschoben. Anlagenbetreiber müssen sich vielmehr auf neue schärfere 

Vorgaben, die den Betrieb betreffen, einstellen. Weitere Investitionen in Anpassungsmaßnahmen 

sind leider vorprogrammiert. 


Die Biogasbranche wandelt sich vom Grundlast-Stromerzeuger 

zum flexiblen Stromproduzenten, 

regionalen Wärmelieferanten 

und klimafreundlichen Kraftstoffanbieter. 

Nebenbei sorgen Anlagenbetreiber heute 

mit alternativen Energiepflanzen für mehr ökologische 

Vielfalt auf den Feldern. Mit der Gärdüngeraufbereitung 

ergeben sich neue Vermarktungsmöglichkeiten für 

Nährstoffe“, skizzierte Fachverbandspräsident Horst 

Seide die Umbruchsituation während der Pressekonferenz 

zu Beginn der Biogas Convention im November 

in Hannover. 

Dennoch gebe es Gründe zur Sorge: Nach zwei Ausschreibungsrunden 

für Bestands- und Neuanlagen 

sei das Ergebnis ernüchternd. Die Vergütungshöhe im 

EEG 2017 zeige, dass die Konditionen nicht ausreichen, 

um Biogasanlagen zu betreiben. Deutlich werde 

dies darin, dass nur 77 der möglichen 225 Megawatt 

(MW), die ausgeschrieben waren, abgerufen worden 

sind. „Bis 2021 müssten 1.000 Anlagen einen Zuschlag 

per Ausschreibung bekommen. Denn diese Anlagenzahl 

fällt dann aus dem ersten Vergütungszeitrum 

des EEG 2000. Um weitermachen zu können, sind jedoch 

umfangreiche Investitionen an der Biogasanlage 

14


AKTUELLES 

Entwicklung Flexdeckel 

ffDeckel von 1.350 MW war Ende September 2018 mit 758 MW 

zu etwa 58 Prozent ausgeschöpft. 

ffDurchschnittlicher Zubau 2018/18: ca. 23 MW pro Monat. 

ffGesamtzubau: Januar 2017 bis September 2018: 481 MW. 

ffStand Zubaudeckel Ende 2016: 278 MW – jährlicher Zubau 

2017 und hochgerechneter Zubau 2018 jeweils in etwa so 

hoch wie Zubau in den zweieinhalb Jahren vorher. 

f f Hochgerechneter Zubau auf Basis der vergangenen 21 

Monate (ca. 23 MW pro Monat): Deckel von 1.350 wäre im 

Herbst 2020 erreicht. 

notwendig. Diese Investitionen tätigen die Betreiber 

aber nur, wenn aus Berlin klare Signale pro Biogas 

kommen und eine ökonomische Perspektive erkennbar 

ist“, mahnte Seide. 

Im nächsten Jahr könnten schon durch Überbauung 

der Leistung im Rahmen der Flexibilisierung von Biogasanlagen 

über 5.000 Megawatt elektrische Leistung 

installiert sein in Deutschland. Würden die Rahmenbedingungen 

besser gestaltet, dann könnten bis 2030 

rund 20.000 MW an elektrischer Leistung installiert 

sein, und das ohne einen Hektar mehr Mais – nur durch 

Vergären von Gülle und Mist in großem Stil. Mache die 

Politik nichts, dann drohe die installierte Leistung zu 

schrumpfen. Laut Seide auf etwa 1.000 MW. 

Der Verbandspräsident forderte den Erhalt des Flexdeckels 

im Energiesammelgesetz sowie eine Nachfolgeregelung. 

Notwendig sei der Zubau neuer Anlagen, 

die Stoffe wie Gülle, Mist und Stroh vergären. Die 

75-kW-Güllekleinanlagenklasse sei nicht zielführend. 

Es müsse ein breites Spektrum an Gülleanlagen in die 

Praxis kommen. Im nächsten Jahr müsse die Bundesregierung 

das Klimaschutzgesetz verabschieden. Darin 

müsse festgeschrieben werden, wie die 65 Prozent 

Ökostromanteil bis 2030 erreicht werden sollen. „Um 

dieses Ziel zu erreichen, ist die Gülle- und Mistvergärung 

absolut notwendig“, betonte Seide. Was mit dem 

Gas aus den Gülleanlagen geschehe, das müsse dann 

entschieden werden. 

Möglicherweise könnte Güllegas dann als Kraftstoff 

eingesetzt werden. Grund: Im Zuge der Überarbeitung 

der Erneuerbare-Energien-Richtlinie der EU (REDII) 

sollen besonders fortschrittliche Kraftstoffe gefördert 

werden. Biogas aus Gülle wird dabei in den Entwürfen 

ausdrücklich positiv gesehen. Seide sagte, dass in 

Deutschland so viel Mist und Gülle anfällt, dass damit 

der gesamte Energiebedarf der deutschen Landwirtschaft 

gedeckt werden könnte. 

Vizepräsident Hendrik Becker betonte, dass immer 

mehr deutsche Anlagenhersteller ins Ausland drängen. 

Insbesondere in Frankreich würden derzeit viele 

Biogasanlagen gebaut. „In Frankreich darf Biogas erst 

verstromt werden, wenn der Produzent nachweist, dass 

er nicht ins Erdgasnetz einspeisen kann“, berichtete 

Becker. 

Vor der Ausschreibung Zukunftsfragen 

beantworten 

Robert Wagner von C.A.R.M.E.N. e.V. referierte zum 

Thema Ausschreibungen. Er empfahl, bevor ein Anlagenbetreiber 

in die Ausschreibung geh, einige persönliche 

und betriebliche Fragen zu klären. Es geht zum 

Beispiel darum, ob jemand noch weitere 10 Jahre Biogas 

produzieren will, kann oder muss und ob auch ein 

zweiter Betriebsleiter für die zweite Vergütungsphase 

verfügbar ist. Auch sollte der Gebotspreis tatsächlich 

kalkuliert werden. 

Dazu sollten bisherige Wirtschaftlichkeitsdaten ausgewertet 

werden. Auch sollte die Anlage hinsichtlich 

ihres technischen und baulichen Status quo bewertet 

werden, um notwendige Ertüchtigungsinvestitionen 

ermitteln zu können. Zudem sind zu erwartende rechtliche 

Vorgaben zu berücksichtigen, die eventuelle Investitionen 

nach sich ziehen. Es ist auch zu überlegen, 

ob nicht statt Überbauung der installierten Leistung 

auch nach unten flexibilisiert werden kann. Fraglich 

ist jedoch in dem Zusammenhang, ob die BHKW dafür 

geeignet sind, auch emissionsseitig. 

Zu berücksichtigen ist außerdem, dass in der Ausschreibungssystematik 

der Maiseinsatz immer weiter 

reduziert werden muss. In den Jahren 2019 und 2020 

müssen 53 Prozent und in 2021 und 2022 müssen 

56 Prozent alternative Substrate eingesetzt werden. 

Wagner empfahl, neben dem Stromverkauf auch alle 

anderen möglichen Einnahmequellen zu erschließen, 

wie beispielsweise Flexzuschlag und Wärmeverkauf. 

Humuswirkung von Gärdünger besser 

als von Rindergülle 

Mit der Humuswirkung von Gärprodukten beschäftigt 

sich Dr. Uwe Franko vom Helmholtz-Zentrum für 

Umweltforschung in Leipzig. Bodenhumus erhöht die 

Messegeschehen bei 

Komponentenlieferanten 

für Biogasanlagen. 

15

AKTUELLES 


Bodenfruchtbarkeit, ist biologisch aktiv, verändert die 

Bodenstruktur, verändert die Sorption und dient als 

Kohlenstoff-Quelle beziehungsweise -Senke, verdeutlichte 

er zu Beginn seines Vortrages. In landwirtschaftlichen 

Böden sollte mehr Kohlenstoff eingespeichert 

werden, so eine Forderung von ihm. 

„Pflanzen versorgen den Boden mit organischem Material 

zum Humusaufbau. Pflanzen sind grundsätzlich 

eine Humusquelle“, betonte der Wissenschaftler. Sehr 

überraschend war seine Aussage, dass Mais und Sorghum 

mehr Kohlenstoff in den Boden zum Humusaufbau 

einbringen als zum Beispiel Weizen. Er riet, die 

Kohlenstoff-Akkumulation als Strategie gegen den Klimawandel 

stärker zu nutzen. Qualitativ sei Gärdünger 

in seiner Humuswirkung besser als Rindergülle und 

mindestens so gut wie Stallmist, wenn nicht sogar 

besser. Denn Gärreste hinterließen mehr Kohlenstoff 

als Gülle. Insbesondere leichte Böden profitierten von 

Gärdüngergaben durch Humusaufbau. 

Afrikanische Schweinepest: Virus in 

Biogasanlagen bekämpfbar 

Zu einem brisanten Thema, der Afrikanischen Schweinepest, 

referierte Prof. Dr. Wilfried Hopp, Leiter des 

Veterinärdienstes im Kreis Soest. Deutschland war bis 

Redaktionsschluss noch frei von dieser Krankheit. In 

Südbelgien war im September bei Wildschweinen die 

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

Krankheit aufgetreten. Das war der erste Fall in Westeuropa. 

Ansonsten hat sich das Virus vor allem in Polen, 

Weißrussland, in der Ukraine im Baltikum, Ungarn 

und Rumänien in Wild- und Hausschweinbeständen 

verbreitet. 

Das Virus sei relativ lange stabil in Fleischprodukten 

und Blut. Zwischen pH-Wert 3,9 und 11,5 ist es lebensfähig. 

Im Seuchenfall dürfe Gülle nur in Biogasanlagen, 

die keine Tierhaltung angegliedert haben. Sollte 

Seuchengülle in eine Biogasanlage eingebracht worden 

sein, muss der Fermenter für sieben Tage mit mindestens 

40 Grad Celsius betrieben werden – ohne Zufuhr 

von Gülle und Entnahme von Gärsubstrat. Die Vergärung 

sorgt durch die kontrollierte Versäuerung für eine 

bessere Hygienisierung von Gärresten. Die Vergärung 

ist sogar positiver als die reine Güllelagerung. 

Aus für erdgestützte Silowände 

Jörg Schütte, Niedersächsischer Landesbetrieb für 

Wasserwirtschaft, Küsten- und Naturschutz (NLWKN), 

erläuterte den aktuellen Stand der Technischen Regel 

wassergefährdender Stoffe (TRwS 793 – Teil 1). In Teil 

1 dieses Regelwerkes werden Anforderungen für neue 

Biogasanlagen festgeschrieben. In einem Teil 2 sind 

Anpassungsmaßnahmen für Bestandsanlagen vorgesehen. 

Laut Schütte erklärt die TRwS zum Beispiel, wie 

eine Umwallung richtig angelegt wird oder wie ein La- 

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AKTUELLES 

ger für Schwefelsäure zur Gewinnung von Ammonium- 

Sulfat-Lösung (ASL) ausgeführt sein muss. 

Besonders breit waren Schüttes Ausführungen zum 

Thema Fahrsilos, die bereits in der TRwS 792 geregelt 

werden und zu denen in der TRwS 793-1 Bezug genommen 

wird. Nach seinen Worten sind neue erdgestützte 

Fahrsilowände nicht mehr zulässig. Betroffen ist davon 

zum Beispiel das sogenannte Traunsteiner Silo. Aktuell 

ist davon auszugehen, dass die TRwS 793-1 in der 

zweiten Jahreshälfte 2019 verabschiedet wird. In der 

anschließenden Diskussion signalisierte er auch eine 

Novellierung der bereits seit August 2017 angewendeten 

AwSV. 

TRAS 120 verschärft 

Sicherheitsanforderungen 

Dass sich die sicherheitstechnischen Anforderungen 

an Biogasanlagen weiter verschärfen werden, stellte 

Thomas Hackbusch von der Landesanstalt für Umwelt 

Baden-Württemberg in Aussicht. Die Kommission 

für Anlagensicherheit (KAS) hat in den vergangenen 

Monaten intensiv gearbeitet und nun den Entwurf der 

Technischen Regel Anlagensicherheit (TRAS 120) als 

Erkenntnisquelle zum Stand der Technik und dem 

Stand der Sicherheitstechnik vorgelegt. Mit diesem Regelwerk 

sollen Schadensereignisse auf Biogasanlagen 

verhindert werden, betonte der Referent. Was kommt 

FOTO: ISABEL WINARSCH 

beispielsweise auf die Betreiber zu? Sie müssen sich 

mit neuen Anforderungen an Sicherheitseinrichtungen 

auseinandersetzen. Zukünftig sind nur noch zweischalige 

Gasspeichersysteme für Neuanlagen bzw. beim 

Austausch bestehender einschaliger Systeme vorgesehen. 

Bei doppelwandigen Gasspeichersystemen soll 

der Zwischenraum ständig auf Leckagen überwacht 

werden. Ferner müssen die Klemmschienen für die 

Foliendächer dauerhaft ihre Funktion erfüllen und 

über eine redundante Lastübertragung verfügen. Was 

Anlagenbetreiber ebenfalls nicht freuen dürfte, ist die 

vorgesehene halbjährliche Kontrolle einschaliger Folienhauben 

mit der Gasleckagekamera. Betroffen von 

der TRAS 120 sind Anlagen, die unter die Störfallver- 

In den Pausen zwischen 

den einzelnen Vorträgen 

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17

AKTUELLES 


ordnung fallen, sowie Anlagen, die nach Bundes-Immissionsschutzgesetz 

genehmigt worden sind. 

Ehrenmedaille für Dr. Gerd Höher 

In diesem Jahr hat der Fachverband Biogas e.V. Dr. Gerd Höher (links im Bild) mit der Dr.-Heinz-Schulz- 

Ehrenmedaille ausgezeichnet. Die Medaille erhalten Persönlichkeiten, die sich in besonderer Weise um die 

Biogaserzeugung verdient gemacht haben. Horst Seide, Präsident des Fachverbandes Biogas e.V. (rechts im 

Bild), sagte in seiner Laudatio, dass sich Höher bis zu seiner Pensionierung in seiner Funktion als Referatsleiter 

Nachwachsende Rohstoffe und Bioenergie im Niedersächsischen Ministerium für Landwirtschaft immer 

für die Biogasproduktion eingesetzt habe. 

Er habe von Anfang an die Bedeutung der Biogasproduktion für die Landwirtschaft und die Energiewende 

betont. So sei es Höher auch zu verdanken, dass es auf Bundeslandebene seit 2003 ein Biogas-Forum gibt, 

in dem Fachleute aus Praxis, Wissenschaft und Politik miteinander reden. Auch habe er sich früh für die 

bedarfsgerechte Stromerzeugung eingesetzt und entsprechende Rahmenbedingungen gefordert. Weitsicht 

habe der ehemalige Ministerialbeamte auch beim Thema Botulismus gezeigt. Er initiierte schon sehr früh 

eine Untersuchung, die von der Tierärztlichen Hochschule Hannover durchgeführt wurde. Darin wurden Gärreste 

verschiedener Biogasanlagen hinsichtlich des Auftretens von Botulismuserregern analysiert. Ergebnis: 

Durch Biogasanlagen werden keine Botulismuserreger vermehrt oder verbreitet. „Als das Botulismusthema 

damals medial stark behandelt wurde, da brauchten nur die Ergebnisse aus der Schublade gezogen zu 

werden und Biogas stand nicht mehr im Feuer“, blickte Seide zurück. 

Dr. Höher sagte nach dem Empfang der Medaille: „Biogas soll dazu beitragen, dass wir unsere Energieversorgung 

nachhaltiger gestalten. Biogas ist dazu ein ganz wichtiges Tool. Gülle und Mist müssen konsequent 

in die Biogasanlagen gelangen, weil nur so große Mengen Methan und CO 2 

vermieden werden können. Insbesondere 

in der Rinderhaltung ist das eine sehr wichtige Aufgabe.“ Klimagasvermeidung könne Dienstleistung 

von Biogasanlagen sein. Das sei eine ganz andere Perspektive für Biogas als die Fragen, wie das Gas 

gespeichert oder wie bedarfsgerecht Strom produziert werden könne. Klimaschutz sei eine zentrale Aufgabe, 

die auf die Landwirtschaft zukomme. Und das sei eine sehr schwierige Aufgabe, die aber leichter werde, wenn 

die Viehhaltung mit der Biogasproduktion verknüpft werde. 

FOTO: ISABEL WINARSCH 

Verschärfungen durch TA Luft 

Anja Behnke vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, 

Bau und Reaktorsicherheit berichtete über 

den aktuellen Stand der Novelle der TA Luft. Die TA Luft 

ist das zentrale Regelwerk zur Verringerung von Emissionen 

und Immissionen von Luftschadstoffen aus genehmigungsbedürftigen 

Anlagen. Sie legt den Stand der 

Technik für über 50.000 Anlagen in Deutschland fest. 

Wichtige Änderungen der TA Luft sind in folgenden 

Bereichen nötig: In der TA Luft werden mehrere Regelungen 

aus dem EU-Recht in nationales Recht umgesetzt. 

Dies betrifft zahlreiche Vorsorgeanforderungen, 

die in Durchführungsbeschlüssen der Europäischen 

Kommission zu Schlussfolgerungen über die „Besten 

Verfügbaren Techniken“ (BVT-Schlussfolgerungen) auf 

der Grundlage der Industrie-Emissionsrichtlinie 

(Richtlinie 2010/75/EU) enthalten 

sind. 

Für alle Anlagen wird der Stand der Technik 

vor allem im Hinblick auf besonders 

relevante Luftschadstoffe wie Stickstoffoxide 

oder Feinstaub überprüft. Von besonderer 

Bedeutung für die menschliche 

Gesundheit sind die Emissionen an besonders 

gesundheitsschädlichen Stoffen, 

zu denen in erster Linie solche zählen, die 

karzinogen, keimzellmutagen oder reproduktionstoxisch 

sind oder bei denen der 

Verdacht auf eine entsprechende Wirkung 

besteht. Auch hierzu werden die Anforderungen 

in der TA Luft angepasst. 

Neu in die TA Luft aufgenommen werden 

sollen darüber hinaus Anforderungen an 

die Geruchsimmissionen (Geruchsimmissions-Richtlinie 

– GIRL) sowie verfahrenslenkende 

Anforderungen zur Erhaltung der 

natürlichen Lebensräume sowie der wildlebenden 

Tiere und Pflanzen (FFH-Richtlinie), 

zur Berücksichtigung der Stickstoffdepositionen 

und zur Berücksichtigung 

von Bioaerosol-Immissionen. 

Über die GIRL in der TA Luft soll auch 

der Mindestabstand von Biogasanlagen 

zur Wohnbebauung geregelt werden – 

der Abstand soll mindestens 100 Meter 

betragen. Stichwort Feuerungsanlagen 

(BHKW): Künftig werden die Anforderungen 

der TA Luft ersetzt durch Anforderungen 

der 44. BImSchV (außer dort 

vom Anwendungsbereich ausgenommene 

Anlagen). Ferner wird die künftige TA Luft 

auch wohl eine zusätzliche äußere Umhüllung 

der Gasmembran mit entsprechender 

Überwachung fordern. 

Autor 

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

Redakteur Biogas Journal 

Fachverband Biogas e.V. 

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18


AKTUELLES 

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AKTUELLES 


Gärdünger fördert 

Regenwurmpopulation 

Die Integration einer Biogasanlage verschafft Ökolandwirten Vorteile in 

Bezug auf Nährstoffe, Bodenqualität, Humus und Erträge. Besonders 

Marktfruchtbetriebe können mit Futter-Dung-Kooperationen und Gärproduktdüngung 

den Nährstoffkreislauf verbessern. Weil die Rahmenbedingungen 

nicht eben günstig sind, wird das Potenzial aber bislang 

viel zu wenig ausgeschöpft. 


Biolandwirt Johannes Drexl auf seiner 

Biogasanlage, die perfekt in sein Bewirtschaftungskonzept 

passt. 

FOTOS: CHRISTIAN DANY 

Johann Drexl aus Kaufering am 

Lech ist Biobauer aus Überzeugung. 

Schon im Jahr 2000, als 

von einem Bio-Boom noch nichts 

zu sehen und zu hören war, stieg 

er auf Ökolandbau um und schloss sich 

dem Naturland-Verband an. Einige Jahre 

später gab er die Schweinemast auf und 

bewirtschaftet seitdem 200 Hektar Ackerland 

zusammen mit seinem Sohn ohne 

Viehhaltung. 

Allmählich traten jedoch Probleme auf: 

„Wir sind in die Leguminosenmüdigkeit 

reingekommen. Die Erträge gingen kontinuierlich 

zurück“, sagte Drexl auf einem 

CARMEN-Fachgespräch in seinem Heimatort. 

Leguminosenmüdigkeit äußert 

sich in Wuchsschwäche und verringerter 

Stickstofffixierleistung, worunter auch die 

Prof. Dr. Kurt-Jürgen Hülsbergen von der TU 

München-Weihenstephan berichtete von den 

positiven Auswirkungen des Gärdüngereinsatzes 

im Ökolandbau. 

Folgefrüchte leiden. Bedeutsam ist sie vor 

allem im Ökolandbau, wo Leguminosen 

meist einen höheren Anteil in der Fruchtfolge 

haben. Die Lösung fand Drexl in einer 

Gemeinschafts-Biogasanlage und der Kooperation 

mit einem Milchvieh-Ökobetrieb. 

Hierzu hat er sich mit seinem ehemaligen 

Lehrling Stefan Wild aus dem 10 Kilometer 

entfernten Hurlach zusammengetan. Die 

beiden gründeten die Drewi Naturenergie 

GbR und bauten 2010 eine Biogasanlage 

mit inzwischen 250 kWel Anschlussleistung. 

Wild verband den Anlagenbau mit 

seinem Aussiedlungsprojekt rund 300 Meter 

vor den Dorfrand von Hurlach. 

Heumilchproduktion 

Hier hält er 75 Milchkühe und erzeugt 

mit ihnen Heumilch; das heißt, die Kühe 

fressen keine Silage, sondern ganz traditionell 

im Sommer frisches Gras und im 

Winter Heu. Die Biogas-Kooperation reicht 

aber noch weiter: Weitere sechs Biobetriebe 

im Umkreis von 13 Kilometern, davon 

fünf Marktfruchtbetriebe und ein Schweinemäster, 

liefern Kleegras an die Anlage. 

„Wir übernehmen für die beteiligten Betriebe 

die komplette Silierkette“, berichtete 

Drexl. 2018 seien das bis zu vier Schnitte 

auf rund 100 Hektar gewesen. 

Drewi setze einen Schmutz vermeidenden 

Bandschwader und einen Feldhäcksler ein. 

„Das Kleegras wird so klein wie möglich 

gehäckselt“, erläuterte der Ökolandwirt. 

Pro Tag wird die Anlage mit 8 bis 10 Tonnen 

Kleegras gefüttert, was etwa die Hälfte 

des Substrat-Inputs ausmacht. 30 bis 40 

Prozent sind Rindergülle, der Rest überwiegend 

Silomais. Die beteiligten Biobetriebe 

erhalten Gärdünger entsprechend der 

Nährstoffmenge an Kleegraslieferungen 

zurück. „Mit der Gärrestdüngung sind die 

Erträge deutlich gestiegen“, betonte Drexl, 

„bei Roggen und Hafer habe ich schon 60 

Dezitonnen pro Hektar geerntet.“ 

Drexls frühere Ertragsprobleme scheinen 

symptomatisch zu sein: „Im Ökolandbau 

gibt es immer mehr reine Marktfruchtbetriebe. 

Aufgrund des Mangels an Wirtschaftsdünger 

kommt es dort vermehrt zu 

Ertragsstagnation und sogar zum Rückgang“, 

sagte Martina Serdjuk vom Erneuerbare-Energien-Unternehmen 

GP Joule 

GmbH. Der Ertragsrückgang sei fatal, 

weil es auf der Gegenseite eine steigende 

Nachfrage nach regionalen, ökologisch 

produzierten Lebensmitteln gebe. Serdjuk 

schreibt parallel ihre Doktorarbeit an der 

TU München-Weihenstephan zum Thema 

„Integration der Biogasproduktion in Ökolandbau-Systeme“. 

„Im Bayerischen Tertiären Hügelland wirtschaften 

30 bis 40 Prozent der Ökobetriebe 

als Marktfruchtbetriebe. Sie geben mit den 

pflanzlichen Produkten Nährstoffe und organische 

Substanz ab und haben nicht den 

Nährstoffkreislauf über die Tierhaltung“, 

führte Prof. Dr. Kurt-Jürgen Hülsbergen 

von der TU München-Weihenstephan aus. 

Die Biogasanlage könne Funktionen der 

Tierhaltung im betrieblichen Stoffkreislauf 

übernehmen, wobei Unterschiede bestehen: 

„Mit der Milch werden etwa 35 Prozent 

des eingesetzten Futter-Stickstoffes 

exportiert“, gab der Leiter des Lehrstuhls 

für Ökologischen Landbau und Pflanzenbausysteme 

zu denken. Dagegen würden 

mit einer Biogasanlage neueren Typs‘ der 

20


AKTUELLES 

Anlagenbau 

Ihr starker Partner für: 

l mobile Feststoffbeschickung 

besonders geeignet 

für Umbau-/ 

Sanierungsarbeiten 

und in 

Störfällen 

Martina Serdjuk: „Im Ökolandbau gibt 

es immer mehr reine Marktfruchtbetriebe. 

Aufgrund des Mangels an 

Wirtschaftsdünger kommt es dort 

vermehrt zur Ertragsstagnation und 

sogar zum Ertragsrückgang.“ 

Stickstoff und fast alle Mineralstoffe weitgehend 

im Kreislauf bleiben. 

Michael Köttner sagte, dass bei allen Anbauverbänden 

genauso wie in der EG-Öko-Verordnung 

maximal 0,5 Dungeinheiten möglich sind, was 

40 Kilogramm Stickstoff pro Hektar entspricht, 

die an organischem Dünger aus externen, 

konventionellen Quellen stammen dürfen. 

Höhere Stickstofffixierung 

durch Biogasanlage 

„Wir können auf 13-jährige Forschungsergebnisse 

zu Energiepflanzen und zur Wirkung 

von Biogas-Gärresten zurückgreifen“, 

sagte Hülsbergen. Er erläuterte die Vorteile, 

die die Integration einer Biogasanlage 

in den Ökolandbau, besonders für Marktfruchtbetriebe, 

bringt in Bezug auf Nährstoffkreisläufe, 

Bodenqualität, Humus und 

Erträge. Bei einem kleegrasbasierten Praxisbetrieb 

stieg durch die Integration einer 

Biogasanlage die Stickstoff-Fixierleistung. 

Hülsbergen führt dies auf die Umstellung 

von Kleegras-Mulchen auf Kleegras- 

Schnitt zurück. „Das Kleegras fixiert bei 

mittlerem Ertrag beim Mulchen etwa 200 

Kilogramm Stickstoff, beim Schnitt 300 

Kilogramm Stickstoff pro Hektar. Die Biomasse 

wird zwar erst vom Feld gefahren 

und geht durch die Biogasanlage. Mit den 

anfallenden Gärresten hat man dann aber 

einen flexibel einsetzbaren Dünger.“ Die 

Stickstoff-Entzüge seien im Praxisbetrieb 

um 30 Prozent gestiegen. Der Grund sei 

die höhere Verfügbarkeit, was auch andere 

Nährstoffe betreffe: „Biogasbetriebe haben 

auch mehr Phosphor im Betriebskreislauf.“ 

Bei Fruchtfolgeversuchen stellten sich 

nach acht Jahren mit Gärrestdüngung 0,1 

bis 0,2 Prozent höhere Kohlenstoffgehalte 

der Böden ein. Hülsbergen: „Das ist viel.“ 

Zu dem Zuwachs führe der Kohlenstoff 

im Gärdünger in Wechselwirkung mit verstärktem 

Pflanzenwachstum. Außerdem 

hätten die Versuche ergeben, dass die Aggregatstabilität 

mit Gärproduktdüngung 

besser ist als ohne. Die Aggregatstabilität 

sei wichtig, damit der Boden viel Wasser 

aufnehmen kann und nicht verschlämmt. 

Bei der Erfassung von Regenwürmern 

habe sich mit verschiedenen Gärdünger- 

Varianten jeweils ein signifikanter Zuwachs 

gezeigt: sowohl bei der Regenwurm-Abundanz 

als auch der -Biomasse (also einmal 

Individuen und einmal Masse pro m²). Ein 

neuer Versuch zu den Artenzahlen ergab 

beim Anbausystem „Öko mit Biogasgülle“ 

den höchsten Wert unter vier ökologischen 

und zwei konventionellen Systemvarianten. 

Hülsbergens Fazit: „Die Bodenbiologie 

reagiert gut.“ 

Höhere Erträge durch 

Gärdüngereinsatz 

Natürlich können die Weihenstephaner Wissenschaftler 

auch Mehrerträge nachweisen: 

Bei unterschiedlichen Feldversuchen seien 

Ertragssteigerungen von 15 bis 47 Prozent 

durch den Einsatz von Gärdünger im Getreide 

festgestellt worden. „Es stiegen nicht 

nur die Erträge, sondern auch die Rohproteingehalte“, 

hob Hülsbergen hervor. Zum 

Beispiel lagen bei Anbauversuchen in der 

Versuchsstation Viehhausen die Weizenerträge 

beim Einsatz von Biogas-Gärresten 

um 38 Prozent höher als bei Marktfrucht- 

Bewirtschaftung (im Mittel über drei Jahre 

5,8 Tonnen pro Hektar statt 4,2 Tonnen pro 

Hektar). 

Mit der Gärrestdüngung wurden außerdem 

deutlich höhere Erträge erzielt als 

mit Milchvieh-Gülle und mit Milchvieh- 

Stalldung. Martina Serdjuk führte auch 

Berechnungen zur Wirtschaftlichkeit ver- 

21 

Substrat- 

Aufbereitungs- und 

Zerkleinerungstechnik 

für jedes Substrat 

die richtige Aufbereitungstechnik: 

l Prallzerkleinerer 

HPZ 1200 

l speziell für verschleißintensive 

Substrate oder 

organische 

Abfälle 

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AKTUELLES 


schiedener Biogassysteme durch. Die Ergebnisse 

zeigten, dass es bei kleinbetrieblichen 

Strukturen ökonomisch sinnvoll sein 

kann, eine Gemeinschaftsanlage zu realisieren 

oder eine Kooperation mit einer bestehenden 

Biogasanlage einzugehen. 

Zwar liegen die Vorteile und positiven Wirkungen 

von Biogas im Ökolandbau auf der 

Hand, doch wirklich durchsetzen konnte 

es sich bisher nicht. Markus Bäuml vom 

Fachverband Biogas berichtete von einer 

Studie, nach der das theoretische Biogas- 

Potenzial im deutschen Ökolandbau bei 

rund 500 Megawatt elektrische Leistung 

liegt, „wirtschaftlich mobilisierbar“ seien 

davon allerdings nur etwa 150 Megawatt. 

Pflanzliche Reststoffe aus der Landwirtschaft, 

vor allem Zwischenfrüchte und 

Kleegras, stellen mit 65 Prozent den größten 

Brocken des theoretischen Potenzials 

an Einsatzstoffen dar. 

Nur 20 Prozent des Potenzials 

werden genutzt 

Der aktuell geschätzte Bestand im deutschen 

Ökolandbau sind etwa 130 Biogasanlagen. 

Mit etwa 31 Megawatt installierter 

elektrischer Leistung entspricht dies lediglich 

20 Prozent mobilisierbaren Potenzials. 

Die bestehenden Bio-Biogasanlagen 

konzentrieren sich im Süden, vor allem in 

Bayern und Baden-Württemberg. Während 

die Zahl der Anlagen in beiden Ländern in 

etwa gleichauf liegt, ist das Potenzial im 

Flächenstaat Bayern doppelt so groß wie 

im „Ländle“ und in allen anderen Bundesländern. 

Da wäre also noch viel Luft nach 

oben. Woran liegt es aber, dass das Potenzial 

bisher so wenig ausgeschöpft wird? „Die 

Wirtschaftlichkeit ist unter den derzeitigen 

EEG-Rahmenbedingungen schwierig, aber 

nicht unmöglich“, ließ Bäuml gleich ein 

großes Manko anklingen. 

Ulrich Kilburg von C.A.R.M.E.N. e.V. erläuterte 

die drei Möglichkeiten für den 

Einstieg in die Bio-Biogaserzeugung: den 

Neubau, den Umstieg eines Anlagenbetreibers 

auf ökologische Bewirtschaftung 

und die Kooperation eines Ökolandwirts 

mit einem Biogasanlagenbetreiber. Für 

den Neubau maßgebend sei das aktuelle 

EEG: Während Güllekleinanlagen bis 75 

Kilowatt (kW) elektrische Leistung und 

Anlagen bis 150 kWel eine Festvergütung 

bekommen (22,68 bzw. 13,06 Cent pro Kilowattstunde 

gesichert bis 31. März 2019), 

müssten Anlagen größer 150 kW in die Ausschreibung. 

Der gemäß EEG „gedeckelte“ 

Höchstwert bei der nächsten Ausschreibung, 

die voraussichtlich schon am 1. April 

2019 stattfinden wird, ist 14,58 Cent. Wie 

Kilburg darstellte, haben bestehende Anlagen 

im Schnitt 20 Cent Einspeisevergütung 

bei Stromgestehungskosten von typischerweise 

18 Cent. 

Die Zahlen zeigen, dass sich ein Neubau 

nur für eine 75-kW-Kleinanlage mit mindestens 

80 Prozent Gülle rechnet. Der 

Landwirt müsse Kilburg zufolge hier aber 

für ein überschaubares Nebeneinkommen 

eine immens hohe Investition tätigen und 

einen wahnsinnig hohen Aufwand treiben. 

Er listete die vielen „Baustellen“ auf, die 

bei Planung, Genehmigung und Betrieb 

einer Biogasanlage zu bearbeiten seien. In 

Bezug auf das „Öko-Potenzial“ in Deutschland 

stellte er klar: „Die 150 Biogasanlagen, 

die 2017 gebaut wurden, waren fast 

alle Anlagen in der 75-kW-Klasse. Die ist 

aber auf Gülle beschränkt.“ Das Potenzial 

an pflanzlichen Reststoffen, vor allem Kleegras, 

sei damit nicht zu heben. 

Ein erfolgversprechender Weg sei es, eine 

Bestandsbiogasanlage auf Ökolandbau 

umzustellen. Kilburg erläuterte die Chancen 

und Herausforderungen sowie die 

Vorteile hierzu. Zu bedenken sei, dass ein 

Wechsel zu Substraten mit geringerer Energiedichte 

und höherem Rohfaseranteil die 

Gasausbeute mindere und höhere Kosten 

für Einbring-, Rühr- und Pumptechnik erfordere. 

Dafür könnten die „fruchtfolgebedingt 

anfallenden Substrate“ zu Strom und 

Wärme veredelt und bei den Folgefrüchten 

Mehrerträge erzielt werden. Kilburg zitierte 

eine Umfrage unter 140 Ökobetrieben mit 

Biogasanlagen aus 2009: 75 Prozent der 

Befragten berichteten hier von Ertragssteigerungen 

zwischen 10 und 30 Prozent, 40 

Prozent von einer Qualitätsverbesserung, 

jeweils durch Gärproduktdüngung. 

Anforderungen der 

Anbauverbände differieren 

Zu beachten sind die Rahmenbedingungen 

der Bio-Anbauverbände und des EU-Ökosiegels, 

die Michael Köttner von der FnBB 

vorstellte. Für Kooperationen zwischen 

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22 

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AKTUELLES 

Ökolandwirt und Biogasanlagenbetreiber 

bringen die Vorgaben manche Erschwernis. 

Besonders schwierig ist eine Zusammenarbeit 

mit einer konventionellen Biogasanlage, 

denn die EG-Öko-Verordnung erlaubt 

nur Wirtschaftsdünger aus „flächengebundener 

Tierhaltung“. 

Die Anbauverbände sind bei Dünger tierischen 

Ursprungs zum Teil noch restriktiver. 

Bei allen gleich ist, dass wie gemäß EG- 

Öko-Verordnung maximal 0,5 Dungeinheiten, 

was 40 Kilogramm pro Hektar Stickstoff 

entspricht, an organischem Dünger 

aus externen, konventionellen Quellen 

möglich sind. Bei Gemeinschaftsanlagen 

und Kooperationen gilt das Prinzip: Rücknahme 

von Gärprodukten nur entsprechend 

der, zum Beispiel in Form von Kleegras, angelieferten 

Nährstoffmenge. 

„Die Gärprodukte könnten zwischen den 

Verbänden getauscht werden“, sagte Köttner. 

Eine Ausnahme sei der anthroposophische 

Demeter-Verband wegen dessen 

Komposteinsatzes und der Präparatearbeit. 

Insgesamt gewähre die EU-Verordnung den 

größten Spielraum. Alle großen Verbände 

verlangen Mindestanteile an betriebseigenen 

oder zumindest biologisch erzeugten 

Einsatzstoffen: Bei Bioland und Naturland 

sind es 70 Prozent, bei Demeter zwei Drittel 

der Trockenmasse und beim Biokreis 50 

Prozent. „Es ist schwierig, dem Verbraucher 

zu erklären, dass Ökolandwirte konventionellen 

Mais für ihre Biogasanlage kaufen“, 

machte Moderator Georg Stöckl vom Landwirtschaftsamt 

Neumarkt deutlich. 

100 Prozent Ökoeinsatzstoffe 

in der Diskussion 

Die Bio-Branche fürchtet hier einen Imageschaden. 

Wie Stöckl erläuterte, ist diese 

Praxis schon von mehreren Seiten kritisiert 

worden und vonseiten der Molkereien entstand 

Druck. Die Verbände hätten deshalb 

beschlossen, ab 2020 zu 100 Prozent Einsatzstoffe 

aus dem Ökolandbau zu verlangen. 

Weil die Verschärfung wohl zu einigen 

Härten führen würde, diskutierten die Verbände 

nun intern, ob der Termin 2020 eingehalten 

oder verschoben werden solle. Berater 

Peter Hinterstoißer bestätigte das für den 

Biokreis e.V. Der Verein vertrete die Interessen 

der Mitglieder, also der angeschlossenen 

Landwirte. „Die Bedingungen und Auflagen 

sind frei verhandelbar“, sagte er. 

Trotz der unbestrittenen Vorteile seien die 

Rahmenbedingungen nicht gerade so, dass 

bei Bio-Biogas ein großer Zuwachs zu erwarten 

sei, bedauerte Stöckl. Auch die tolle 

Gemeinschaftsanlage in Hurlach laufe an 

der „wirtschaftlichen Grenze“, wie Johann 

Drexl verriet: „Früher haben wir für das Kleegras 

noch was bezahlt, aber das ist nicht 

mehr möglich.“ Er sei froh, dass die Anlage 

mit dem Güllebonus eine gerade noch auskömmliche 

Vergütung erziele. „Bei 15 Cent 

Vergütung würde sie nicht funktionieren“, 

spielt er auf die in den Ausschreibungen 

jetzt gedeckelten Einspeisetarife an. 

Martina Serdjuk formulierte die wichtigsten 

Forderungen an Politik und Interessenverbände: 

„Ökologische Substrate“ in Biogasanlagen 

müssten besser gefördert werden. 

Laut Georg Stöckl vom Landwirtschaftsamt Neumarkt 

sollen nach 2020 die Anteile an konventionellen 

Substraten in Öko-Biogasanlagen weiter 

reduziert werden. 

Ein Beispiel sei hier, dass die Gülle-Kleinanlagenregelung 

auf Kleegras ausgeweitet 

werde. Außerdem sei die Rechtssicherheit 

von Kooperationen mit bestehenden Biogasanlagen 

zu verbessern. Serdjuk: „Hier 

geht es vor allem um Bestandsschutz, sollten 

sich aus der neuen, ab 2021 gültigen 

EU-Öko-Verordnung Erschwernisse für Biogasanlagen 

ergeben.“ 

Autor 

Christian Dany 

Freier Journalist 

Gablonzer Str. 21 

86807 Buchloe 

0 82 41/911 403 

christian.dany@web.de 

23

AKTUELLES 


FOTOS: ANDREA HORBELT 

Wirtschaftsdünger-Methan 

könnte für Mobilität noch 

interessant werden 

CNG – Compressed Natural Gas – so lautet die korrekte Bezeichnung für 

den Kraftstoff, der beim Fachgespräch „Lokale Hof-Biogastankstelle: 

Stand der Technik, Chancen und Perspektiven“ auf der Agenda stand. 

Ob dieser aus einer Biogasanlage in Bayern oder einem Erdgasfeld in 

der Nordsee stammt, ist für die Kennzeichnung zunächst uninteressant. 

Aber genau um diesen Unterschied ging es in Friedberg bei Augsburg: 

um die Aufbereitung von Biogas zum klimafreundlichen Kraftstoff 

Biomethan – und damit auch um eine mögliche Zukunftsperspektive für 

Biogasanlagen-Betreiber nach der EEG-Vergütung. 

Von Dipl.-Ing. agr. Andrea Horbelt 

Rund 50 Teilnehmer waren der 

Einladung des Fachverbandes 

Biogas e.V. in Kooperation mit 

C.A.R.M.E.N. e.V. zum Fachgespräch 

„Lokale Hof-Biogastankstellen“ 

am 15. Oktober in Friedberg bei 

Augsburg gefolgt, um sich über den aktuellen 

Stand der Technik sowie über Chancen 

und Perspektiven für die Verwendung von 

Biogas als Kraftstoff zu informieren. 

„Wir wollen das Thema Biomethan als 

Kraftstoff jetzt massiv angehen“, unterstrich 

der Präsident des Fachverbandes 

Biogas, Horst Seide, in seinem Eingangsstatement. 

Er prognostizierte für die Nutzung 

von Biogas im Verkehrssektor eine 

Ein Bus der Stadtwerke Augsburg mit Werbung auf 

der Heckscheibe für Biomethan als Kraftstoff. 

gute Perspektive: „Obwohl Deutschland 

bei dem Thema nicht eben zieht. Aber die 

EU drückt zum Glück“, so Seide. Um die 

Biomethannutzung auf der Straße weiter 

anzukurbeln, hat der Fachverband eine 

eigene Stabsstelle entwickelt, die vom 

Moderator des Friedberger Fachgesprächs, 

Alexey Mozgovoy, seit Dezember 2017 mit 

Leben gefüllt wird. 

Den Auftakt machte Kerstin Ikenmeyer 

vom Bayerischen Staatsministerium für 

Wirtschaft, Energie und Technologie, die 

über Potenziale und die rechtliche Situation 

von Biomethan im Kraftstoffmarkt referierte. 

Weniger als 4 Prozent der gesamten 

Biomethanerzeugung von knapp 10.000 

Gigawattstunden (GWh) werden aktuell als 

Kraftstoff genutzt. Dabei ist die Treibhausgas-(THG)Minderung 

bei Biomethan die 

höchste unter allen Biokraftstoffen – mit 

über 90 Prozent rund 30 Prozentpunkte 

über der geforderten THG-Minderungsquote. 

Gasfahrzeuge: Zulassungszahlen 

steigen 

Ikenmeyer informierte über die europäischen 

Rahmenbedingungen für Biokraftstoffe 

RED, RED II und die Fuel Qualitiy Di- 

24


Birgit Maria Wöber, CNG-Club. 

rective und deren Umsetzung in deutsches 

Recht über die Bundes-Immissionsschutzverordnung, 

das Bundes-Immissionsschutzgesetz 

und die Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung. 

Sowohl CNG als 

auch LNG (liquefied natural gas) liegen 

im Steuersatz mit 13,9 Cent je Kilowattstunde 

(kWh) bis 2023 weit unter Diesel 

(47,04 Cent) oder Ottokraftstoff (65,45 

Cent). Die Beibehaltung dieses niedrigen 

Steuersatzes wurde sehr kurzfristig Mitte 

2017 verlängert. Seitdem steigt die Zahl 

der neu zugelassenen Pkw kontinuierlich, 

von etwa 200 pro Monat Mitte 2017 auf 

über 1.500 Neufahrzeuge im Mai 2018. 

Aktuell fahren in Deutschland knapp 

100.000 Gasfahrzeuge, denen stehen 

rund 900 Tankstellen zur Verfügung, wovon 

etwa 150 reines Biomethan anbieten 

und weitere gut 300 ein Biomethan-Erdgas-Gemisch. 

„Es ist noch viel zu tun“, 

schloss Kerstin Ikenmeyer ihren Vortrag, 

vor allem mit Blick auf Aufklärung, Werbung 

und die Anpassungen der rechtlichen 

Rahmenbedingungen. 

Warum das Fachgespräch in Bayern stattfindet, 

erläuterte im Anschluss Alexey 

Mozgovoy: Im Freistaat stünden sehr viele 

und vor allem sehr viele ältere Biogasanlagen, 

für die das Ende der EEG-Vergütung 

naht. Für die Betreiber steht die Entscheidung 

an: weitermachen oder aufhören? 

Und wenn weiter, dann wie? 

Biomethan als Kraftstoff ist eine Alternative 

zur klassischen Verstromung. Eine Alternative 

mit Potenzial, betonte Mozgovoy. 

Weniger als die Hälfte des möglichen Biogaspotenzials 

werde aktuell erst genutzt – 

rund 78 Terawattstunden (TWh). Mehr als 

die Hälfte der europäischen Biomethaneinspeisung 

stammt aus deutschen Biogasanlagen. 

Trotz stagnierendem Heimatmarkt 

dominiert Deutschland nach wie vor 

die europäische Biomethanproduktion. 

Dass es nicht schon viel mehr CNG-Fahrzeuge 

auf den deutschen Straßen gibt, 

liege vor allem an der fehlenden Planungssicherheit: 

Auf die Verlängerung der Steuerbefreiung 

für Gasfahrzeuge konnte sich 

die Bundesregierung lange nicht einigen. 

Dass sie nun bis Ende 2023 bei 13,9 Cent 

eingefroren ist, sei zwar begrüßenswert, 

sagte Mozgovoy, aber speziell für Flottenbetreiber 

hätte die Entscheidung früher 

fallen müssen. Wer einen großen Fuhrpark 

betreibt, der plane langfristig. Der Leiter 

der Stabsstelle Biomethan hofft, dass an 

der niedrigen Besteuerung auch über das 

Jahr 2023 festgehalten werde und der 

Preis nicht – wie aktuell vorgesehen – sukzessive 

auf 27,3 Cent steigt. 

Ab 2020: Inverkehrbringer 

müssen THG-Minderung 

nachweisen 

Alexey Mozgovoy beleuchtete die von seiner 

Vorrednerin bereits angesprochene 

THG-Minderungsquote, die von der EU 

beschlossen nun in nationales Recht umgesetzt 

werden müsse: Ab 2020 müssen 

Klaus Röder, Stadtwerke Augsburg. 

Inverkehrbringer von Kraftstoffen, Tankstellen 

beispielsweise, eine THG-Minderung 

von 6 Prozent ihres jeweiligen Kraftstoffmixes 

nachweisen. Ansonsten drohe 

ihnen pro zu viel emittiertem Kilogramm 

CO 2 

eine Strafe von 47 Cent. Anhand einer 

Beispielrechnung erläuterte Mozgovoy die 

Ahndung für einen Tankstellenbetreiber 

und seine Optionen, diese zu vermeiden: 

über den Zertifikatehandel oder im direkten 

Verkauf von Biomethan oder Strom. 

Einen funktionierenden Zertifikatehandel 

vergleichbar der Leipziger Strombörse 

gebe es allerdings noch nicht, bedauerte 

Mozgovoy. 

Für die Betreiber von Biogasanlagen bedeutet 

die THG-Minderungsquote eine 

AKTUELLES 

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AKTUELLES 


interessante Perspektive, speziell 

für güllebasiertes Biogas, dem die 

RED-II-Direktive einen hohen Wert 

zuweist und entsprechend einen hohen 

möglichen Erlös beim Verkauf 

der THG-Minderung für den Biogasanlagen-Betreiber. 

Der aktuelle Quotenwert 

für Biomethan liegt bei etwa 

4 Cent je kWh. 

Über die technischen Lösungen zum 

Betrieb einer Biogas-Tankstelle informierte 

anschließend Stefan Laumann 

von der Firma EnviTec Biogas. 

Er stellte sowohl die Containerlösung 

Winfried Vees, Biomethan-Tankstellenbetreiber. 

ab 500 Normkubikmeter Biomethan 

pro Stunde (Nm 3 /h) als auch die Variante 

bis 500 Nm 3 /h vor. Letztere 

stieß beim Auditorium auf das eindeutig größere Interesse. 

Die EnviThan-Gasaufbereitung in Kombination 

mit dem CNG-Betankungsblock MICRO und MFS 120 

ECO des Münchner Herstellers BAUER Kompressoren 

pries Laumann als „platzsparende Betankungsanlagen 

für engste Verhältnisse und kleine Flotten“, die für bis 

zu zehn Pkw oder einen Lkw pro Tag ausgelegt sind. 

Die COMPACT- und MFS-15- bis MFS-22-Baureihe ist 

für bis zu 100 Pkw oder zehn Lkw pro Tag konzipiert. In 

verschiedenen Szenarien erläuterte der Abteilungsleiter 

Gasaufbereitung die Möglichkeiten zum kompletten 

oder teilweisen Kraftstoff-Umstieg in die Biomethan- 

Schiene, mit oder ohne flexible Fahrweise der Biogasanlage. 

Preiswerte, saubere Mobilität 

Es folgte ein leidenschaftlicher Appell pro Gasantrieb 

von Birgit Maria Wöber, Gründungs- und Vorstandsmitglied 

und Mitinitiatorin des CNG-Clubs. Seit mehr als 

zwei Jahrzehnten sei sie klimafreundlich mit CNG im 

Tank unterwegs, betonte die Münchnerin. Nicht Erdgas, 

Bio-Erdgas, Biomethan oder Bio-CNG – „all das trägt 

nur zur Verwirrung bei.“ 

CNG sei die offizielle und international anerkannte 

Bezeichnung, genau so würde es auch überall an den 

Tankstellen stehen. Was also ist CNG? Komprimiertes 

Naturgas/Methan, ein Premiumkraftstoff mit 130 Oktan 

(H-Gas), der aus verschiedenen Methanquellen, je nach 

Standort, zur Verfügung gestellt wird und leitungsgebunden 

ist. So war es auf Wöbers Folie zu lesen. 

„Es gab bislang keinen Verband, der für die CNG-Fahrer 

da ist“, betonte Wöber. Vor der Gründung des Verbandes 

am 19. März 2016 waren die Zahlen bei den Fahrzeugen, 

den Tankstellen und dem allgemeinen Interesse an 

gasbetriebenen Autos rückläufig, versicherte Wöber. Mit 

dem CNG-Club seien sie in allen Bereichen gestiegen, 

das aktuelle Medieninteresse groß – was allerdings auch 

am Diesel-Skandal und dem Engagement verschiedener 

Autohersteller liege, allen voran Audi, räumte Wöber ein. 

„Die Leute wollen sauber fahren“, unterstrich die Referentin. 

Und CNG sei klimafreundlich und sauber, zukunftsträchtig 

– und vor allem schon heute verfügbar. 

In ganz Europa stehe mittlerweile ein gut ausgebautes 

Tankstellennetz zur Verfügung. „Billiger und sauberer 

kann man nicht Auto fahren. Warum also nicht jetzt?“ 

schloss Wöber ihren Vortrag. 

Nicht erst jetzt, sondern schon vor sieben Jahren haben 

die Stadtwerke Augsburg (SWA) auf Biomethan umgestellt. 

Seit 2011 ist die gesamte Busflotte klimaneutral 

unterwegs. Für Klaus Röder, Leiter Fuhrpark der SWA, 

ist der Gasantrieb nicht die despektierlich titulierte 

„Brückentechnologie, sondern ein Dauerbrenner.“ Finanziell 

nähmen sich Diesel und CNG nicht viel, „aber 

Biomethan bringt einen hohen Imagegewinn“ – und 

verbessert schließlich auch die Luft in der Fuggerstadt. 

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AKTUELLES 

Röder würde sich eine technologieoffene Förderung 

wünschen, die nicht nur die E-Technik im Blick hat. 

„Wir sind jedenfalls gut für die Zukunft aufgestellt“, 

bilanzierte der Augsburger – und kündigt weitere 36 

Gasbusse an, die die Stadtwerke 2019 neu hinzukaufen 

werden. 

Kleine Tankanlage bei Pionier Winfried Vees 

Von der ganz großen Busflotte ging es für die Teilnehmer 

des Fachgesprächs anschließend gedanklich zu 

einer ganz kleinen Biogas-Tankstelle. Seit drei Jahren 

betreibt Winfried Vees auf seinem Energiehof Weitenau 

die bislang einzige netzunabhängige CNG-Tankstelle 

Deutschlands. „Klein“ wollte er auf jeden Fall anfangen 

– „wachsen kann man immer noch.“ 

Mittels einer Konzentrationswechseladsorption wird 

aus einem Teil des in seiner Biogasanlage entstehenden 

Gases Biomethan für die Tankstelle erzeugt. Das 

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AKTUELLES 


Repowering und Flexibilisierung sind 

entscheidende Weichenstellungen 

Mit dem Forschungsprojekt Biogas 4.0 will die TH Ingolstadt Anlagenbetreiber unterstützen 

und ihnen eine Perspektive aufzeigen. Auf einer Tagung gab es nun erste Ergebnisse. 



Biogas 4.0 – was nach Roboter und „Internet 

der Dinge“ auf der Biogasanlage klingt, soll 

vor allem eine neue Ära markieren: „Der 

Name ist angelehnt an Industrie 4.0“, verriet 

Prof. Dr. Markus Goldbrunner von der 

Technischen Hochschule Ingolstadt (THI). Es gehe um 

mehr Wertschöpfung aus dem Produkt und um Vernetzung; 

sozusagen also um die Weiterentwicklung 

der Biogas- mit Informations- und Kommunikationstechnologie. 

Der Biogas-4.0-Projektleiter erläuterte 

die Entwicklungsphasen des Biogassektors 

von Biogas 1.0 bis 3.0, 

von den ersten Pilotanlagen bis zur 

Hochzeit des vom EEG getriebenen 

Anlagenbaus. Für die mittlerweile 

angebrochene Phase 4.0 will die 

THI Biogasanlagen-Betreibern Perspektiven 

aufzeigen: mit dem Repowering 

und der Flexibilisierung ihrer 

Anlagen. Zur gleichnamigen Tagung 

waren Anfang Dezember rund 100 Interessierte 

aus der Branche gekommen. 

Thomas Braun: „Rührwerke 

haben mit etwa 45 Prozent einen 

hohen Anteil am Eigenstromverbrauch. Es 

besteht also ein hohes Optimierungspotenzial.“ 

Die Ingolstädter wollen sich mit Biogas 4.0 und anderen 

Projekten als neuer Forschungsstandort für die 

Biogastechnologie profilieren. Just am Nikolaustag ließen 

die Hochschul-Mitarbeiter die ersten Ergebnisse 

von Biogas 4.0 aus dem Sack. Wie Matthias Stark und 

Stefan Arlt erläuterten, seien zunächst Strommarktdaten 

erfasst und Direktvermarktungs-Unternehmen 

befragt worden. „Mit Strommarktdaten meinen wir vor 

allem die Preise an den verschiedenen Märkten“, sagte 

Stark, „wir wollten verschiedene Muster herauskristallisieren.“ 

Exemplarisch stellte er eine der Auswertungen 

vor: einen „Strompreisteppich“, auf dem der 

Day-Ahead-Markt des ganzen Kalenderjahres 2016 

abgebildet ist. 

„Je dunkelroter, desto teurer ist der Strom. Geht’s ins 

Grüne, wird der Strompreis negativ“, erläuterte Stark. 

Die Abbildung lasse drei Phänomene erkennen: An 

Wochentagen zeichne sich der Preisverlauf durch die 

typische „Doppelhöckerkurve“ aus. Das heißt, zweimal 

am Tag weise der Strompreis Spitzen auf, die durch den 

klassischen Tagesfahrplanbetrieb abgefahren werden 

könnten. Zweitens seien die Preise im Winter deutlich 

höher als im Sommer und drittens an Wochenenden und 

Feiertagen aufgrund des geringeren Strombedarfs niedriger. 

Die Preisübersichten über verschiedene Märkte 

und Jahre sollen eine Hilfestellung für die Ausarbeitung 

von Fahrplänen sein, gerade auch für die saisonale 

Fahrweise. 

Darüber hinaus haben die Mitarbeiter an der THI eine 

Befragung von acht Strom-Direktvermarktungs-Unternehmen 

mit 3.800 Biogasanlagen im Portfolio durchgeführt. 

Gefragt wurde nach der Preisgestaltung, den 

Märkten, in denen die Direktvermarkter aktiv sind, den 

technischen Schnittstellen, den limitierenden Faktoren 

und den Hemmnissen, die Betreiber von der Flexibilisierung 

abhalten. „Nur 15 Prozent der Anlagen 

fahren bereits nach Fahrplan“, so Stark, „es besteht 

also noch ein großes Erschließungspotenzial.“ 

Die Befragung ergab, dass bei der Preisgestaltung 

zwischen Direktvermarkter und Anlagenbetreiber in 

der Regel prozentuale Aufteilungen des Gewinns am 

Strommarkt vereinbart werden. Aber auch individuelle 

Pauschalvergütungen über ein ganzes Jahr finden 

vereinzelt Anwendung. Während die Teilnahme am Regelenergiemarkt 

wegen des Preisverfalls abnimmt, werden 

Biogasanlagen immer häufiger kontinuierlich nach 

Intraday-Spotmarkt betrieben. Stark zufolge bedeute 

das, dass nicht nur ein Fahrplan pro Tag da sei, sondern 

die Anlage sozusagen live gesteuert werde. 

Bei der Erfassung der Füllstände von Gas- und Wärmespeichern 

sei eine Standardisierung zwar erwünscht, 

aber schwierig umzusetzen, weil jeder Direktvermarkter 

sein eigenes System habe. „Für uns interessant war, 

dass die Fahrpläne oft nicht rein nach wirtschaftlichen 

Kriterien entwickelt wurden“, so der Ingenieur. Ein 

sicherer, robuster Betrieb der Anlage stehe häufig an 

erster Stelle. 

Zwei wesentliche „limitierende Faktoren“ konnten 

identifiziert werden: Zu kleine Wärmespeicher begren- 

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AKTUELLES 


Während der Betreiber das Maß 

der Flexibilität der Anlage (Überbauung), 

die Fahrplantreue und 

die Vertragsgestaltung direkt 

beeinflussen könne, so 

Ulrich Kilburg, sei das 

Geschick des Direktvermarkters 

nur bedingt 

beeinflussbar. 

zen bei flexiblem Anlagenbetrieb die 

Leistung der Wärmeversorgung. Laut 

Stark sei auch des Öfteren festgestellt 

worden, dass in der Anlagensteuerung 

die Wärme- nicht auf die Gasspeicher abgestimmt 

seien. Zweitens seien manche BHKW 

nicht vollständig für flexiblen Betrieb geeignet: entweder 

weil sie keine ausreichende Vorwärmung 

haben oder weil die Hersteller Restriktionen 

vorgeben zur Zahl an Starts und Stopps oder 

zur Mindestlaufzeit pro Tag. 

Eine weitere Erkenntnis aus der Befragung 

ist, dass es noch viele Hemmnisse aufseiten 

der Betreiber hinsichtlich einer Flexibilisierung 

gibt: Stark nannte hier den Flex-Deckel; 

da Genehmigung und Umbau der Anlage häufig 

länger als zwölf Monate dauerten, hätten die 

Betreiber oftmals Angst, dass das Flexprämien- 

Kontingent bis dahin aufgebraucht sei. Außerdem 

sei der Fremdeingriff für viele Betreiber Neuland, 

der Wartungsmehraufwand schwer abschätzbar und für 

Folgekosten und Einnahmen fehle die Datengrundlage. 

Innerhalb des Projektes Biogas 4.0 sollen nun Handlungsempfehlungen 

zum Abbau der Hemmnisse entwickelt 

und weitere Forschungsziele abgeleitet werden. 

Hauptziel sei, bei Betreibern die Akzeptanz zu erhöhen, 

ihre Anlagen nach Fahrplan zu fahren. 

Online-Tool zur Kostenberechnung 

Schließlich stellten Stark und Arlt noch eine kurze Beispielrechnung 

mit dem Berechnungstool an, das seit 

kurzem in einer Basisversion online steht: Interessierte 

Betreiber können hier ihre Stromgestehungskosten 

berechnen. Zudem kann deren Veränderung infolge 

von Repowering- oder Flexibilisierungsmaßnahmen 

betrachtet werden. Noch arbeitet das Tool mit einigen 

Pauschalwerten, weshalb bei Abweichungen vom Standard 

nur Näherungswerte errechnet werden können. 

Für Repowering-Maßnahmen etwa wurde ein Pauschalsatz 

von 25 Prozent der Neubaukosten angesetzt. „Wir 

haben eine Abweichung bis zu 10 Prozent“, sagte Arlt. 

Der Betreiber sei gefragt, die Ergebnisse nochmal gegenzuprüfen. 

An dem Berechnungsprogramm werde 

aber ständig gearbeitet. „Wartungs- und Sub stratkosten 

zum Beispiel sollen später noch individuell eingegeben 

werden können.“ Als weiteres Handlungsfeld nannte 

Arlt die Implementierung eines Repowering-Katalogs. 

Hier sollen ein eigenes Modul für die Wärmenutzung 

und Restriktionen von BHKW-Herstellern integriert 

werden. Ziel sei es, Kosten und Nutzen von Effizienzsteigerungsmaßnahmen 

damit zu überprüfen. 

Biogas 4.0 soll nicht zuletzt den Austausch zwischen 

Wissenschaft und Wirtschaft fördern. Deshalb sind 

zahlreiche Unternehmen der Branche eingebunden. 

Georg Wallaschek von der Omnicert GmbH trug die Anforderungen 

vor, die ein Umweltgutachter an den Erhalt 

der Flexprämie stellt. Vor allem müsste die Anlage die 

„Doppelhöckerkurve“ abfahren können und der Gasspeicher 

bei voller BHKW-Leistung für mindestens vier 

Norbert Grösch empfahl, die 

bautechnische Begutachtung 

des Behälterzustands mit 

einer anstehenden Wartungsmaßnahme 

zu kombinieren. 

Stunden reichen. Mit diesen Anforderungen nehme der 

Umweltgutachter einen dreitägigen Probebetrieb ab. 

Ulrich Kilburg von CARMEN e.V. beleuchtete die Einflussfaktoren, 

die sich auf die Mehreinnahmen aus 

dem Flexbetrieb auswirken: Während der Betreiber 

das Maß der Flexibilität der Anlage (Überbauung), die 

Fahrplantreue und die Vertragsgestaltung direkt beeinflussen 

könne, sei das Geschick des Direktvermarkters 

nur bedingt beeinflussbar: „Sie können den Direktvermarkter 

wechseln, wenn Sie unzufrieden sind.“ Keinen 

unmittelbaren Einfluss nehmen könne man auf die 

30


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AKTUELLES 


gesetzlichen Rahmenbedingungen und die allgemeine 

Marktentwicklung. Die Flexibilisierung während der 

laufenden, 20-jährigen EEG-Vergütungsperiode könne 

auch als Vorbereitung auf die Anschlussförderung gesehen 

werden – wie ein „Fitnesstraining“ für die Ausschreibung. 

Matthias Stark (links) und 

Stefan Arlt. „Nur 15 Prozent der 

Anlagen fahren bereits nach 

Fahrplan“, so Stark, „es besteht 

also noch ein großes Erschließungspotenzial.“ 

Systematische Analyse für das Repowering 

Dass einer Repowering-Maßnahme eine sorgfältige Bestandsaufnahme 

vorausgehen muss, betonte Norbert 

Grösch von der THI. Die Ingolstädter arbeiten zusammen 

mit der FH Münster an einem Leitfaden für eine 

systematische Ist-Analyse von Biogasanlagen fürs Repowering. 

Handlungsbedarf bestehe, wenn die Anlage 

nicht dem aktuellen Stand der Technik entspreche, 

Anforderungen an eine Ausschreibung erfüllt werden 

müssten oder die Wirtschaftlichkeit zu wünschen übrig 

lasse. „Ein wesentlicher Bestandteil bei der Prüfung 

des Anlagenzustands ist die sicherheitstechnische Begutachtung“, 

so Grösch. Dabei seien auch zu erwartende 

Vorschriften zu berücksichtigen, wie die bevorstehende 

TRAS 120. 

Grösch empfahl, die bautechnische Begutachtung des 

Behälterzustands mit einer anstehenden Wartungsmaßnahme 

zu kombinieren: zum Beispiel, wenn bei 

einem Rührwerkstausch ohnehin der Behälter ent- 

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32


AKTUELLES 

leert werden müsse. Zur Ermittlung möglicher Optimierungsansätze 

müssten Auffälligkeiten beobachtet 

werden, wie Sinkschichten, lokale Ablagerungen oder 

Fremdstoffeintrag. Weitere Ansätze seien eine regelmäßige 

Messung des Eigenstrombedarfs (entspricht der 

Verbrauch den Erwartungen?) und regelmäßige Anlagenbegehungen 

zur Ortung von Methanleckagestellen 

mit einem „Methanschnüffler“. Grösch: „So ein Gerät 

kostet 300 Euro.“ Hier sei mit einer einfachen Instandhaltungsmaßnahme 

ein Effizienzgewinn zu erzielen, 

der auch einen Beitrag zum Klimaschutz darstelle. 

„Rührwerke haben mit etwa 45 Prozent einen hohen 

Anteil am Eigenstromverbrauch. Es besteht also ein 

hohes Optimierungspotenzial.“ Das stellten sowohl Abdessamad 

Saidi von der THI als auch Thomas Braun von 

der UTS Biogastechnik GmbH heraus. Saidi arbeitet an 

der Rührwerksoptimierung in Biogasfermentern, wozu 

verschiedene Konfigurationen mit CFD-basierten Simulationsrechnungen 

validiert werden sollen. 

Saidi: „Modellbasierte Untersuchungen sind aber mit 

Vorsicht zu genießen.“ Deshalb seien Tests an der neuen 

Labor-Biogasanlage der Ingolstädter geplant – und 

auch Feldtests in Praxis-Biogasanlagen. Braun berichtete, 

dass mit einem neu entwickelten Rührwerk von 

UTS eine Energieeinsparung von 68 Prozent erreicht 

worden sei: 60 Prozent resultierten aus dem geringeren 

Stromverbrauch und rund 8 Prozent, weil durch eine 

höhere Rührleistung die Einsatzzeiten reduziert werden 

konnten. Über Probleme, die beim Repowering der 

Anlagenautomatisierung auftauchen, und Strategien, 

diese zu vermeiden, referierten Stefan Maier und Martin 

Fickert von der Awite Bioenergie GmbH. Fickert hob 

hervor, wie wichtig eine aktuelle Anlagendokumentation 

ist, zum Beispiel Schaltplan und R&I-Schema. Die Prozessbeschreibung 

und weitere Dokumente zu aktualisieren, 

werde bei Änderungen und Erweiterungen gerne 

vernachlässigt. „Je mehr Informationen man hat, umso 

besser und günstiger wird die Repowering-Maßnahme“, 

sagte er. 

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33

AKTUELLES 


ABFALLVERGÄRUNGSTAGUNG 

11. – 13. März 2019 in Dresden 

Mit begleitender Fachausstellung 

Die Abfallvergärungstagung in Dresden wird in diesem 

Jahr erstmalig vom Fachverband Biogas e.V., dem 

Forum für Abfallwirtschaft und Altlasten, der Güte- 

Gemeinschaft Gärprodukte e.V. (GGG) und der TU 

Dresden gemeinsam veranstaltet. 

Damit werden die bisher parallel stattfindenden Fachveranstaltungen 

in einem neuen Format gebündelt. So können wir Ihnen 

eine ausgewogene und informative Mischung von neuen Erkenntnissen 

aus der Wissenschaft und Praxiserfahrungen anbieten. 

Neben der Vorstellung der aktuellen Herausforderungen und 

rechtlichen Neuerungen werden vor allem der Einsatz spezieller 

Substrate und die Gärproduktaufbereitung thematisiert. Damit 

bietet die Tagung einen Ausblick auf zukünftige Entwicklungen 

und Chancen für Abfallvergärungsanlagen. Für die gesamte Branche 

stellt die Tagung eine hervorragende Gelegenheit zum Austausch 

dar und richtet sich an Anwender, Hersteller, Behörden 

und Wissenschaftler gleichermaßen. 

Wir freuen uns auf Ihr Kommen! 

Christina Dornack, TU Dresden und 

David Wilken, Fachverband Biogas e.V. 

PROGRAMM 

TAG 1 // 11.03.2019 

12:00 Uhr Registrierung und Begrüßungsimbiss 

13:00 Uhr Begrüßung und Moderation 

David Wilken // Fachverband Biogas e.V. 

BLOCK 1: FRAGEN & AUSBLICKE DER BRANCHE 

13:10 Uhr Neue Entwicklungen in der Biogastechnologie 

Prof. Dr. Christina Dornack // Technische Universität Dresden 

13:50 Uhr Aktuelle Herausforderungen und Perspektiven der Biogasbranche 

Dr. Claudius da Costa Gomez // Fachverband Biogas e.V. 

14:30 Uhr Kaffeepause // Ausstellung 

BLOCK 2: PRAXIS UND RECHT 

15:00 Uhr Anforderungen an die Vergärung von Bioabfällen auf Europäischer 

und nationaler Ebene 

MR Hans-Peter Ewens // Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz 

und nukleare Sicherheit (BMU) 

15:40 Uhr Umstellung einer Restabfallvergärungsanlage auf Bioabfälle 

Dr. Axel Zentner // Technische Universität Dresden 

16:20 Uhr Bioabfallvergärung und Fremdstoffmanagement in Dresden 

Karl-Uwe Schäfer // Kompotec 

17:00 Uhr Ende Tag 1 

19:00 Uhr ABENDPROGRAMM 

Besichtigung der barocken Dresdner Altstadt mit 

anschließendem Abendessen. 


9:00 Uhr Begrüßung und Moderation 

Thomas Karle // GüteGemeinschaft Gärprodukte e.V. 

BLOCK 3: VERGÄRUNG VON STICKSTOFFREICHEN UND CELLULOSE- 

HALTIGEN SUBSTRATEN 

9:10 Uhr Optimierung der Vergärung von stickstoffreichen Substraten 

mit Hochleistungsreaktoren 

Anne Geißler // Technische Universität Dresden 

9:50 Uhr Ernte, Aufbereitung und Vergärung von Stroh in Biogasanlagen 

Josef Höckner // BioG GmbH 


BLOCK 4: FERMENTERBIOLOGIE, GÄRPRODUKTAUFBEREITUNG 

UND VERMARKTUNG 

11:00 Uhr Mikroorganismen bei der Vergärung 

Dr. Christian Abendroth // Technische Universität Dresden 

11:40 Uhr Düngen mit Gärprodukten – Ausbringung, Aufbereitung 

und Vermarktung 

David Wilken // Fachverband Biogas e.V. 

12:20 Uhr Düngerechtliche Anforderungen an die Ausbringung 

von Gärprodukten und Komposten 

Stefan Hüsch // Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft 

13:00 Uhr Mittagspause // Ausstellung 

14:00 Uhr Network-Gruppen 


16:00 Uhr Berichte aus den Network-Gruppen 

34

BLOCK 5: CO-VERGÄRUNG, ZUKUNFT DER 

BIOGASTECHNOLOGIE 

16:40 Uhr CO-Vergärung der Reststoffe aus der Milchproduktion 

in der Biogasanlage Leppersdorf 

N.N. // Sachsenmilch GmbH 

17:20 Uhr Zukunft und Chancen der Biogasgewinnung in der 

Abfallwirtschaft und deren Produkte 

Prof. Dr.-Ing. Frank Scholwin // Institut für Biogas, 

Kreislaufwirtschaft und Energie 

18:00 Uhr Abschlussrunde // Get-together 

18:30 Uhr GGG-Mitgliederversammlung 

AUSSTELLER 

Firmen haben die Gelegenheit Messewände zu platzieren. 

Die Beteiligungskosten liegen bei 1.200 EUR inkl. MwSt. 

(Mitgliedsfirmen 960 EUR inkl. MwSt.). Enthalten ist neben 

der Fläche ein Stehtisch sowie die Beteiligung an der Abfallvergärungstagung 

für eine Person. 

Wenn Sie Interesse an einer Ausstellungsbeteiligung 

haben, kontaktieren Sie bitte Anja Lobedank unter: 

veranstaltung@biogas.org. 


8:00 Uhr Lehrfahrt // Anlagenbesichtigung 

Anlage in Klotzsche: Bioabfallanlage 

Anlage in Leppersdorf: Co-Vergärung 

15:00 Uhr Geplantes Ende 

ANMELDUNG 

Bitte per Email oder Fax an: 

veranstaltung@biogas.org 

+49 8161 984670 

ÜBERNACHTUNG 

In folgenden Hotels sind Übernachtungskontingente 

mit vergünstigten Konditionen unter dem Stichwort 

„Abfallvergärungstagung“ abrufbar. 

INHALTLICHE SCHWERPUNKTE 

ffFragen und Ausblicke der Branche 

ffPraxis und Recht 

ffVergärung von stickstoffreichen und cellulosehaltigen 

Substraten 

ffFermenterbiologie, Gärproduktaufbereitung 

und Vermarktung 

ffCo-Vergärung, Zukunft der Biogastechnologie 

TEILNAHMEBEDINGUNGEN 

Die Teilnahmegebühren sind: 

Mitglieder 

Nicht-Mitglieder 

Tagung 290 EUR 420 EUR 

Lehrfahrt 120 EUR 150 EUR 

Aussteller 960 EUR 1.200 EUR 

In der Teilnahmegebühr sind eine Verpflegungspauschale, 

das Abendprogramm und die Mehrwertsteuer enthalten. 

Die Gebühr für die Lehrfahrt enthält ebenfalls eine Verpflegungspauschale 

und die Mehrwertsteuer. 

TAGUNGSORT 

Dülfersaal der Technischen Universität Dresden 

Mommsenstr.13 · 01069 Dresden 

Gästehaus der TU Dresden „Am Weberplatz“ 

Weberplatz 3 · 01217 Dresden 

+49 351 4679300 

+49 351 4679394 

gha@ mail.zih.tu-dresden.de 

IntercityHotel Dresden 

Wiener Platz 8 · 01069 Dresden 

+49 351 263550 

dresden@intercityhotel.de 

Hotel ibis Dresden Bastei 

Prager Str. 5 · 01069 Dresden 

+49 351 48564856 

reservierung@ibis-dresden.de 

VERANSTALTER/ KONTAKT 


Anja Lobedank 

Angerbrunnenstr. 12 · 85356 Freising 

+49 8161 9846801 

+49 8161 984670 

veranstaltung@biogas.org 

www.biogas.org 

Weitere Informationen zur Tagung, Fachausstellung, 

Anmeldung, Anreise und zu den Übernachtungsmöglichkeiten 

finden Sie unter: 

http://forum-abfallwirtschaft-altlasten.de/ 

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35

POLITIK 


Europa: Neufassung der Erneuerbare- 

Energien-Richtlinie (RED II) steht 

Im Rahmen der Verhandlungen zu dem Paket „Saubere Energien für alle Europäer“ haben sowohl der Europäische 

Rat als auch das Europäische Parlament die „Verordnung zur Governance der Energieunion und für den 

Klimaschutz“ sowie die Neufassung der „Erneuerbare-Energien-Richtlinie“ (kurz: RED II) verabschiedet. Die 

Gesetzestexte werden noch übersetzt und dann im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht. Drei Tage 

nach dieser Veröffentlichung treten sie in Kraft. Bis spätestens 30. Juni 2021 sind die Bestimmungen der 

RED II in nationales Recht umzusetzen. 

Von Julia Münch 

In der RED II ist ein neues Gesamtziel 

für den Anteil Erneuerbarer Energien 

am europäischen Gesamtenergieverbrauch 

festgelegt. Es soll bis zum Jahr 

2030 mindestens 32 Prozent betragen. 

Dieses Ziel kann im Rahmen eines sogenannten 

„upward review“ im Jahr 2023 

nach oben korrigiert werden, beispielsweise 

aufgrund sinkender Technologiekosten, einer 

verbesserten Energieeffizienz oder höherer 

internationaler CO 2 

-Reduktionsziele. 

Das 32-Prozent-Ziel ist nur auf EU-Ebene 

verbindlich. Das heißt, es gibt keine national 

verbindlichen Beiträge der einzelnen 

Mitgliedstaaten. Allerdings darf der Erneuerbare-Energien-Anteil 

in keinem Mitgliedstaat 

unter die verbindlichen 2020-Ziele 

fallen. Im Rahmen von sogenannten Nationalen 

Energie- und Klimaplänen (National 

Energy and Climate Plan – NECP), deren 

Ausgestaltung in der Governance-Verordnung 

festgelegt ist und die auf zehn Jahre 

ausgelegt sind (von 2020-2030), melden 

die einzelnen EU-Mitgliedstaaten ihre Ziele 

und Maßnahmen in der Energie- und Klimapolitik, 

deren Gesamtheit dann im Jahr 

2030 zu einem Erneuerbare-Energien-Ziel 

von 32 Prozent führen soll. 

Die EU-Kommission bewertet diese Pläne 

und berechnet, ob das Ziel damit erreichbar 

ist und fordert gegebenenfalls Korrekturen 

von einzelnen Staaten, die eventuell zu wenig 

beitragen. Die ersten NECP-Entwürfe 

mussten bis zum 31. Dezember 2018 bei 

der EU-Kommission eingereicht werden. 

Die Kommission gibt dann ihr Feedback. 

Des Weiteren gibt es eine Konsultation der 

relevanten Stakeholder in den einzelnen 

Ländern im ersten Halbjahr 2019, in dem 

Rückmeldung zum nationalen Energie- und 

Klimaplan der Bundesregierung gegeben 

werden kann. Bis zum 31. Dezember 2019 

muss dann der finale Plan mit Berücksichtigung 

des gegebenen Feedbacks bei der 

EU-Kommission eingereicht werden. 

Förderregelungen für 

Erneuerbare Energien 

Erneuerbare Energien können weiterhin gefördert 

werden, wenn die Förderregelungen 

den Energie- und Umweltbeihilfeleitlinien 

entsprechen. Grundsätzlich soll die Förderung 

marktbasiert und marktorientiert sein. 

Wettbewerbsverzerrungen auf den Elektrizitätsmärkten 

sollen vermieden und mögliche 

Systemintegrationskosten sowie die 

Systemsicherheit berücksichtigt werden. 

Ausschreibungen sind das zentrale Fördermittel. 

Gefördert werden kann durch 

eine fixe oder flexible Marktprämie. Ausnahmen 

können für kleine Anlagen und 

Demonstrationsprojekte gewährt werden, 

wobei nicht näher ausgeführt ist, was „kleine 

Anlagen“ sind. Technologiespezifische 

Ausschreibungen sind erlaubt, wenn sie 

gut begründet sind. Alle drei Jahre soll die 

EU-Kommission dem Parlament über die 

Ergebnisse und die Wirksamkeit der Ausschreibungen 

berichten. 

Mitgliedstaaten sollen sicherstellen, dass 

die Förderung nicht rückwirkend in einer 

Weise überarbeitet wird, die sich negativ 

auf die Wirtschaftlichkeit der geförderten 

Projekte auswirkt. Jeder Mitgliedstaat soll 

langfristige Zeitpläne veröffentlichen, in 

denen die in den nächsten fünf Jahren erwartete 

zu allokierende Menge (Volumen 

oder Budget), ein indikativer Zeitplan mit 

36


POLITIK 

FOTOS: WWW.LANDPIXEL.DE 

Im Verkehrssektor gibt es ein verbindliches Ziel von 14 Prozent Erneuerbare Energien am 

Endenergieverbrauch bis 2030. Innerhalb der 14 Prozent sollen Biokraftstoffe und Biogas, die 

aus einer Liste bestimmter Rest- und Abfallstoffe wie Gülle stammen, produziert werden. 

Ausschreibungsrhythmus, die Förderhöchstsumme 

und die zugelassenen Technologien 

darzulegen sind. Mindestens alle 

fünf Jahre sollen die Mitgliedstaaten zudem 

ihre Förderregelungen bewerten. 

Öffnung von Fördersystemen 

Viel diskutiert wurde eine Öffnung von 

Förderregelungen für andere EU-Mitgliedstaaten. 

Eine verpflichtende Öffnung ist 

erst einmal vom Tisch, allerdings möchte 

die EU-Kommission perspektivisch eine 

umfangreiche und verpflichtende Öffnung 

der Fördersysteme, um Kooperationen zwischen 

den Ländern zu fördern und um dem 

Ziel, einen gemeinsamen europäischen 

Energiemarkt zu schaffen, näherzukommen. 

Bis 2023 wird daher die EU-Kommission 

die Umsetzung der Öffnungsbestimmungen 

evaluieren, inklusive einer möglichen 

verpflichtenden partiellen Öffnung. Nicht 

verbindliches Ziel ist, eine 5-prozentige 

Öffnung bis 2025 und eine 10-prozentige 

Öffnung bis zum Jahr 2030 zu erreichen. 

Wie die grenzüberschreitende Kooperation 

genau ausgestaltet sein soll, ist nicht im 

Einzelnen festgelegt. 

Möglich ist, dass zum Beispiel bestimmte 

Anteile des allokierten Budgets oder der 

geplanten neuen Kapazitäten im Jahr für 

die Teilnahme von Produzenten im Ausland 

geöffnet werden. Mitgliedstaaten können 

Bedingungen für eine Öffnung festlegen, 

etwa einen Nachweis des physikalischen 

Imports oder eine Beschränkung der Förderung 

auf Anlagen in Ländern mit direkter 

Netzverbindung. 

Herkunftsnachweise für Strom 

und Wärme aus Erneuerbaren 

Energien 

Es ist Aufgabe der Mitgliedstaaten, die 

Herkunft von Strom und Wärme aus Erneuerbaren 

Energien gegenüber dem Endkunden 

zu garantieren. Mitgliedstaaten 

können daher Herkunftsnachweise an Erzeuger 

von erneuerbarem Strom oder Gas 

ausstellen. Herkunftsnachweise sollen 

eine Standardgröße von einer Megawattstunde 

haben. Es muss sichergestellt sein, 

dass für jede erzeugte Energieeinheit nicht 

mehr als ein Herkunftsnachweis ausgestellt 

wird. 

Stichwort Eigenverbrauch: Erstmals wird 

explizit der Eigenverbrauch in die europäische 

Gesetzgebung mit aufgenommen. 

Rechte und Pflichten von Eigenverbrauchern 

werden definiert. Eigenverbraucher 

von erneuerbarem Strom sollen ihren 

überschüssigen Strom selber oder über 

Aggregatoren mittels PPAs (Stromabnahmeverträge), 

Direktliefermodelle und Peerto-Peer-Plattformen 

vertreiben können. 

Erneuerbare-Energien-(EE)Eigenverbraucher 

sollen grundsätzlich keine diskriminierenden 

oder unverhältnismäßigen 

Gebühren bezahlen. Für selbstverbrauchte 

Energie, die auf dem eigenen Gelände 

verbleibt, sollen prinzipiell keine Entgelte 

erhoben werden. Allerdings kann selbstverbrauchter 

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37 

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POLITIK 


Mitgliedstaaten sollen den 

EE-Anteil im Wärme- und 

Kälte-Bereich jährlich um 

1,3 Prozentpunkte erhöhen. 

Berechnet werden die 

Prozentpunkte bezogen auf 

einen Durchschnittswert, der 

jeweils für die Perioden 2021 

bis 2025 und 2016 bis 2030 

errechnet wird. Ausgangswert 

ist der im Jahr 2020 erreichte 

Anteil von EE-Wärme 

und -Kälte am nationalen 

Endenergieverbrauch. 

lagen belastet werden (müssen verhältnismäßig 

sein), wenn der selbsterzeugte und 

-verbrauchte Strom gefördert wird, wenn 

Strom in einer Anlage mit mehr als 30 

Kilowatt erzeugt wird oder wenn ab Ende 

2026 der Anteil der Erneuerbare-Energien- 

Selbstverbrauchsanlagen 8 Prozent der gesamten 

in einem Mitgliedstaat installierten 

Stromerzeugungskapazität übersteigt. 

Außerdem besteht die Möglichkeit zum 

kollektiven Eigenverbrauch in Mehrparteiengebäuden 

und Gebäudekomplexen – 

allerdings können die Mitgliedstaaten begründet 

zwischen individuellem und kollektivem 

Eigenverbrauch unterscheiden. 

Sind die Erneuerbare-Energien-Anlagen 

das Eigentum Dritter oder werden sie von 

diesen betrieben, gelten diese Dritten nicht 

als Eigenverbraucher. Mitgliedstaaten sollen 

einen „förderlichen Rahmen“ für die 

Entwicklung des EE-Eigenverbrauchs aufsetzen 

und diese Maßnahmen in den NECP 

beschreiben. Ebenso soll ein „förderlicher 

Rahmen“ für erneuerbare Energiegemeinschaften 

geschaffen werden. 

Wärme- und Fernwärmenetze 

Mitgliedstaaten sollen den EE-Anteil im 

Wärme- und Kälte-Bereich jährlich um 1,3 

Prozentpunkte erhöhen. Berechnet werden 

die Prozentpunkte bezogen auf einen 

Durchschnittswert, der jeweils für die Perioden 

2021 bis 2025 und 2016 bis 2030 

errechnet wird. Ausgangswert ist der im 

Jahr 2020 erreichte Anteil von EE-Wärme 

und -Kälte am nationalen Endenergieverbrauch. 

Die Erhöhung wird für Mitgliedstaaten, in 

denen Abwärme bzw. Kälte nicht genutzt 

wird, auf 1,1 Prozentpunkte begrenzt. Prioritär 

gilt es, die beste verfügbare Technik zu 

nutzen. Für die Berechnungsgrundlage gilt 

grundsätzlich, dass Mitgliedstaaten Abwärme 

und Kälte mit anrechnen können, bis zu 

einer Grenze von 40 Prozent der jährlichen 

Steigerung; mit einem Anteil von über 60 

Prozent an erneuerbarer Wärme und Kälte 

können Mitgliedstaaten die Steigerung bereits 

als erfüllt betrachten. Mit einem Anteil 

zwischen 50 und 60 Prozent können sie 

die Steigerung als bereits zur Hälfte erfüllt 

betrachten. 

Sollten die Maßnahmen nicht ausreichen, 

um die jährliche Steigerungsrate zu erfüllen, 

ist dies öffentlich bekanntzumachen 

und vor der EU-Kommission zu rechtfertigen. 

Alle vier Jahre sollen Netzwerkbetreiber 

in Zusammenarbeit mit Betreibern von 

Fernwärme/-kältesystemen deren Potenzial 

bewerten, Ausgleichsfunktionen oder andere 

Systemdienstleistungen zu übernehmen; 

darüber hinaus sollen sie bewerten 

und angeben, ob das identifizierte Potenzial 

ressourcen- und kosteneffizienter wäre 

als andere Lösungen. 

Erneuerbare Energien im 

Verkehrssektor 

Im Verkehrssektor gibt es ein verbindliches 

Ziel von 14 Prozent Erneuerbare Energien 

am Endenergieverbrauch bis 2030 mit der 

Möglichkeit, das Ziel im Jahr 2023 nach 

einer Evaluation der EU-Kommission zu erhöhen. 

Mitgliedstaaten können sich auch 

dafür entscheiden, sogenannte „recycelte 

Kohlenstoffkraftstoffe“ auf das Ziel anzurechnen. 

Dies sind flüssige oder gasförmige 

abfallbasierte fossile Kraftstoffe, die 

aus Abfällen nicht erneuerbaren Ursprungs 

bestehen und bei Produktionsprozessen 

unvermeidbar anfallen. 

Innerhalb der 14 Prozent sollen Biokraftstoffe 

und Biogas, die aus einer Liste bestimmter 

Rest- und Abfallstoffe wie Stroh, 

Gülle, Bioabfälle, etc. produziert werden, 

mindestens 0,2 Prozent im Jahr 2022, 

1 Prozent im Jahr 2025 und mindestens 

3,5 Prozent im Jahr 2030 beitragen. Der 

Beitrag von Biokraftstoffen und Biogas aus 

Substraten wie bereits genutztes Küchenöl 

und Tierfett wird auf 1,7 Prozent des 

Energiegehalts vom Kraftstoffverbrauch 

limitiert. 

Biokraftstoffe und 

Biomassebrennstoffe 

Die Bezeichnung „Biokraftstoffe“ umfasst 

künftig nur noch flüssige Biokraftstoffe. 

„Biomassebrennstoffe“ hingegen bezeichnen 

Brenn- und Kraftstoffe aus gasförmiger 

und fester Biomasse. Diese Unterscheidung 

ist wichtig, da sich verschiedene 

Bestimmungen nur auf jeweils eine dieser 

Arten beziehen. So umfassen „fortschrittliche 

Biokraftstoffe“ künftig nur noch flüssige 

Biokraftstoffe. Biogas dagegen gilt nicht 

als fortschrittlicher Biokraftstoff, sondern 

als Biomassebrennstoff. 

Mehrfachanrechnung: Der Beitrag von erneuerbarem 

Strom soll 4-fach bei Nutzung 

im Straßenfahrzeugbetrieb (verpflichtend) 

und 1,5-fach bei Nutzung Nutzung im 

Bahnbetrieb (freiwillig) angerechnet werden 

können. Der Beitrag von Biokraftstoffen 

und Biogas aus Substraten des ANNEX 

IX kann doppelt angerechnet werden (freiwillig). 

Mit Ausnahme von Beiträgen von 

Kraftstoffen aus Nahrungs- und Futtermitteln 

soll der Beitrag zu Schiffs- und Flugkraftstoffen 

1,2-fach angerechnet werden. 

38


POLITIK 

Biokraftstoffe aus Nahrungsund 

Futtermitteln 

Der Beitrag von Biokraftstoffen sowie von 

Biomassebrennstoffen, die im Transportsektor 

verwendet werden, darf in jedem 

Mitgliedstaat nicht mehr als 1 Prozent 

über deren Beitrag am Bruttoendenergieverbrauch 

im Jahr 2020 liegen. Maximalgrenze 

bleiben weiterhin die 7 Prozent wie 

bislang auch. 

Die Mitgliedstaaten können wahlweise 

eine niedrigere Obergrenze festlegen 

und zwischen verschiedenen Arten von 

aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen 

gewonnenen Biokraftstoffen, flüssigen 

Biobrennstoffen und Biomassebrennstoffen 

unterscheiden, zum Beispiel unter Berücksichtigung 

indirekter Landnutzungsänderungen. 

Der Beitrag von Biokraftstoffen und Biomassebrennstoffen 

im Verkehrssektor, 

die ein hohes Risiko für indirekte Landnutzungsänderungen 

(iLUC) in Gebieten 

mit hohem Kohlenstoffgehalt aufweisen, 

soll den Stand des Jahres 2019 in den 

Mitgliedstaaten nicht übersteigen, es sei 

denn, diese sind als Kraftstoffe mit niedrigem 

iLUC-Risiko eingestuft. Ab dem 31. 

Dezember 2023 soll diese Grenze von dem 

jeweiligen Stand 2019 in den Mitgliedstaaten 

auf 0 Prozent im Jahr 2030 abgesenkt 

werden. Die EU-Kommission wird in einem 

delegierten Rechtsakt festlegen, welche 

Kraftstoffe zu „Hochrisiko“-Kraftstoffen 

und welche zu „Niedrigrisiko“-Kraftstoffen 

zählen. 

Nachhaltigkeitsanforderungen 

Die Energie aus Biokraftstoffen und Biomassebrennstoffen 

wird weiterhin nur auf 

das 14-Prozent-Ziel angerechnet, wenn 

bestimmte Nachhaltigkeitskriterien erfüllt 

werden. Gefördert werden dürfen 

nur solche Kraft- und Brennstoffe, die 

die Nachhaltigkeitskriterien erfüllen. Die 

Nachhaltigkeitsanforderungen entsprechen 

weitgehend der alten Richtlinie, was 

hoch-biodiverse Flächen und Biodiversität 

insgesamt betrifft. 

Neu ist, dass die Auswirkungen auf die 

Bodenqualität und den Bodenkohlenstoff 

des Anbaus des verwendeten Substrats 

berücksichtigt werden müssen. Eine zentrale 

Neuerung ist, dass auch für Biogas zur 

Strom- und Wärmeproduktion Treibhausgasminderungen 

nachzuweisen sind. Dies 

gilt für alle Neuanlagen, die ab 1. Januar 

2021 in Betrieb gehen. Insgesamt sind die 

Treibhausgasmindesteinsparungen gestiegen 

(siehe Tabelle). 

Im ANNEX V der Erneuerbare-Energien- 

Richtlinie finden sich die methodischen 

Grundlagen zur Berechnung der THG- 

Einsparungen für Biokraftstoffe und flüssige 

Biobrennstoffe. In Anhang VI findet 

sich das Gleiche für Biomassebrennstoffe. 

Nachhaltigkeitsanforderungen müssen für 

Biomassebrennstoffe nur erfüllt werden, 

wenn sie in Anlagen unter 20 Megawatt 

Feuerungswärmeleistung bei festen und in 

Anlagen unter 2 Megawatt bei gasförmigen 

Biomassebrennstoffen produziert werden. 

Die Definition der Einheit für die 2-MW- 

Grenze für Biogas ist noch unklar, da der 

englische Begriff sich nicht eindeutig ins 

Deutsche übersetzen lässt. Beabsichtigt 

war eine Definition der 2 MW als Einheit 

unabhängig von Endnutzung und installierter 

Leistung, quasi die Gaserzeugungskapazität 

des Fermenters (Normkubikmeter 

Gas pro Stunde multipliziert mit unterem 

Heizwert des erzeugten Gases). 

Berechnungsmethodik 

THG-Einsparungen 

Neu ist, dass sich die Bestimmungen für die 

THG-Berechnungsmethodik für Biomassebrennstoffe 

(feste Biomasse und Biogas) 

nun im Anhang VI befinden, die für flüssige 

Biokraftstoffe in Anhang V. Alle Standardwerte 

für Biogas sind dort ebenfalls zu finden. 

Es gibt neu auch einen Standardwert 

für Maissilage und für Mischungen aus Gülle 

und Maissilage. 

Methodisch wurde die Güllebilanzierung 

verbessert, es werden nun auch die durch 

die Vergärung im Fermenter vermiedenen 

Güllelagerungsemissionen berücksichtigt, 

sodass sich für Biogas aus Gülle ein 

THG-Minderungspotenzial von 100 bis 

200 Prozent ergibt. Im Anhang IX, Teil A, 

finden sich die Substrate wieder, deren 

Kraftstoffe auf die Unterquote angerechnet 

werden können. Die Liste kann durch delegierte 

Rechtsakte der EU-Kommission um 

neue Substrate ergänzt werden, Substrate 

können aber nicht von der Liste gestrichen 

werden. Alle zwei Jahre wird die EU-Kommission 

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39

POLITIK 


Übersicht über die THG-Mindesteinsparungen 

Kraftstoff-/Brennstoffart Anlagen in Betrieb THG-Mindestminderung 

Biokraftstoffe u. Biogas als 

Kraftstoff, flüssige Biobrennstoffe 

Biomassebrennstoffe 

Erneuerbare flüssige u. gasförmige 

Kraftstoffe nichtbiologischen Ursprungs 

Recycelte Kohlenkraftstoffe ab 1. Januar 2021 

Bewertung der RED II 

Insgesamt gibt es in der RED II einige gute 

Ansätze für Biogas. So ist es gelungen, endlich 

die verbesserte Berechnungsmethodik 

für die Güllenutzung zu verankern, die zu 

hohen THG-Einsparungen führen kann und 

die reale Bedingungen widerspiegelt. Des 

Weiteren gibt es eine Unterquote auch für 

Biogas. Mit 32 Prozent fällt zwar das Gesamtziel 

für Erneuerbare Energien im Vergleich 

zum 2020-Ziel von 20 Prozent nicht 

sehr ambitioniert aus, der Fachverband 

Biogas begrüßt aber, dass es höher ist als 

das ursprünglich von der EU-Kommission 

vorgeschlagene Ziel von 27 Prozent. 

Insgesamt sind die Ziele im Verkehrssektor 

aber angesichts der Herausforderungen 

des Klimawandels zu wenig ehrgeizig. 14 

Prozent bis 2030 sind kein ambitionierter 

Beitrag zum Erreichen des Klimaziels, vor 

allem vor dem Hintergrund des Pariser Klimaabkommens. 

Darüber hinaus wird mit 

der Mehrfachanrechnung von Kraftstoffen 

das tatsächliche Produktionsniveau limitiert 

und so der Klimaschutz gerade im 

vor 5. Oktober 2015 50 % 

ab 5. Oktober 2015 60 % 

ab 1. Januar 2021 65 % 

ab 1. Januar 2021 70 % 

ab 1. Januar 2026 80 % 

ab 1. Januar 2021 70 % 

Wird durch LCAs ermittelt, Mindesteinsparung wird durch 

EU-Kommission mit delegiertem Rechtsakt erlassen. 

so wichtigen Verkehrssektor, in dem auch 

Deutschland bereits die 2020-Klimaziele 

zu verfehlen droht, ausgebremst. Der Fachverband 

Biogas plädiert bei der nationalen 

Umsetzung für deutlich höhere Quoten. 

Mit der kürzlich beschlossenen Verordnung 

zum Greening hat die EU Honig- und 

Blühpflanzen wie die Durchwachsene Silphie 

als vorteilhaft für die Biodiversität 

und als wichtige Habitate für Honigbienen 

definiert. Um den Anbau solch nützlicher 

Pflanzen zu fördern und die EU-Verordnungen 

besser aufeinander abzustimmen, 

fordert der Fachverband Biogas, diese 

Pflanzen auch in die Erneuerbare-Energien-Richtlinie 

als Substrat für fortschrittliche 

Biokraftstoffe in den Anhang IX der 

Richtlinie aufzunehmen. 

Bei der Umsetzung der Richtlinie bleibt 

Mitgliedstaaten ein gewisser Spielraum. 

Hier muss darauf geachtet werden, Bestimmungen 

fachgerecht umzusetzen, 

sodass die Anwendung auch praktikabel 

ist. So sind bei der THG-Berechnung Standardwerte 

festgelegt, die für abgedeckte 

Gärrestlager gelten. Die deutsche 

Bestimmung, 150 Tage 

Verweilzeit als ebenso ausreichend 

anzusehen, sollte daher 

bei der Umsetzung auch für 

die Nutzungsmöglichkeit dieser 

Standardwerte gelten. 

Des Weiteren können Mitgliedstaaten 

sogenannte NUTS-2-Werte 

ausweisen, um Teilstandardwerte 

für die THG-Emissionen 

aus dem Anbau regionenspezifisch 

festzulegen. Da es außer Mais, Gülle 

und Bioabfall keine Standardwerte für andere 

Substrate, wie zum Beispiel Gras-, Ganzpflanzen- 

oder Zuckerrübensilage gibt, wäre 

eine Meldung dieser Werte eine Möglichkeit, 

aufwändige Rechnungen durch die Anwendung 

solcher NUTS-2-Werte zu vermeiden, 

indem die Bundesregierung solche Werte 

erhebt und an die Kommission meldet. 

Alles in allem bietet die RED II neue Chancen, 

aber auch Herausforderungen für den 

Biogassektor, der Fachverband Biogas wird 

daher auch die Umsetzung in nationales 

Recht fachlich gut begleiten. 

Autorin 

Julia Münch 

Fachreferentin 

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POLITIK 

ENERGIESAMMELGESETZ 

Verbesserungen für Biogas nach 

zehn Monaten politischem Eiertanz 

Mehrmals hat es den Zweck, Inhalt, Zeitplan und auch den Namen gewechselt, aber nun ist es 

verabschiedet: Das im Februar 2018 als „100-Tage-Gesetz“ angekündigte Vorhaben wurde letztlich 

als „Energiesammelgesetz“ am 14. Dezember vom Bundesrat abgesegnet. Viel ist passiert in diesen 

zehn Monaten. 

Von Sandra Rostek und Dr. Guido Ehrhardt 

Es begann harmlos. Die Bundesregierung 

hatte sich mit der EU- 

Kommission auf Neuregelungen 

zum Eigenverbrauch von Strom 

aus Kraft-Wärme-Kopplungs- 

Anlagen verständigt, die durch Änderungen 

des EEG und des KWKG umgesetzt werden 

mussten. Auch sollte die Sonderregel für 

sogenannte „Bürgerenergie“ bei den Ausschreibungen 

für Wind an Land geändert 

werden. Beides war dringend und politisch 

konsensfähig. Strittigere Punkte im EEG 

sollten in einer späteren, „großen EEG- 

Novelle“ angepackt werden. Deshalb trug 

nun auch der Fachverband Biogas in bewährter 

Bioenergie-Verbändekooperation 

seine dringenden und aus unserer Sicht 

unstrittigen Anliegen an die Politik heran. 

Und wie sich zeigte, mit Erfolg. So enthielt 

der Entwurf des Gesetzes, das im Mai 

und Juni unter dem Namen „EEG/KWKG- 

Änderungsgesetz“ verhandelt wurde, zwei 

für unsere Branche wichtige Änderungen: 

Es sollten Ausnahmen für Anlagen geschaffen 

werden, die bei einem drohenden 

Ausbruch der Afrikanischen Schweinepest 

nicht mehr genug Gülle beziehen könnten, 

um unter anderem die Vergütungsvoraussetzungen 

für den Güllebonus einzuhalten. 

Und der „Flexdeckel“ im EEG sollte umgestellt 

werden, sodass Anlagen, die flexibilisieren, 

auch nach Erreichen des Deckels 

noch Zeit genug haben, die Flexibilisierung 

abzuschließen und die Flexibilitätsprämie 

zu erhalten. Doch während sich für 

uns die Verhandlungen gut entwickelten, 

eskalierten diese an anderer Stelle. Die 

SPD forderte, mit dem Gesetz auch die 

im Koalitionsvertrag zugesagten „Sonderausschreibungen“ 

einzuführen. Die Union 

widersetzte sich jedoch und der Konflikt 

spitzte sich zu. Anfang Juni scheiterten die 

Verhandlungen; der Gesetzentwurf wurde 

zurückgenommen und die weiteren Gespräche 

in den Herbst verschoben. 

Dies war natürlich ein Rückschlag. Doch 

konnten wir uns mit Unterstützung des 

Bundesrates in einem entscheidenden 

Punkt letztlich doch durchsetzen: Die bereits 

verhandelten Ausnahmeregeln, die 

Biogasanlagen vor den Folgen eines möglichen 

Seuchenausbruchs schützen sollen, 

wurden mit einem anderen Gesetz eingeführt 

und sind zwischenzeitlich in Kraft 

getreten. 

Neuer Gesetzentwurf tauchte 

„über Nacht“ auf 

Doch was war nun mit dem geplanten EEG- 

Änderungsgesetz? Nach mehreren erfolglosen 

Sondierungen im Parlament hatte man 

die Hoffnung auf Einigung schon beinahe 

aufgegeben – da tauchte quasi über Nacht 

ein neuer Entwurf auf, diesmal unter dem 

Namen „Energiesammelgesetz“. Und nun 

ging alles ganz schnell: In knapp sechs Wochen 

durchlief das Gesetz alle Instanzen. 

Und plötzlich öffneten sich auch politisch 

einige Fenster, speziell durch die große Unterstützung 

vieler Abgeordneter aller drei 

Regierungsparteien sowie mit viel Rückenwind 

aus den Ländern. 

Im Ergebnis durften wir uns über gleich vier 

Verbesserungen für Biogas freuen: 

ffKlärung der Vergütungsvoraussetzungen 

für den Formaldehydbonus. 

ffPlanungssicherheit für Flexibilisierungsvorhaben 

durch Einführung einer 

16-monatigen Übergangsfrist nach Erreichen 

des „Flexdeckels“ (wie bereits 

im Juni geplant). 

ffUmstellung der Güllekleinanlagenklasse 

auf 75 kW Bemessungsleistung. 

ffEinführung von jährlich zwei Ausschreibungsrunden 

für die Biomasse (jeweils 

zum 1. April und zum 1. November) 

Nach zehn Monaten Ringen bleibt uns also 

eine versöhnlich stimmende Bilanz zu diesem 

EEG-Änderungsgesetz. Es bleibt auch 

die Erkenntnis, dass politische Verbandsarbeit 

mehr denn je abhängig von Schwankungen 

in der politischen Großwetterlage 

ist. Ebenso bleibt aber die Gewissheit, dass 

die Unterstützung der Bioenergie seitens 

der Bundesländer und vieler, vieler Parlamentarier 

wieder weiter zunimmt. 

Und es bleiben uns die großen Anliegen, 

die es nun vor allem 2019 in der weiterhin 

erforderlichen eigentlichen großen EEG- 

Novelle beziehungsweise im geplanten Klimaschutzgesetz 

zu adressieren gilt. Dazu 

gehörten angemessene Ausschreibungsvolumina, 

ein Ausschreibungsverfahren, das 

auch kleinen Anlagen Chancen einräumt, 

eine langfristige Perspektive für die Flexibilisierung 

sowie eine noch stärkere Mobilisierung 

der Güllevergärung. 

Autoren 

Sandra Rostek 

Leiterin des Berliner Büros 

des Fachverbandes Biogas e.V. 

und Dr. Guido Ehrhardt 

Leiter des Referats Politik 

im Fachverband Biogas e.V. 

Invalidenstr. 91 · 10115 Berlin 

030/2 75 81 79-0 

berlin@biogas.org 

41

PRAXIS / TITEL 


GELEBTE KREISLAUFWIRTSCHAFT 

Vergärung von biologisch 

abbaubaren Abfällen 

Bei der Herstellung, dem Handel, der Zubereitung und dem Verzehr von Nahrungs-, 

Genuss- und Futtermitteln fallen unabwendbar eine Vielzahl biologischer Abfälle an. Hier 

stellt die Vergärungstechnologie eine optimale Verwertungsmöglichkeit dar. Die Rest- und 

Abfallstoffe werden zu nährstoffreichen Düngemitteln sowie Strom-, Wärme- und/oder 

Kraftstoff umgewandelt. 

Von Dipl.-Ing. David Wilken 

Den rechtlichen Umgang mit Abfällen regelt 

das Kreislaufwirtschaftsgesetz, um natürliche 

Ressourcen zu schonen und den Schutz 

von Mensch und Umwelt zu bewahren. Abfälle 

werden hier als Stoffe oder Gegenstände 

zur Entledigung bezeichnet, zum Beispiel, wenn 

diese nicht zielgerichtet hergestellt wurden oder die ursprüngliche 

Zweckbestimmung entfällt. Beispiele sind 

Produktionsabfälle wie Kartoffelschalen bei der Chips- 

Herstellung oder Lebensmittelabfälle wie verdorbenes 

Obst im Supermarkt oder nicht verzehrte Speisen von 

den Tellern der Restaurantbesucher und privaten Küchen. 

Erklärtes Ziel der 5-stufigen Abfallhierarchie (siehe 

Abbildung auf Seite 45) für alle EU- und Bundesbürger 

ist, Abfälle möglichst zu vermeiden. Das würde für 

Bioabfälle bedeuten, nur das zu produzieren, einzukaufen 

und zuzubereiten, was auch wirklich gegessen wird. 

Auch wenn das in unserer Gesellschaft nicht vollständig 

umzusetzen ist, gibt es Studien und Maßnahmen, wie 

der Anfall zumindest reduziert werden kann. 

Falls dann doch noch genusstaugliche Lebensmittel 

übrig bleiben, können diese wiederverwendet werden, 

wie im Fall von Lebensmitteln durch die Verteilung an 

Tafeln oder das Foodsharing. Verdorbene Lebensmittel 

müssen aufgrund ihrer Gefahr für die menschliche Gesundheit 

zwangsläufig verwertet werden. Zudem gibt es 

Nebenprodukte aus der Lebensmittelverarbeitung, wie 

Schalen, Stängel und Knochen, aber auch Rasen- und 

Heckenschnitt, die grundsätzlich nicht wiederverwendet, 

sondern direkt verwertet werden. 

Erst wenn keine Verwendung mehr möglich ist, sollen 

organische Materialien als Bioabfälle recycelt werden. 

Hier kommt die Vergärung und Kompostierung als geeignetes 

Verfahren ins Spiel. In natürlichen Umsetzungsprozessen 

werden Gärprodukte und Kompost 

erzeugt, die aufgrund der biologischen Behandlung 

hygienisch unbedenklich und weitgehend abbaustabil 

sind. Zudem sind alle für das Pflanzenwachstum notwendigen 

Nähr- und Humusstoffe enthalten. 

2025: Recyclingquote für Siedlungsabfälle 

Durch die Anwendung solcher organischer Düngemittel 

auf landwirtschaftliche Flächen und den Verkauf 

an Privatgärtner oder Garten- und Landschaftsbauern 

findet eine stoffliche Nutzung und somit ein Recycling 

von Bioabfällen statt. Das wird auch durch die von der 

EU vorgegebenen Recyclingquoten untermauert. Demnach 

sollen Siedlungsabfälle ab 2025 mindestens zu 

55 Prozent und ab 2035 sogar zu mehr als 65 Prozent 

recycelt werden. Vor dem Hintergrund, dass auch Speiseabfälle, 

überlagerte Lebensmittel aus dem Handel 

und Fettabscheider aus der Gastronomie in der Regel 

zu Siedlungsabfällen zählen, ist für die Erfüllung der 

genannten Recyclingquoten die Verwertung dieser Materialien 

in Biogasanlagen von besonderer Bedeutung. 

Als Recycling gilt die Verwertung aber nur dann, wenn 

die Gärprodukte auch als Düngemittel im Pflanzenbau 

genutzt werden. Eine thermische Verwertung sowohl 

der Bioabfälle als auch der erzeugten Gärprodukte ist 

kein Recycling im Sinne der europäischen Abfallrahmenrichtlinie 

beziehungsweise des deutschen Kreislaufwirtschaftsgesetzes. 

Denn bei der Verbrennung in 

Müllverbrennungsanlagen oder Zementwerken werden 

die Nährstoffe in Aschen festgelegt und können nur 

bedingt und unter immensen Aufwand wieder in eine 

pflanzenverfügbare Form überführt werden. 

Die Verbrennung darf nur dann durchgeführt werden, 

wenn eine stoffliche Verwertung nicht möglich ist. Die 

Biogaserzeugung vereint hier das stoffliche Recycling 

mit der Energiegewinnung. Die Erzeugung von wertvollen 

Düngemitteln bleibt jedoch unbedingt das primäre 

Ziel der Abfallvergärung gemäß der Abfallhierachie. Als 

letzte Stufe in der Abfallhierarchie kommt dann nur 

noch die reine Beseitigung von Abfällen, wie zum Beispiel 

die Ablagerung auf Deponien, infrage. 

Hier wird weder Energie noch Dünger erzeugt, jedoch 

das Abfallvolumen in den Deponien vergrößert. Zudem 

dürfen organische Abfälle nicht beziehungsweise nur 

mit wenigen Ausnahmen abgelagert werden, da die 

42



FOTO ADOBE STOCK_WILLIAM 

Erst wenn keine Verwendung mehr 

möglich ist, sollen organische 

Materialien als Bioabfälle recycelt 

werden. Hier kommt die Vergärung 

und Kompostierung als geeignetes 

Verfahren ins Spiel. 

43



Wenn schon wegwerfen, 

dann in die Biogasanlage 

Wenn Lebensmittel weggeworfen werden, dann ist das nie gut. 18 Millionen Tonnen sollen 

es in 2018 gewesen sein. Eine unvorstellbare Menge. Erschwerend hinzu kommt die Verpackung 

um diese Lebensmittel. Jede Gurke wird eingeschweißt. Ich frage mich, ob das 

wirklich sein muss und ob wir hier nicht schnell und unkompliziert Lösungen finden könnten. 

Wenn aber unsere Nahrung schon in der Tonne statt auf dem Teller landet, dann sollte sie 

wenigstens noch sinnvoll genutzt werden. In unserem Essen steckt viel Energie. Nicht nur 

für uns, sondern auch für die Bakterien in einer Biogasanlage. Die erzeugen daraus Gas, das 

wiederum in Strom und Wärme oder auch Kraftstoff umgewandelt werden kann. Wenn wir 

es also schon selbst nicht essen, sollten wir 

zumindest die Biomethan-Bakterien füttern. 

Wichtig ist natürlich, dass die Verpackung 

vom Lebensmittel getrennt wird bevor dieses 

in der Biogasanlage landet. Das passiert in 

modernen Anlagen in der Regel automatisch, 

manchmal auch händisch; aber auf 

jeden Fall zu 100 Prozent. 

Jeder kann seinen Beitrag leisten: nur kaufen 

und zubereiten, was auch gegessen 

wird, Bioabfall trennen und in die Biotonne 

werfen – ohne Plastiktüte, versteht sich! 

Macht’s es guad. 

Pfiat euch, 

Euer 

biologischen Zersetzungsprozesse zu ungewollten 

Setzungen und klimaschädlicher Gasbildung im Deponiekörper 

führen. Das gilt nebenbei bemerkt auch 

für Abfälle, die keiner Verwertung zugeführt werden, 

wie etwa Rasenschnitt von Sportplätzen oder andere 

Bioabfälle, die an Feldrändern oder im Wald abgekippt 

unkontrolliert Methan emittieren. 

Stand der Abfallvergärung 

In Deutschland werden derzeit rund 380 Abfallvergärungsanlagen 

betrieben, die etwa 7 Millionen (Mio.) 

Tonnen (t) flüssige und feste Gärprodukte sowie bei 

Einsatz von kommunalen Bioabfällen auch Komposte 

produzieren. Die Größe reicht von sehr kleinen Anlagen 

mit 500 eingesetzten Jahrestonnen bis zu sehr großen 

Anlagen mit 500.000 Jahrestonnen. 

Die installierte Leistung reicht von 25 Kilowatt (kW) bis 

über 10 Megawatt (MW). Insgesamt werden von allen 

Abfallanlagen 2,8 Mio. Kilowattstunden (kWh) Energie 

in Form von Biogas erzeugt. In 135 Anlagen werden gut 

2 Mio. t Bio- und Grüngut aus kommunalen Biotonnen 

und Grünschnittsammlungen verwertet. In diesen Fällen 

werden die erzeugten festen Gärprodukte in aller 

Regel nachkompostiert. In etwa 250 weiteren Anlagen 

werden hauptsächlich gewerbliche Abfälle (unter anderem 

2 Mio. t Speisereste, überlagerte Lebensmittel und 

Marktabfälle) eingesetzt. 

Darüber hinaus wird eine breite Palette an industriellen 

Abfällen, wie zum Beispiel Fettabscheiderinhalte und 

Flotate sowie landwirtschaftliche Reststoffe wie Gülle, 

Schlempe, Treber und Trester, vergoren. Die Gärprodukte 

aus diesen Anlagen werden meist flüssig, ähnlich wie 

Gülle, auf landwirtschaftlichen Flächen ausgebracht. 

Fremd- und Störstoffe 

Die erfassten Bioabfälle sind nicht immer frei von 

Fremd- und Störstoffen. Nicht verkaufsfähige Lebensmittel 

aus dem Einzelhandel, die nicht mehr an Tafeln 

abgegeben werden können, sind meistens in Folien, 

Auch Reststoffe oder 

Fehlchargen aus der 

Produktion lassen sich 

in Biogasanlagen gut 

verwerten. 

FOTO: ADOBE STOCK_INDUSTRIEBLICK 

44



FÜNFSTUFIGE ABFALLHIERACHIE 

Kartons, Gläser oder Dosen verpackt. Vor 

der Vergärung oder Kompostierung muss 

also der biologisch abbaubare Inhalt von der 

Verpackung getrennt werden. Das geschieht 

mithilfe technischer Aggregate, mit denen 

die Verpackung geöffnet, der Inhalt herausgepresst 

und über Siebe von der Verpackung 

getrennt wird. Erst dann wird die Biomasse 

der Vergärung zugeführt. 

Auch in der kommunalen Sammlung finden 

sich Fehlwürfe von Kunststoff, Papier, 

Metall und Steinen im Bioabfall, die von 

den Nutzern der Biotonne bewusst oder unbewusst 

dort entsorgt wurden. Auch diese 

müssen vor der biologischen Behandlung 

wieder aufwendig herausgetrennt werden. Dafür wird 

der Bioabfall im ersten Schritt über eine Siebtechnik 

von groben Verunreinigungen getrennt. Zusätzlich 

kommen zum Beispiel Metallabscheider mit Magneten 

und Windsichter, bei denen Kunststoffe mit heftigen 

Luftströmen/-stößen herausgeblasen werden, zum Einsatz. 

Auch die Aussortierung von Fremdstoffen durch 

Arbeiter an einem Förderband ist eine Möglichkeit. 

Zusätzlich findet nach der Vergärung beziehungsweise 

Kompostierung eine weitere Reinigungsstufe mit feinmaschigen 

Sieben statt. Die abgabefertigen Produkte 

werden durch regelmäßige Analysen überwacht, die 

durch gesetzliche Vorgaben des Dünge- und Abfallrechts 

gefordert sind. Darüber hinaus unterziehen sich 

fast alle Abfallvergärungsanlagen einer unabhängigen 

Gütesicherung, bei der weitere und strengere Vorgaben 

für die erzeugten Gärprodukte und Komposte gelten 

und die Anlagen Vor Ort regelmäßig kontrolliert werden. 

Negative Presse 

In der Vergangenheit kam es vereinzelt zum Eintrag 

von größeren Mengen an Fremdstoffen in Gewässer. 

Sehr bedauerlich war der Fall eines Klärwerks, wo 

die Filteranlagen über lange Zeit nicht richtig funktionierten. 

Daraus entstand großer gesellschaftlicher 

und politischer Widerhall, der auch Biogasanlagen des 

Eintrags großer Mengen an Kunststoffen in die Umwelt 

bezichtigte. 

Fälschlicherweise wird in der Presse häufig behauptet, 

dass Lebensmittelabfälle samt Verpackungen in den 

Fermenter der Biogasanlage eingebracht werden. Das 

macht aus Sicht des Stoffstrommanagements keinen 

Sinn. Hinzu kommt, dass verfahrenstechnische Nachteile 

entstehen, die der Anlagenbetreiber aus Eigeninteresse 

vermeidet. Verpackungsmaterialien in den 

Gärsubstraten können sich um Rührwerke und Schnecken 

wickeln oder sich in Pumpen und Rohrleitungen 

festsetzen und so teure Anlagentechnik lahmlegen und 

sogar zerstören. 

Dabei ist die Ausschleusung von Verpackungsmaterialien 

vor der biologischen Behandlung in einem definierten 

Stoffstrom deutlich effizienter als nachher. Wie 

schon beschrieben findet zwar eine feinmaschige Siebung 

der fertigen Produkte statt, die jedoch nur noch 

als „Endkontrolle“ dient. Die regelmäßig durchzuführenden 

Analysen der Bundesgütegemeinschaft Kompost 

e.V. zeigen, dass die Gehalte an Fremdstoffe in den 

flüssigen Gärprodukten nach den verschiedenen technischen 

Aufbereitungsverfahren gegen null tendieren. 

Diese Ergebnisse sind in der Information „Kunststoffe 

in Kompost und Gärprodukten“ auf der Seite www.kompost.de 

einsehbar. Soweit höhere Fremdstoffgehalte 

auftreten, können Anlagen nachgerüstet werden, um 

einen Eintrag von Fremdstoffen in die Umwelt zu verhindern. 

Der Fachverband Biogas setzt sich dafür ein, dass der 

Einsatz von organischen Reststoffen mit all seinen positiven 

Umweltwirkungen weiterhin auf sehr hohem 

Niveau betrieben werden kann und nicht aufgrund von 

einzelnen Vorfällen und einer fehlgeleiteten öffentlichen 

Diskussion verboten wird. Dabei begleitet er politische 

Forderungen und rechtliche Anpassung unter 

Abstimmung der betroffenen Betreiber von Biogasanlagen 

und Aufbereitungsanlagen sowie der Hersteller der 

eingesetzten Abscheidetechniken. 

Weitere Informationen zur Abfallvergärung finden Sie 

in unserer englischsprachigen Abfallvergärungsbroschüre 

(www.biowaste-to-biogas.com). Zudem bieten wir die 

Gelegenheit zur Weiterbildung und Diskussion auf unserer 

Abfallvergärungstagung vom 11. bis 13. März 2019 

in Dresden. Infos hierzu finden Sie unter http://forumabfallwirtschaft-altlasten.de/abfallvergaerungstagung 

Autor 

Dipl.-Ing. David Wilken 

Leiter des Referats Abfall, Düngung und Hygiene 



0 81 61/98 46 65 

david.wilken@biogas.org 


Vermeidung 

Vorbereitung zur Wiederverwendung 

Recycling (Kreislauf) 

Sonstige (energetische) Verwendung 

Beseitigung 

Weniger produzieren 

Abgabe an Tafeln 

Kompostierung, Vergärung 

Verbrennung in MVA 

Ablagerung, Deponierung 

45



Gärprodukte: Fremdstoffgehalte 

auf sehr niedrigem Niveau 

Die breite Diskussion über Ursachen und Folgen der Meeresverschmutzung mit Kunststoffen 

hat auch die Umwelteinträge von Kunststoffen durch Düngemittel in den Fokus der 

Wissenschaft und des öffentlichen Interesses gerückt. 

Von Karin Luyten-Naujoks 

Mikrokunststoff 

Von den 330.000 t Mikroplastik, die 

Deutschland emittiert, sind 101.000 t 

allein auf Reifenabrieb zurückzuführen. 

Der Eintrag durch Kompost und 

Gärprodukte liegt nach neuesten Berechnungen 

im Bereich von jährlich 

817 t. Angaben von 12.000 t, wie sie 

2018 publiziert wurden, sind unzutreffend. 

Je nach Literaturquelle für 

den Gesamteintrag an Kunststoffen 

liegt der verursachte Anteil bei 0,2 

bis 0,5 Prozent. 

Quellen zu den getroffenen Aussagen 

sind im BGK Themenpapier „Kunststoffe 

in Kompost und Gärprodukten 

- Herkunft - Bedeutung - Vermeidung“ 

hinterlegt. 

Dieses Themenpapier finden Sie 

unter www.kompost.de 

Der Beitrag Deutschlands am Eintrag in die 

Umwelt weltweit ist aufgrund einer geordneten 

und weithin gut funktionierenden 

Entsorgungsinfrastruktur relativ unbedeutend. 

Dennoch beläuft sich die Menge an 

Kunststoffeinträgen in die Umwelt auf schätzungsweise 

jährlich bis zu 450.000 Tonnen (t). Hauptaugenmerk 

liegt bei den Mikrokunststoffeinträgen auf den 

Bereichen Verkehr, Infrastruktur und Gebäude, die 

allein schon 62 Prozent der Emissionen verantworten. 

Die Thematik umfasst Mikro- und Makrokunststoffe, 

wobei Makroplastik Objekte 

aus Kunststoff bezeichnet, die in der öffentlichen 

Diskussion unter dem Begriff 

„Plastic Litter“ gefasst werden. Als „Mikroplastik“ 

werden kleinste Kunststoffteilchen 

bezeichnet, die in der Umwelt 

gemessen werden können. Bei den Mikrokunststoffen 

wird weiter unterschieden 

zwischen „kleinen Mikrokunststoffen“, 

die unter 1 Millimeter (mm) Größe liegen, 

und „großen Mikrokunststoffen“, die zwischen 

1 und 5 mm Größe liegen. 

Zudem wird zwischen „primärem Mikroplastik“, 

das für bestimmte Verwendungen 

gezielt hergestellt und eingesetzt 

wird (zum Beispiel in Kosmetikartikeln 

mit Peeling-Effekten), und „sekundärem 

Mikroplastik“ differenziert. Diese 

entstehen aus größeren Kunststoffteilen 

durch Außeneinwirkungen wie mechanische 

Zerkleinerung, Wärme oder 

UV-Strahlung. Bei der Verarbeitung von 

Bioabfällen in Biogasanlagen ist der Eintragspfad 

für primäre Mikrokunststoffe 

unwahrscheinlich. Ein Eintragspfad für 

sekundäre Fremdstoffe besteht beispielsweise bei Bestandteilen 

von Lebensmittelverpackungen, die aktiv 

aus dem Gärsubstrat entfernt werden müssen. 

Geltende Grenzwerte und neue Definitionen 

Die Düngemittelverordnung macht für Düngemittel, zu 

denen unter anderem Gärprodukte und Komposte zählen, 

Vorgaben für maximal zulässige Verunreinigungen. 

Für folienartige Kunststoffe größer als 2 mm Siebdurchgang 

dürfen bis zu 0,1 Prozent in der Trockenmasse 

und für sonstige Fremdstoffe über 2 mm Siebdurchgang 

dürfen bis zu 0,4 Prozent in der Trockenmasse 

enthalten sein. Liegen die untersuchten Werte darüber, 

sind die Düngemittel nicht verkehrsfähig. Sie dürfen 

weder abgegeben noch angewendet werden. 

Es fällt auf, dass die Definitionen zu Mikrokunststoffen 

und die Einteilung nach dem Düngerecht unterschiedlich 

sind. „Große Mikrokunststoffe“ werden bei einem 

Siebdurchgang von 1mm bis 5 mm bemessen und berücksichtigen 

nicht Partikel, die größer sind. Andererseits 

berücksichtigt die Düngemittelverordnung nicht 

die Kunststoffteile unter 2 mm Siebdurchgang. Um 

aber Aussagen zu „großen Mikrokunststoffen“ treffen zu 

können, ist die Frage zu klären, welche Fremdstoffwerte 

zwischen 1 bis 2 mm Siebdurchgang ermittelt werden 

können. Sowohl in der Schweiz als auch durch die BGK 

wurden diese Untersuchungen durchgeführt, bei denen 

die mit bloßem Auge erkennbaren Partikel aussortiert 

und gewogen wurden. Diesen Untersuchungen zufolge 

liegt bei abgabefertigen, flüssigen Gärprodukten der 

Anteil an Fremdstoffen in der Größenklasse 1 bis 2 mm 

unter 10 Prozent, und nur in Ausnahmefällen wurden 

bis 20 Prozent am Gesamtfremdstoffgehalt ermittelt. 

Der Anteil an Fremdstoffen und Kunststoffen der Größe 

1 bis 2 mm bewegt sich damit im Bereich der zulässigen 

Abweichungen, die bei der Anerkennung von 

Prüflaboren zugrunde gelegt werden. Hinzu kommt, 

dass sich die Fremdstoffgehalte in den flüssigen Gärprodukten 

mit 0,023 Gewichtprozenten in der Trockenmasse 

(arithmetrische Mittel) auf einem sehr niedrigen 

Niveau befinden. 

Gezählte Mikrokunststoffe 

Neben der gravimetrischen Ermittlung von Fremdbestandteilen 

werden in Veröffentlichungen auch 

Untersuchungen publiziert, bei denen die einzelnen 

Fremdstoffpartikel gezählt werden. Diese Untersuchungsmethode 

entstammt der Wasseranalytik, bei 

der ein Bezug auf die Trockenmasse nicht möglich ist. 

Für Feststoffe ist diese Untersuchungsmethode wenig 

46

nterscheidung BIOGAS von JOURNAL Mikrokunststoffen | 1_2019 von Mikrokunststoffen nach Entstehung nach Entstehung 

nterscheidung von Mikrokunststoffen von Mikrokunststoffen nach Entstehung nach Entstehung 

Unterscheidung von Mikrokunststoffen nach Entstehung 

imäre Kunststoffe Primäre Kunststoffe 

imäre Kunststoffe Primäre Kunststoffe 

PRIMÄRE KUNSTSTOFFE 

A 

B 


è Haupteintragspfad è Haupteintragspfad Primärer Primärer 

è 

Kunststoffe Haupteintragspfad Primärer è über Kunststoffe Haupteintragspfad Abwasser Primärer über Abwasser Primärer 

über Abwasser 

Kunststoffe über Kunststoffe Abwasser über Abwasser 

krobeats Rohpellets Mikrobeats zur Mikrobeats, Rohpellets zur un- Mikrobeats, unrobeats 

. Kosmetika Rohpellets Herstellung Mikrobeats z. B. Kosmetika zur regelmäßige Mikrobeats, Herstellung Rohpellets zur un- Partikel regelmäßige Mikrobeats, Partikel un- 

. Kosmetika Spureneinträge 

Herstellung z.B. B. Kosmetika 

Peelingprodukten 

Spureneinträge 

Herstellung unregelmäßige Partikel 

Peelingprodukten 

regelmäßige Partikel 

Spureneinträge Peelingprodukten 

Spureneinträge Peelingprodukten 

kundäre Kunststoffe 

SEKUNDÄRE Sekundäre KUNSTSTOFFE Kunststoffe 

kundäre Kunststoffe Sekundäre Kunststoffe 

A 

Entstehung durch Zerfall 

Textilfasern 

tstehung durch größerer Zerfall Entstehung Kunststoffteile größerer durch Textilfasern 

Zerfall größerer Textilfasern 

nststoffteile 

stehung durch Zerfall Kunststoffteile 

Entstehung größerer durch Textilfasern Zerfall größerer Textilfasern 

elle: ststoffteile Mikroplastik in Quelle: Kunststoffteile 

Binnengewässern Mikroplastik Süd- in Binnengewässern und Westdeutschlands Süd- und Westdeutschlands 

lle: Mikroplastik in Quelle: Binnengewässern Mikroplastik Süd- in Binnengewässern und Westdeutschlands Süd- und Westdeutschlands 

sinnvoll, da zur Bewertung von Umweltwirkungen üblicherweise 

die Konzentrationen eines Stoffes zugrunde 

gelegt (zum Beispiel in Gewichtsprozent) oder Frachten 

berechnet werden (zum Beispiel in Gramm pro Hektar 

und Jahr), die bei bestimmungsgemäßer Anwendung 

in die Umwelt beziehungsweise in Böden eingetragen 

werden können. 

Für beides ist die Anzahl an Partikeln kein geeigneter 

Maßstab. Die bloße Anzahl hat auch keinen Bezug zur 

Größe der einzelnen Partikel, für deren Bewertung vor 

allem die Korngrößenverteilung von Bedeutung wäre. 

Bei der Messung realer Proben, denen eine optische 

Bewertung zugrunde liegt (zum Beispiel Licht- und 

Elektronenmikroskop) besteht aufgrund von Verwechselungen 

der Kunststoffpartikel mit natürlichen organischen 

oder mineralischen Partikeln zudem eine hohe 

Gefahr der Fehlinterpretation. 

B 

è 

Haupteintragspfad 

è Haupteintragspfad 

Textilfasern über Abwasser 

è Haupteintragspfad è über Textilfasern Haupteintragspfad 

Abwasser über Abwasser 

Textilfasern über Textilfasern Abwasser über Abwasser 

è 

Diffuser Eintrag von 

zerfallenen Kunststoffteilen 

Eintrag è Diffuser von Eintrag von 

è Zerfallenen Diffuser Eintrag è Kunststoffteile 

Zerfallenen Diffuser von Eintrag Kunststoffteile von 

Zerfallenen Kunststoffteile 

Zerfallenen Kunststoffteile 

Frachtenberechnungen 

In der Presse wird häufig für den Eintrag von Fremdstoffen 

durch Gärprodukte und Kompost eine Fracht von 

12.000 t angegeben. Allerdings ist diese publizierte 

Angabe nicht zutreffend. Bei den Berechnungen der 

BGK wird von den in Deutschland erzeugten Mengen an 

Komposten (4,071 Mio. t pro Jahr) und Gärprodukten 

(3,555 Mio. t pro Jahr) ausgegangen, die aus Bioabfällen 

hergestellt werden und beim statistischen Bundesamt 

dokumentiert sind. Daraus ergibt sich, dass diese 

Einträge in Böden derzeit im Bereich von jährlich 817 t 

liegen. Dabei berücksichtigen die Berechnungen der 

BGK nicht nur „Mikroplastik“, sondern auch Kunststoffe 

der Größenklasse >5 mm (Makroplastik). 

Je nachdem, welche Annahmen über Gesamteinträge 

an Kunststoffen in die Umwelt zugrunde gelegt werden 

(180.000 bis 450.000 t), bewegt sich der über Kompost 

und Gärprodukte verursachte Anteil in einem Bereich 

von etwa 0,2 bis 0,5 Prozent der Gesamteinträge 

in Deutschland. Diese Zahl wurde inzwischen zum Teil 

in den Veröffentlichungen korrigiert. Eine ausführliche 

Betrachtung zur Thematik hat die Bundesgütegemeinschaft 

Kompost in ihrem Themenpapier „Kunststoffe 

in Kompost und Gärprodukten – Herkunft – Bedeutung 

– Vermeidung“ veröffentlicht. 

QUELLE: MIKROPLASTIK IN BINNENGEWÄSSERN SÜD- UND WESTDEUTSCHLANDS, verändert. 

RAL-Gütesicherung 

RAL-Gütesicherung 

RA 

RA 

Autorin 

Karin Luyten-Naujoks 

Bundesgütegemeinschaft Kompost e.V. (BGK) 

Von-der-Wettern-Str. 25 

51149 Köln 

0 22 03/3 58 37-50 

k.luyten-naujoks@kompost.de 

www.kompost.de 

47



Kein Plastik 

aufs Feld 

Der Hydrozyklon sortiert 

die schwereren Abfälle, 

also zum Beispiel Glas, 

Knochen und Metall, 

aus. 

Die Verwertung verpackter Lebensmittel fordert eine ausgeklügelte Verfahrenstechnik, 

damit der Gärdünger frei von Störstoffen ist. Einem Unternehmen aus Baden-Württemberg 

gelingt dies durch mehrstufige Abscheidung. 


Im Herzen des württembergischen Allgäus, nur einen 

Katzensprung von den Alpen und dem Bodensee 

entfernt, liegt der Luftkurort Kißlegg. Wälder, 

Wiesen, Seen und Moore prägen das Landschaftsbild 

der noch urtypischen Allgäugemeinde. Seit 

1995 betreibt die Familie Rupp hier eine Biogasanlage 

(BGA) zur Verwertung von biologischen Reststoffen. 

„Mich hat es damals gereizt, aus Gülle Energie zu 

machen“, erinnert sich Firmenchef Franz Rupp an die 

Anfänge. 

Aus diesem Grund hatte er bereits Anfang der Neunzigerjahre 

eine erste Versuchsbiogasanlage (28 kW) gebaut. 

Weil sie gut funktionierte, wollte er erweitern, doch die 

eigenen Tiere lieferten nicht genug Substrat: „Ich hatte 

nur 50 Kühe, leider reichte das nicht“, so Rupp, deshalb 

habe er von Anfang an auf Abfallvergärung gesetzt. Im 

Jahr 1995 wurde die erste Verwertungsanlage genehmigt, 

ihre elektrische Leistung lag bei 60 Kilowatt (kW). 

„Ich war mit meinen Projekten immer in der Zukunft“, 

resümiert er lachend. „Ich wollte schon immer Genehmigungen 

für Sachen, von denen das Landratsamt noch 

gar nicht wusste, dass es sie gibt“. Dann habe er immer 

„weiter ausgebaut“, erinnert sich der Firmenchef, „auf 

120 kW und später auf 300 kW.“ Heute beträgt die installierte 

elektrische Leistung der Biogasanlage 960 kW. 

Zum Familienbetrieb gehören neben Vater Franz, Tochter 

Lisa und den beiden Söhnen Thomas und Stephan 

rund 50 Mitarbeiter. Lisa Rupp ist für den kaufmännischen 

Bereich zuständig. Thomas und Stephan kümmern 

sich um die technische Leitung und den Fuhrpark 

mit mittlerweile 21 Lkw. Seit 2012 hat das Unternehmen 

noch einen zweiten Standort in Ebersbach an der 

Fils. 

Vorrausschauend geplant 

„Angefangen habe ich mit der Verwertung organischer 

Schlämme aus der Schlachterei“, erklärt der Firmeninhaber. 

Mit diesen sogenannten Flotatschlämmen habe 

die Vergärung „hervorragend funktioniert“, zudem 

habe es anfangs kaum Mitbewerber gegeben. Als der 

Markt schlechter wurde, wechselte das Unternehmen 

zur Speiseresteverwertung. „Das Problem waren verpackte 

Lebensmittel aus den Supermärkten“, so Rupp. 

Weil es wenig Anbieter gab, habe er sich gleich auf dieses 

Gebiet spezialisiert. 

Heute verarbeitet das Unternehmen täglich K3-Material 

aus ganz Süddeutschland. Sogenanntes K3-Material 

bezeichnet vor allem Abfälle und Nebenprodukte zum 

Beispiel aus Schlachtbetrieben oder Küchen- und 

Speiseabfällen, die für den menschlichen Verzehr nicht 

geeignet sind. Insgesamt werden 17.885 Tonnen pro 

Jahr verwertet. Die Biotonne gehört nicht dazu, denn 

sie ist laut Bioabfallverordnung nicht grünlandtauglich. 

„Da unser landwirtschaftlicher Betrieb nur aus Grünland 

besteht, verzichte ich auf dieses Material“, verdeutlicht 

der Entsorger. Mit dem Methangehalt des 

Substrats ist er sehr zufrieden. Dieser liegt bei rund 

70 Prozent. Dem Betrieb angeschlossen ist auch eine 

48



FOTOS: MARTINA BRÄSEL 

Um den Biomüll von der Verpackung zu befreien, werden die Reststoffe über einen 

Schneckenförderer vom Annahmebunker in die Trennmühle transportiert. In ihr werden die 

Speisereste zerkleinert. 

Firmenchef Franz Rupp zeigt, dass es in der Biomasse nach der 

Strainpress keinen sichtbaren Kunststoff mehr gibt. 

Gasaufbereitungsanlage mit 500 Normkubikmeter pro 

Stunde. „Wir fahren unsere Biogasanlage wärmegesteuert“, 

erklärt Franz Rupp. Erzeugt wird dabei nur so 

viel Strom und Wärme, wie für den Eigenbedarf benötigt 

wird, also: Wärme für die Beheizung der Büroräume 

und für die Aufbereitung der Lebensmittel. Der Rest 

wird als Biomethan ins Erdgasnetz eingespeist. 

Eine mehrstufige Trennung 

„Im ersten Schritt werden die Abfälle, die angeliefert 

werden, gewogen“, so Rupp. Danach fahren die Lkw 

in die Anlieferungshalle. Hier seien viele der einzelnen 

Verfahrensschritte untergebracht. Angeliefert werden 

Container- und Paletten oder auch der klassische 

Speiseresteeimer aus der Gaststätte. „Anfangs wurde 

noch händisch entpackt“, berichtet Rupp, heute sei 

das nicht mehr nötig. 

Um das K3-Material von der Verpackung zu befreien, 

werden die Reststoffe über einen Schneckenförderer 

vom Annahmebunker in die Trennmühle transportiert. 

In ihr werden die Speisereste zerkleinert. „Die Mühle 

entfernt rund 90 Prozent der Störstoffe“, weiß Firmenchef 

Rupp aus Erfahrung. Danach gelangen die gereinigten 

Speisereste in einen doppelwandigen Tank. Er 

befindet sich unter der Trennmühle und hat eine Größe 

von 150 Kubikmeter (m³). Aus diesem Tank werden 

die Speisereste in den Hygienisierer, der 20 m³ fasst, 

gepumpt. In ihm werden sie im nächsten Verfahrensschritt 

eine Stunde lang bei 70 Grad erhitzt. 

Nach der Erhitzung durchläuft der gesamte Tankinhalt 

dreimal den Hydrozyklon. Die schwereren Abfälle, also 

zum Beispiel Glas, Knochen und Metall, werden dabei 

aussortiert. Kleine Kunststoffteile- und fasern, die bis 

jetzt noch entwischen konnten, werden im nächsten 

Schritt in der Strainpress mit einem 3-Millimeter-Sieb 

entfernt. Danach kommen die gereinigten Speisereste 

in den Vorlagebehälter, der sich außerhalb der Entsorgungshalle 

befindet. 

„Aus ihm wird die Biogasanlage 26-mal pro Tag gefüttert, 

am Ende vom Tag sind 49 Tonnen eingebracht 

worden“, so Rupp. Die Verweilzeit des Materials liegt 

im Durchschnitt bei etwa 60 Tagen. Vor dem Nachgärer 

geht es noch einmal über einen Schneckenseparator, 

hier werden noch die Reststoffe entfernt, die an Fett 

gebunden waren. Der Gärdünger hat am Ende einen 

TS-Gehalt von 2,5 bis 3 Prozent. „Durch diese Dünnflüssigkeit 

erhalten wir eine saubere Trennung und können 

die Störstoffe komplett entfernen“, resümiert der 

Anlagenbetreiber. 

Qualitätssicherung 

„In unserer Prozesskette erreichen wir nachweisbar 

eine vollständige Entfernung von Kunststoffpartikeln 

und anderen Fremdstoffen“, berichtet Rupp, dies wür- 

Kleine Kunststoffteile 

und -fasern, die bis 

jetzt noch entwischen 

konnten, werden im 

nächsten Schritt in der 

Strainpress mit einem 

3-Millimeter-Sieb 

entfernt. 

49



Lisa Rupp und Vater Franz 

zeigen, dass in ihrem zertifizierten 

Entsorgungsfachbetrieb 

die gesetzlichen Grenzwerte 

deutlich unterschritten 

und die weitergehenden 

Vorgaben der RAL-Gütesicherung 

für Gärprodukte sicher 

eingehalten werden. 

Zum Familienbetrieb 

gehören neben Vater 

Franz, Tochter Lisa und 

und den beiden Söhnen 

Thomas und Stephan 

rund 50 Mitarbeiter. 

Lisa Rupp ist für den 

kaufmännischen 

Bereich zuständig. 

Thomas und Stephan 

kümmern sich um die 

technische Leitung 

und den Fuhrpark mit 

mittlerweile 21 Lkw. 

den auch die Laboruntersuchungen bestätigen. Das 

Unternehmen ist Mitglied in der Bundesgütegemeinschaft 

Kompost e.V. (BGK). Dies ist ein eingetragener 

Verein, der sich der Gütesicherung für Kompost und 

Gärprodukte in Deutschland widmet. 

Die Bundesgütegemeinschaft ist als unabhängige und 

neutrale Organisation ausschließlich den Grundsätzen 

des RAL-Instituts für Gütesicherung und Kennzeichnung 

verpflichtet und von ihr anerkannt. Die Reglementierung 

möglicher Fremdstoffgehalte in Düngemitteln 

wird in Deutschland durch die Düngemittelverordnung 

vorgegeben. Für folienartige Kunststoffe gilt ein Grenzwert 

von maximal 0,1 Gewichtsprozent in der Trockenmasse 

(TM). Andere Fremdstoffe sind bis zu einem Anteil 

von 0,4 Gewichtsprozent in der TM zulässig. 

Alle vier Wochen nimmt ein unabhängiges Labor Proben. 

„Die Untersuchung ist sehr umfangreich“, berichtet 

Lisa Rupp. Bestimmt würden unter anderem 

der Schwermetallgehalt, der Vergärungsgrad, der 

Anteil an Fremdstoffen und hygienische Parameter. 

„Nach der Analyse des Gärprodukts erhalten wir ein 

Prüfzeugnis sowie eine RAL-Gütesicherung für unser 

Produkt. Diese Untersuchungsergebnisse erhalten alle 

Abnehmer der Gärprodukte dann von uns“, berichtet 

die junge Frau. 

Bei der Rupp-Anlage werden die gesetzlichen Grenzwerte 

deutlich unterschritten und die weitergehenden 

Vorgaben der RAL-Gütesicherung für Gärprodukte sicher 

eingehalten. Dies bestätigen die Untersuchungsergebnisse, 

die im Rahmen der RAL-Gütesicherung 

regelmäßig erhoben werden. Zudem ist das Unternehmen 

als Entsorgungsfachbetrieb vom TÜV Rheinland 

zertifiziert. 

Nährstoffkreislauf schließen 

Bereits Ende der Neunzigerjahre ließ sich Franz Rupp 

eine Gärrestaufbereitungsanlage genehmigen. Mit ihr 

ist es möglich, dass der Feststoff verbrannt und das 

Abwasser direkt in die Kläranlage eingeleitet werden 

kann. „Wegen der aufwendigen Aufbereitung des Gärrestes 

aus der Abfallanlage ist er ein wertvoller Dünger 

für die Landwirtschaft“, dies würden, so der Entsorger, 

zahlreiche Untersuchungen bestätigen. 

Der Gärdünger enthalte alle Nährstoffe, die die Landwirtschaft 

benötigt. Zudem sei er vor Ort und 

müsse nicht, wie oftmals der industrielle 

Handelsdünger, von 

weither importiert 

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51



Der Gärdünger hat am Ende einen 

TS-Gehalt von 2,5 bis 3 Prozent. „Durch 

diese Dünnflüssigkeit erhalten wir eine 

saubere Trennung und können die Störstoffe 

komplett entfernen“, resümiert 

der Anlagenbetreiber. 

Die Vergärung von Lebensmitteln in einer 

Biogasanlage hat also viele Vorteile: Die 

Nährstoffe kommen als Dünger auf das 

Feld, der Stoffkreislauf wird geschlossen. 

Zudem sind die Gaserträge hoch und dienen 

zur Strom- und Wärmeerzeugung. Eine 

Voraussetzung für die Verarbeitung dieser 

Materialien ist natürlich eine geeignete 

Prozesskette, die das Produkt reinigt. Wichtig 

ist zudem die regelmäßige unabhängige 

Überwachung der erzeugten Gärprodukte. 

Vor einer wachsenden Konkurrenz hat der 

Anlagenbetreiber keine Angst: „Es gibt 

noch viel Bedarf. Ich würde mich über mehr 

Vergärungsanlagen freuen“. 

werden. Gerne würde er Pellets herstellen, 

doch das ist „wegen der Gerüche ein Problem“, 

da sich die Anwohner beschweren. 

Rupp bewirtschaftet selbst noch 40 Hektar, 

die er mit dem Gärdünger aus der eigenen 

BGA seit Bestehen der Anlage düngt. Auf 

Einsatz von Handelsdünger wird seither 

verzichtet. Seit einigen Jahren werde der 

komplette erste Schnitt als Kleintierfutter 

im Handel verkauft. „Mit Verunreinigungen 

durch Plastik wäre das nicht möglich“, so 

der Anlagenbetreiber. 

Autorin 

Dipl.-Ing. · Dipl. Journ. Martina Bräsel 

Freie Journalistin 

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52



Täglich werden in der Biogasanlage in Geislingen aus rund 

95 Tonnen Biomüll 10.000 m³ Biogas mit einem Methangehalt 

von durchschnittlich 70 Prozent produziert. Insgesamt werden 

pro Jahr 35.000 Tonnen organischer Abfälle verarbeitet. 

Entsorgung mit Zertifikat 

Für Biogasanlagen bieten sich in der Abfallentsorgung bisher noch kaum genutzte Möglichkeiten, 

denn in Deutschland fallen jährlich etwa 11 Millionen Tonnen Lebensmittelabfälle 

an. Mit der richtigen Technik ist auch die Verarbeitung verpackter organischer Abfälle kein 

Problem. 


Aus einer Tonne Biomüll lassen sich zwischen 

20 und 100 Kubikmeter (m³) Biogas 

gewinnen“, sagt Christoph von Jan, Geschäftsführer 

von Schradenbiogas. An der 

oberen Grenze könnten 

aus einer Tonne bis zu 250 Kilowattstunden 

(kWh) elektrischer 

Strom und bis zu 500 kWh Wärme 

erzeugt werden. Die Firma Schradenbiogas 

betreibt erfolgreich Biogasanlagen, 

die Abfall als Sub strat 

verwenden, an den Standorten 

Gröden, Geislingen und Alteno. 

Insgesamt ist das Entsorgungsunternehmen 

seit mehr als 20 Jahren 

im Bereich Biogas tätig. 

„Unsere Anlagen sind alle nach 

dem Bundes-Immissionsschutzgesetz 

genehmigt und nach der 

EU-Hygieneverordnung zugelassen“, 

berichtet von Jan. Darüber 

hinaus sei das Unternehmen für 

das Einsammeln, Befördern, Behandeln, 

Lagern und Verwerten 

organischer Abfälle zertifiziert. 


An allen Standorten würde nach den Grundsätzen eines 

integrierten Managementsystems aus Qualitäts-, 

Umwelt-, Energie- und Nachhaltigkeitsmanagement 

gearbeitet. 

Die Reststoffe werden über einen Schneckenförderer vom Annahmebunker in den Trennzerkleinerer 

transportiert. In ihm werden die Speisereste zerkleinert und Störstoffe zerschnitten. 

53



Störstoffe, die mittels 

Trennzerkleinerer 

aussortiert wurden. 

Die Hygienisierung 

besteht aus drei 

20-m³-Behältern, in 

denen pathogene Keime 

und andere Erreger bei 

70 °C und einer Verweilzeit 

von mindestens 

einer Stunde abgetötet 

werden. 

Das Sieb der Strainpress 

entfernt kleine 

Kunststoffteile und 

-fasern. Wenn der Wirkungsgrad 

nachlässt, 

weil die Poren verstopft 

sind, reinigt es sich 

selbst. 

„Dies ist unerlässlich für die erfolgreiche Zertifizierung 

zum Entsorgungsfachbetrieb und die Erlangung des 

RAL Gütezeichen Gärprodukte“, erklärt der Geschäftsführer. 

Zudem würde die Einhaltung der gesetzlichen 

Vorschriften kontinuierlich geprüft und überwacht: 

„Wir möchten ein zuverlässiger Partner für unsere Kunden 

sein und unsere Leistungen fehlerfrei unter Berücksichtigung 

geltender Vorschriften erbringen“, so 

der Agraringenieur. 

10.000 m³ Biogas täglich 

Hier in Geislingen an der Steige werden pro Jahr bis 

zu 35.000 Tonnen organischer Abfälle verarbeitet. 

Die sogenannte Fünftälerstadt ist eingebettet von den 

Höhen der Schwäbischen Alb und liegt im Südosten 

der Region Stuttgart. „Der Standort ist gut gewählt“, 

bemerkt der Geschäftsführer, denn die Region habe 

über 4 Millionen Einwohner. Täglich werden im Werk 

Geislingen rund 95 Tonnen Biomüll umgesetzt, woraus 

10.000 m³ Biogas entstehen mit einem Methangehalt 

von durchschnittlich 70 Prozent. 

Als Substrat für die anaerobe Nassfermentation dienen 

flüssige organische Abfälle (zum Beispiel Fettabscheiderinhalte) 

und feste organische Abfälle (Bioabfall, Küchen- 

und Kantinenabfälle, überlagerte Nahrungsmittel 

etc.). Die festen und flüssigen Komponenten werden 

vermischt und zu einem landwirtschaftlich nutzbaren 

Gärprodukt verarbeitet. „Auf diese Weise erzielen wir 

eine vollständige Verwertung der organischen Abfälle 

ohne Abfall und Abwasser“, erläutert von Jan. Und es 

gebe noch einen weiteren Vorteil: „Die Behandlung der 

organischen Abfälle geschieht in einem geschlossenen 

System“, so der Agraringenieur, das produzierte Methan-Gas-Gemisch 

könne dadurch nicht entweichen. 

Fugatwasser nutzen, Wasserverbrauch 

senken 

Die angelieferten verpackten Lebensmittel aus dem 

Handel werden in der Prozesskette mehrstufig aufbereitet. 

Jochen Gräber erklärt, wie die Verwertung funktioniert: 

„Nach dem Wiegen fahren die Anlieferfahrzeuge 

in die Annahmehalle“, berichtet der Betriebsleiter. 

Obwohl es reichlich Biomüll hier gibt, riecht es kaum. 

„Das liegt daran, dass die Halle durch eine Absauganlage 

unter einem leichten Unterdruck steht“, erklärt 

Gräber. Die angesaugte Abluft wird, um die Freisetzung 

unangenehmer Gerüche zu verhindern, über einen Biofilter, 

der mit Hackschnitzeln gefüllt ist, gereinigt. 

„Die festen Abfälle werden dann im Annahmebunker 

gelagert und über eine Schneckenförderung dosiert in 

den Anmaischbehälter eingebracht“, berichtet Gräber. 

Dort werden die festen organischen Abfälle mit flüssigen 

Bioabfällen und Wasser gemischt. Dabei werde 

darauf geachtet, den Wasserverbrauch möglichst gering 

zu halten. „Wir senken ihn dadurch, dass wir abgepresstes 

Fugatwasser und Regenwasser für die Abfallaufbereitung 

nutzen“, erklärt der Betriebsleiter. 

Patentierte Entpackung 

Damit die Vergärung gelingen kann, werden im nächsten 

Schritt die organischen Abfälle von der Lebensmittelverpackung 

getrennt. „Natürlich ist es immer 

54



Der Betriebsleiter 

Jochen Gräber 

zeigt, dass vor der 

Strainpress noch bunte 

Plastikschnipsel in der 

Biomasse sind. 

besser, wenn der Kunde das 

Material schon vor der Anlieferung 

selbst separiert“, verdeutlicht 

Christoph von Jan. 

Bei dem einen Kunden klappe 

dies, bei dem anderen „nicht 

so gut“, bedauert er. „Beim 

Trennverfahren sollte einerseits 

möglichst wenig Organik in der 

Verpackung verbleiben, andererseits sollten möglichst 

wenig Störstoffe in der Biomasse sein“, erklärt von Jan. 

Je besser das funktioniere, desto weniger Probleme 

gebe es bei der Qualitätssicherung. „Aus diesem Grund 

haben wir Ende der Neunzigerjahre eine Entpackungsanlage 

entwickelt“, so der Geschäftsführer. Sie separiere 

den organischen Inhalt von der Umverpackung auf 

einem sehr hohen Niveau: „Bei unserer Technik wird 

die Verpackung in zwei Schritten zerschnitten“. Die 

Zerteilung in 19 und 12 Millimeter große Stückchen 

erfolge über zwei Schneidwerke. Der Vorteil sei die „definierte 

Korngröße“ mit der sich im Anschluss „sehr gut 

arbeiten“ lasse. Nach der Zerteilung würden die restlichen 

Störstoffe durch Fliehkräfte und Siebung von den 

organischen Bestandteilen getrennt. Eine vollständige 

Entfernung des Plastiks sei zwar unmöglich, doch die 

Reinheitsstufe nach diesem Aufbereitungsschritt betrage 

immerhin etwa 98 Prozent. „Wir haben dieses 

Verfahren patentiert“, betont der Agraringenieur. 

Strainpress: zuverlässige Technik 

Von der Anmaische wandert die Biomasse in den Vorlagebehälter, 

der das Material für den Mischbehälter 

bereitstellt. Im Misch- und Hydrolysebehälter wird die 

Biomasse mit anderen Abfällen vermengt. „Dadurch 

Biogasanlage Geislingen: 

Die Prozessführung 

ist zweistufig, die 

mesophile Faultemperatur 

liegt bei rund 

39 Grad Celsius und 

die Verweilzeit der 

Biomasse beträgt etwa 

20 Tage. 

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55



Links: Geschäftsführer 

Christoph von Jan vor 

der Entsorgungsanlage. 

Rechts: Nach der 

Zerteilung werden die 

restlichen Störstoffe 

durch Fliehkräfte und 

Siebung von den organischen 

Bestandteilen 

abgetrennt. 

wird die Zusammensetzung homogener und die Biologie 

in der nachfolgenden Fermentation deutlich verbessert“, 

erklärt Jochen Gräber. Nach dieser Vorbehandlung 

werden die organischen Abfälle kontinuierlich in 

zwei parallel geschaltete Reaktoren geleitet. 

Die Fermenter besitzen jeweils ein Fassungsvermögen 

von 2.500 m³. Die Prozessführung sei zweistufig und 

die mesophile Faultemperatur liege bei rund 39 Grad 

Celsius. Die Verweilzeit der Biomasse betrage etwa 

27 Tage. Danach ist die Biomasse durch den Vergasungsprozess 

deutlich dünnflüssiger: „Im Eingang hat 

das Substrat einen Trockensubstanzgehalt zwischen 8 

und 12 Prozent“, bestätigt von Jan, der TS-Gehalt des 

Gärdüngers liege hingegen nur noch zwischen 4 und 

5 Prozent. 

„Der TS-Gehalt baut sich also gut um die Hälfte ab“, resümiert 

Gräber. Die wässrige Gärlösung wird dann noch 

über eine Strainpress geschickt. Das darin enthaltene 

Sieb entfernt Partikel, die größer als 1 Millimeter sind. 

„Die Technik ist sehr zuverlässig“, berichtet von Jan. 

„Wenn sich das Sieb zugesetzt hat, wird es automatisch 

mittels einer Bürstenfunktion gereinigt“. Im Anschluss 

wird das Fugatwasser zurück in den Anmaischbehälter 

geschickt. 

Einhaltung der Grenzwerte 

Aus dem Nachgärer, der 2.500 m³ Gärsubstrat fasst, 

geht der Gärrest in die Hygiensisierung. Sie besteht aus 

drei 20-m³-Behältern, in denen pathogene Keime und 

andere Erreger bei 70 Grad Celsius und einer Verweilzeit 

von mindestens einer Stunde abgetötet werden. 

„Unser Dünger hält alle Richtwerte ein und besitzt das 

RAL-Gütesiegel der Bundesgütegemeinschaft Kompost 

gemäß Bioabfall-Verordnung“, berichtet von Jan 

erfreut. 

Laut Düngemittelverordnung liegt der Grenzwert für 

die Störstoffanteile bei maximal 0,5 Prozent in der Trockensubstanz. 

„Davon darf nur 0,1 Prozent Mikroplastik 

sein“, erläutert der Geschäftsführer, die restlichen 

0,4 Prozent seien meist kleinste Steinchen und Sand. 

Mit der richtigen Technik sei die Einhaltung der Grenzwerte 

aber kein Problem, das würden die zahlreichen 

Untersuchungen bestätigen. 

Von Jan ist davon überzeugt, dass die „Vergärung von 

Biomüll in Biogasanlagen der richtige Weg ist“. Sie 

sei aus „ökologischer und wirtschaftlicher Sicht der 

Biomasse-Verbrennung oder der ausschließlichen 

Kompostierung von Gewerbeabfällen vorzuziehen. 

Holzabfälle sollten weiterhin kompostiert werden“, 

verdeutlicht er, während die nassen Bioabfallfraktionen 

(Gewerbeabfälle) vergoren werden sollten. Bei der 

anaeroben Behandlung werde kein Methan freigesetzt, 

dies sei bei der Verwertung organischer Abfälle in Kompostieranlagen 

aber der Fall. Zudem dünge die entgaste 

Biomasse wirksamer als Rohgülle: „Dadurch kann der 

Einsatz von Mineraldünger, der in energieintensiven 

Prozessen gewonnen werden muss, reduziert werden“, 

so der Geschäftsführer. 

Autorin 




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PRAXIS 


INTERVIEW 

»Ohne SCR-System wird es nicht mehr möglich 

sein, den neuen Grenzwert für Stickoxide von 

0,1 g/m³ einzuhalten« 

Die 44. BImSchV verschärft die Grenzwerte bei den Emissionen für Biogasanlagen deutlich. 

Anlagenbetreiber müssen sich insbesondere auf deutlich strengere Emissionsgrenzwerte 

für Stickoxide (NOx) einstellen. Hier rücken SCR-Systeme zur Reduzierung der Stickoxide 

wie die modulare Abgasnachbehandlung von MAN Engines in den Fokus. Ein solches System 

wird im Rahmen des vom Bayerischen Staatsministerium für Umwelt und Verbraucherschutz 

initiierten und finanzierten Projekts „Minimierung der Emissionen von NOx beim 

Betrieb von Biogas-BHKW“ erstmals an einer Biogasanlage im Feld getestet. Wir sprachen 

mit dem Anlagenbetreiber Josef Götz, Geschäftsführer der Götz Agrardienst GmbH und 

Präsidiumsmitglied des Fachverbandes Biogas e.V. 

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

Biogas Journal: Herr Götz, was verändert sich durch die 

neue 44. BImSchV für die Anlagenbetreiber? 

Josef Götz: Die neue 44. BImSchV sorgt für eine 

deutliche Verschärfung der erlaubten Grenzwerte bei 

den Emissionen von mit Biogas betriebenen Verbrennungsmotoranlagen. 

Bislang war es uns möglich, die 

Emissionsrichtlinien innermotorisch einzuhalten, aber 

insbesondere die neuen 

Emissionsgrenzwerte für 

Stickoxide (NOx) stellen alle 

Anlagenbetreiber vor neue 

Herausforderungen. Um die 

neuen Grenzwerte einzuhalten, 

wird eine zusätzliche 

Abgasnachbehandlung unumgänglich 

sein. 

Das Container-BHKW von außen: Die Abgasnachbehandlung 

ist im oberen Containeraufbau untergebracht. 

Gut zu erkennen auch der AdBlue © -Tank auf der rechten 

Seite. Der MAN E3262 LE202 wurde speziell für Biound 

Sondergasanwendungen entwickelt und läuft im 

Dauerbetrieb über 8.600 Stunden im Jahr. 

FOTOS: MAN ENGINES/PETER DÖRFEL 

Biogas Journal: Wie kam der 

Feldversuch zustande? 

Götz: Mit der Einführung der 

neuen Verordnung wird eine 

EU-Richtlinie zur Begrenzung 

der Emissionen von 

Schadstoffen aus mittelgroßen 

Feuerungsanlagen 

in die Luft (MCPD) in deutsches 

Recht umgesetzt. Es 

war also abzusehen, dass es 

zeitnah zu einer deutlichen 

Verschärfung der Grenzwerte 

für Stickoxide kommen 

wird. Deshalb haben wir uns gemeinsam mit unserem 

langjährigem Partner MAN Engines Gedanken über Lösungen 

gemacht. 

MAN Engines setzt bereits erfolgreich ein System in 

der Landtechnik ein, das auf der SCR-Technologie basiert 

und mithilfe einer Harnstofflösung (AdBlue © ) die 

Stickoxide reduziert. So entschlossen wir uns dazu, 

das sogenannte Modulare Abgasnachbehandlungssystem 

(AGN) für Industriegas-Motoren anzupassen und 

testen es seit März 2018 an unserer Biogasanlage im 

Feld. Dies geschieht im Rahmen des vom Bayerischen 

Staatsministerium für Umwelt und Verbraucherschutz 

initiierten Projekts „Minimierung der Emissionen von 

NOx beim Betrieb von Biogas-BHKW“. Dieses beschäftigt 

sich mit der Frage, wie Stickoxide möglichst effizient 

reduziert werden können. 

Biogas Journal: Wie ist der Feldversuch aufgebaut? 

Götz: Wir haben uns zusammen mit unseren Projektpartnern 

bewusst dafür entschieden, ein komplett neues 

Container-BHKW für den Feldversuch zu installieren, 

um das Gesamtsystem von Grund auf neu denken 

zu können. Dafür zeigte der Anlagenbauer Elektro Hagl 

viel Engagement, der darüber hinaus sowohl den Motor 

als auch dessen Steuerung speziell für die Anwendung 

anpasste. Die AGN wurde in einem zweiten Container 

über dem BHKW untergebracht. Für jede der beiden 

Zylinderbänke des Motors gibt es ein Abgasnachbehandlungssystem 

bestehend aus einem SCR-Mischer, 

einem SCR-Katalysator sowie einem Oxidationskatalysator 

(siehe Infokasten). Der AdBlue © -Vorratstank be- 

58


PRAXIS 

Josef Götz betreibt bereits seit 2001 eine Biogasanlage und hat heute 

insgesamt acht Biogasmotoren verteilt auf drei Standorte im Einsatz. 

Biogas 

Infotage 2019 

Blick in den oberen Container mit einem SCR-Katalysator für jede 

der beiden Zylinderbänke des V-Motors. Großzügige Raumverhältnisse 

erleichtern die regelmäßigen Testmessungen. 

findet sich außerhalb der Anlage. Insgesamt wurde auf möglichst 

großzügige Raumverhältnisse geachtet, um die regelmäßigen Testmessungen 

zu erleichtern. 

Diese werden von der TUM (Technische Universität München), 

einem weiteren Kooperationspartner des Projekts, durchgeführt. 

Allgemein funktioniert die Zusammenarbeit zwischen den Beteiligten 

ausgesprochen gut. Alle bringen sich sowohl mit ihrem 

Know-how als auch finanziell in das Projekt ein, wobei das Bayerische 

Staatsministerium den Großteil der Kosten trägt. 

Biogas Journal: Sind Sie mit dem bisherigen Verlauf des Projekts 

zufrieden? 

Götz: Das Projekt läuft bisher wirklich gut. Die Standzeiten der Katalysatoren 

sind ausgezeichnet und der AdBlue © -Verbrauch geringer, 

als von uns im Vorfeld erwartet. Zugute kommt uns dabei, dass 

der verwendete MAN-Motor (Anmerkung: MAN E3262 LE202) von 

Haus aus sehr mager läuft und daher vergleichsweise wenige Stickoxide 

gefiltert werden müssen. Neben der Funktionalität des Abgasnachbehandlungssystems 

gilt es aber noch die wirtschaftlichen 

Unbekannten zu klären. Wir wissen noch nicht genau, wie hoch der 

exakte AdBlue © -Verbrauch sein wird oder wie oft die Katalysatoren 

ausgetauscht werden müssen. Diese werden im Dauerbetrieb eines 

BHKW mit bis zu 8.700 Betriebsstunden jährlich wesentlich 

stärker beansprucht als beispielsweise im Pkw-Bereich. Ferner 

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PRAXIS 


Minimierung der Emissionen von NO x 

beim Betrieb von Biogas-BHKW 

AdBlue 

SCR-Katalysator 

Reduktion von 

Stickoxiden (NO X ) 

Oxidationskatalysator 

Oxidation von überschüssigem 

Ammoniak sowie Formaldehyd 

und Kohlenmonoxid 

Funktionsweise der 

Emissionsminimierung 

sowie die am Projekt 

beteiligten Partner 

N2 

NO 

AdBlue zerfällt zu Ammoniak 

NO2 

NH3 

QUELLE: TU MÜNCHEN/BÜRO FRÄULIN COMMUNICATION DESIGN 

Das kompakte Abgasnachbehandlungssystem von 

MAN Engines mit SCR-Mischer (Bildmitte), AdBlue © - 

Dosiereinheit und isoliertem SCR-Katalysator. 

müssen Erfahrungen gesammelt werden, wie sich das 

SCR-System auf den gesamten Motorbetrieb und dessen 

Verschleiß auswirkt. All diese Erkenntnisse fließen 

außerdem in die Entwicklung betriebswirtschaftlicher 

Rechenmodelle ein, um die zu erwartenden Gesamtkosten 

für Anlagenbetreiber zu ermitteln. 

Im Übrigen hilft das Projekt auch uns vom Fachverband 

Biogas einzuschätzen, welche Maßnahmen für 

die Anlagenbauer realisierbar und finanzierbar sind, 

und ermöglicht es uns, konstruktive Vorschläge in den 

Gesetzgebungsprozess einzubringen. Persönlich bin 

ich zwar in erster Linie als Anlagenbetreiber an dem 

Projekt beteiligt, aber begleite den Feldversuch auch 

aus meiner Perspektive als Vertreter des Fachverbandes 

Biogas e.V. 

Biogas Journal: Können Bestandsanlagen, für die 

bei den neuen NOx-Grenzwerten voraussichtlich eine 

Übergangsfrist bis 2029 gilt, 

ohne weiteres nachgerüstet 

werden? 

Götz: Zunächst einmal ist es 

wichtig und gut, dass es diese 

Übergangsfristen geben wird. 

Denn klar ist: Ohne SCR-System 

wird es nicht mehr möglich 

sein, den neuen Grenzwert für 

Stickoxide von 0,1 g/m³ einzuhalten. 

Aber natürlich nimmt 

das SCR-System sehr viel 

Platz in Anspruch. Die zusätzlichen 

Katalysatoren sowie der 

AdBlue © -Tank müssen verbaut 

werden. Die Integration in bestehende 

Systeme gestaltet 

sich oft schwierig, da zum Beispiel 

der Abgaswärmetauscher 

neu positioniert werden muss. 

Für neue Containeranlagen 

wird es jedoch Wege zur Nachrüstung 

geben. Bei älteren Verbrennungsmotoranlagen, 

gerade solchen, die in 

beengten Räumlichkeiten 

verbaut wurden, werden 

große und teure Umbaumaßnahmen 

nötig. Viele 

Betreiber werden sich 

nach dem Ende der Übergangsfrist die Frage stellen, 

ob sich eine solche Investition wirtschaftlich lohnt. 

Biogas Journal: Ist die Bioenergie trotz immer strengerer 

Emissionsgrenzwerte und sinkender garantierter 

Einspeisevergütungen noch zukunftsfähig? 

Götz: Natürlich bleibt die Bioenergie auch in Zukunft 

interessant. Grundsätzlich erkennt ja auch die Politik 

die Vorteile, die die Bioenergie bietet, und durch die 

erreichte Anschlussregelung im EEG konnte eine Perspektive 

geschaffen werden. Wenn wir über die Zukunft 

der Bioenergie sprechen, sollten wir uns aber nicht 

nur auf die Stromerzeugung konzentrieren. Biogas- 

BHKW verstromen nicht nur die Biomasse, sondern 

nutzen durch Kraft-Wärme-Kopplung auch die dabei 

entstehende Wärme. Größere Objekte wie Schulen oder 

Sporthallen können dadurch direkt vor Ort mit Wärme 

versorgt werden. 

Über Fernwärme heizt man so ganze Wohn- oder Industriegebiete. 

Erwähnenswert ist darüber hinaus die 

ausgesprochen gute Ökobilanz. Biogasanlagen sind bei 

effizientem Betrieb mindestens CO 2 

-neutral. So haben 

wir beispielsweise für eine Anlage mit einer installierten 

elektrischen Gesamtleistung von 3 Megawatt ein 

CO 2 

-Vermeidungspotenzial von 7.600 Tonnen pro Jahr 

errechnet. Ein weiterer Vorteil – gerade im Vergleich 

zu anderen regenerativen Energiegewinnungsformen – 

ist, dass Biogas in Speichern gelagert werden kann. 

Bei Bedarf kann es jederzeit zu marktfähigen Preisen 

verstromt werden und somit als „Biobatterie“ zur Versorgungssicherheit 

beitragen. 

Biogas Journal: Herr Götz, vielen Dank für das 

Gespräch! 

Interviewer 




0 54 09/90 69 426 

H2O 


60


PRAXIS 

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PRAXIS 


Entschwefelung 

funktioniert – 

Kreislauf noch nicht 

Filterpellets für die 

Entschwefelung von 

Biogas. Oben unbeladene, 

unten beladene 

Pellets. 

Die Biogasbranche durchschritt in der 

Vergangenheit eine schmerzhafte Lernkurve, 

um die Entschwefelung von Rohbiogas 

in den Griff zu bekommen. Heute 

ist schwefelfreies Gas ein wichtiger Garant 

für den wirtschaftlichen und reibungslosen 

BHKW-Betrieb. Doch Vorsicht: Unterschiedliche 

Filtersysteme und Filtermaterialien 

bedürfen einer fachgerechten, 

wohlüberlegten Auswahl. Außerdem ist die 

derzeitige Entsorgung der mit Schwefel 

beladenen Aktivkohlen kritisch zu beurteilen. 

Ein Parforceritt durch die Entschwefelungswelt 

Von Dierk Jensen 

Eigentlich schade. Denn ohne Schwefelwasserstoff 

im Biogas hätten es die Anlagenbetreiber 

sicherlich einfacher. Doch ist das 

Leben im Allgemeinen und auf einer Biogasanlage 

im Besonderen alles andere als ein 

Ponyhof. Zumal sich ein laxer Umgang mit Schwefelwasserstoff 

und auf Abfall- und Kläranlagen zusätzlich 

auch noch leichtflüchtigen Kohlenwasserstoffen 

und Siloxanen für jeden Betreiber früher oder später 

rächt. 

Spätestens wenn die Gasmotoren ernsthaft anfangen 

zu husten oder der Abgaswärmetauscher leckt, ist der 

Ärger sehr groß. Beispielsweise griffen die Symposien 

der IG Biogasmotoren diese Fehler der Vergangenheit 

im Detail kritisch auf. Zumal sich heutzutage kaum ein 

Biogasanlagenbetreiber noch erlauben kann – allein 

schon wegen des drohenden Gewährleistungsverlustes 

seitens der Motorenhersteller –, kein genaues Auge auf 

eine optimale Rohgasaufbereitung zu werfen. 

Dies allerdings in Eigenregie bewältigen zu wollen, ist 

sicherlich oft keine gute Idee, ist doch die Rohgasaufbereitung 

im Bermudadreieck von Temperatur, Feuchtigkeit 

und Restsauerstoff eine Wissenschaft für sich. 

Daher besteht kaum Zweifel daran, dass es dafür Fachleute 

braucht; sowohl für Planung, Bau und Service als 

auch für die Lieferung von Filtermaterialien, ob nun 

Aktivkohlen, Eisenhydroxide oder Pellets auf Basis von 

Cellulose. 

So sind in Deutschland etwas mehr als zwei Dutzend 

Anbieter und Firmen in sehr unterschiedlicher Weise 

als Produzenten, Händler, Berater, Anlagenbauer und 

Dienstleister auf diesem Spezialgebiet unterwegs. Ihre 

Auftragslage, so das Feedback der Unternehmen zum 

Ende des Jahres, sei durchgehend gut, ja teilweise sogar 

sehr gut, weil durch die an vielen Orten realisierte 

Flexibilisierung bestehender Biogasanlagen ein Auftragsschub 

zu verzeichnen ist. 

FOTOS: UGN 

Aktivkohle optimal beladen 

„Mittlerweile wird eine optimale Beladung der Aktivkohlen 

schon sehr ernst genommen“, stellt beispielsweise 

Frank Heimann fest. Er ist als Betriebsleiter der 

AKS-Heimann seit fast zehn Jahren im Biogasgeschäft 

unterwegs und hat sich auf den Tausch von Aktivkohle 

spezialisiert. Auf rund 650 Biogasanlagen wechselt das 

kleine mittelständische Unternehmen aus dem hessischen 

Lahntal inzwischen Filter aus. 

„Wenn die Parameter richtig eingestellt sind, dann 

holen wir optimal beladene Aktivkohlen ab“, erklärt 

Heimann. „Wenn die Gaserwärmung mit zu wenig relativer 

Luftfeuchtigkeit stattfindet, dann ist die Beladung 

häufig nur unzureichend“, fügt Heimann hinzu. Wenn 

in solchen Fällen dann die Aktivkohle aus dem Behälter 

genommen wird und auf ihre Außenhaut plötzlich 

Sauerstoff aus der Umgebungsluft trifft, dann kann unter 

Umständen die Aktivkohle „reaktiviert“ werden: Es 

kommt zu einem ungewollten Aufglühen. 

62


PRAXIS 

FOTO: ZÜBLIN 

Aktivkohlefilter-Anlage 

der Firma Züblin 

Umwelttechnik. 

Dies sei in der Vergangenheit schon hier und da mal 

passiert; allerdings „brennt“ die Aktivkohle nicht, wie 

landläufig behauptet wird, sie entflammt gar nicht. Was 

tatsächlich brennt, sind in der Regel die Verpackungsmaterialien. 

„Bei der richtigen Handhabe ist das alles 

kein Problem“, gibt denn auch Teamleiter Timo Walter 

von der Aprovis Energy Systems GmbH aus Weidenbach 

Entwarnung. 

Aprovis engagiert sich seit 2007 in der Biogasbranche 

als Anbieter von Gaskühlern und Gasaufbereitungsanlagen. 

Knapp 600 Anlagen in 

Deutschland sind mit Techniken 

von Aprovis inzwischen ausgestattet, 

weltweit sind es etwa 

900. In den mehr als elf Jahren, 

in der das Technikunternehmen 

im Biogasbereich arbeitet, habe 

sich nur ein einziger ihnen bekannter 

„Brandfall“ ereignet. 

„Wenn die BigBags mit Stickstoff 

oder CO 2 

begast und innerhalb 

von rund zwei Wochen entsorgt werden, passiert 

in der Regel nichts“, erklärt Walter. Wenn das nicht 

der Fall sein sollte, kann bei Gefahr immer noch die 

brennbare Verpackung entfernt oder der BigBag in einem 

feuerfesten Behälter aufbewahrt werden. 

Beladungsfähigkeit von 50 bis 60 Prozent 

Rund 10 bis 15 Prozent teurer sei die Aktivkohle aus 

Teterow im Vergleich zu den Produkten, die aus China 

importiert werden. „Dafür haben unsere Aktivkohlen 

auf der Basis von Holzkohle eine Beladungsfähigkeit 

von 50 bis 60 Prozent“, erklärt Robin Masuch, Vertriebsleiter 

vom Hersteller AdFis products GmbH. Mit 

anderen Worten: 100 Kilogramm Aktivkohle kann bis 

zu 60 Kilogramm Schwefel aufnehmen. 

Nach Angaben von Masuch verlässt eine Produktionsmenge 

von jährlich bis zu 2.000 Tonnen das Werk in 

Teterow. Abgesetzt wird sie im In- wie im Ausland. Als 

einziger deutscher Hersteller kann die AdFis unabhängig 

von den Entwicklungen in Asien ihre dotierte Aktivkohle 

anbieten und garantiert damit kurze Lieferzeiten 

und Lieferwege. Tatsächlich liegt der Marktanteil der 

AdFis in Deutschland bei ungefähr 30 Prozent. 

„Wir müssen ernsthaft 

über eine alternative 

Aktivkohleversorgung 

nachdenken“ 

Thorsten Fricke 

63

PRAXIS 


Dotierte Aktivkohle – 

fertig für den Abtransport 

in unterschiedlich 

großen Gebinden. 

„Die Aktivkohlen müssen 

ein bis zwei Jahre Standzeit 

gewähren“ 

Claus Bogenrieder 

Dabei steigt die Nachfrage. Nicht zuletzt, 

weil die bisher aus China importierten Aktivkohlen 

seit Ende 2017 deutlich teurer 

geworden sind. Dies liegt vornehmlich daran, 

dass die chinesische Zentralregierung 

die Umweltauflagen für die Kokereien beziehungsweise 

für die gesamte Steinkohlewirtschaft 

verschärft hat und im Zuge 

dessen einige Produktionsstandorte für 

Aktivkohlen kurzerhand ihren Betrieb einstellen 

mussten. 

Dadurch sei das Angebot knapper geworden 

und der Preis gestiegen. Dies bestätigt 

auch Thorsten Fricke, Vertriebsingenieur 

der CarboTech AC GmbH aus Essen, die 

FOTO: HEGO BIOTEC 

chinesische Aktivkohlen- 

Rohlinge importiert und sie 

in Deutschland mit Kaliumjodid 

imprägniert. „Wir müssen 

ernsthaft über eine alternative 

Aktivkohleversorgung 

nachdenken“, räumt Fricke 

ein. Dabei liefert CarboTech, 

deren Hauptgeschäft in der 

Belieferung von Filterkohlen 

an die Industrie liegt, ihre 

Aktivkohlen nicht direkt an 

die Biogasanlagenbetreiber, 

sondern über diverse Vertriebspartner 

und Handelsportale. 

Im gleichen Segment der 

imprägnierten Aktivkohle 

ist neben weiteren Anbietern 

auch der Mitwettbewerber 

Selecta GmbH 

unterwegs, der mit der G.U.T. GmbH eng 

zusammenarbeitet. Nach Aussage von 

Selecta-Geschäftsführer Alexander Nehrig 

beschicke man rund 300 Biogasanlagen 

in Deutschland in einem Umfang von etwa 

300 Tonnen. Optimal laufe es in Sachen 

Gasaufbereitung in der Biogasbranche 

nach Einschätzung von Nehrig aber noch 

nicht. „Es gibt immer noch viel Potenzial 

der Verbesserung“, merkt Nehrig an, „es 

ist schon erschreckend, wie viele Filterkonstruktionen 

immer noch unterdimensioniert 

sind. Wenn ein Filter zu klein ist, leidet 

die Beladungsfähigkeit durch zu hohe 

Strömungsgeschwindigkeit.“ 

Kurze Standzeiten sind zumeist die Folge, 

was für den Betreiber zusätzliche Kosten 

verursacht. Das dies aber nicht nötig sein 

muss, darauf verweist auch Claus Bogenrieder 

von der Züblin Umwelttechnik GmbH 

aus Stuttgart. Die Devise des Vertriebsleiters: 

„Wir wollen die beste Aktivkohle für 

unsere Filteranlagen.“ Und das ist für ihn 

die dotierte Aktivkohle. Die Züblin Umwelttechnik 

GmbH betreut rund 250 Biogasanlagen 

in Deutschland; sie baut einerseits 

Filteranlagen, andererseits leistet sie 

zusätzlich Betriebsservice – Kontrolle und 

Austausch der Aktivkohlen. 

Die baden-württembergische Firma verfügt 

deutschlandweit verteilt über sechs Zweigstellen, 

die „vernünftige Anfahrtswege“ 

zur Beschickung mit neuer Aktivkohle ermöglichen. 

Darüber hinaus arbeitet Züblin 

mit lokal agierenden Entsorgungsunternehmen, 

die die Aktivkohlen fachgerecht 

entsorgen. „Die Aktivkohlen müssen ein 

bis zwei Jahre Standzeit gewähren“, meint 

Bogenrieder, vorausgesetzt allerdings, 

dass die Schwefelkonzentration im Rohgas 

nicht höher als 200 ppm liegt. 

„Wenn die Konzentrationen aber dauerhaft 

höher als 500 ppm sein sollten, dann 

bieten wir den Anlagenbetreibern zwei 

unterschiedliche Verfahren an, die als externe 

Vorentschwefelung in die Gasleitung 

vor der Aktivkohle eingebaut werden können“, 

offeriert Bogenrieder. Eines dieser 

Verfahren ist eine Entwicklung, die noch 

neu auf dem Markt ist. Es handelt sich um 

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PRAXIS 

der speziell für landwirtschaftliche Anlagen 

und Abfallanlagen konzipiert ist. Der 

Schwefelwasserstoff wird biologisch abgebaut 

und der nachfolgende Aktivkohlefilter 

kann mit deutlich verlängerter Standzeit 

betrieben werden. Zudem sei man gerade 

mit der Entwicklung eines neuen Produktes 

der biologischen Entschwefelung beschäftigt, 

das in 2019 auf den Markt kommt. 

Unterdessen drängt auch die PlanET Biogastechnik 

GmbH in das Arbeitsgebiet der 

Gasentschwefelung hinein. Der Hersteller 

von Biogasanlagen aus Vreden bietet seinen 

Kunden standardmäßig sowohl eine 

Gastrocknung als auch einen Aktivkohlefilter 

an. Zudem haben die Niedersachsen 

für die biologische Feinentschwefelung 

einen speziellen Pelletfilter entwickelt, 

der „eine reibungslose Gasverwertung bei 

Gülle- und Mistanlagen abdeckt“. „Letztlich 

wollen wir ein funktionierendes Gesamtsystem, 

das kostengünstig ist“, sagt 

Produktentwickler Andreas Nienhaus, „es 

muss in Zukunft noch einfacher, automatisierter 

und damit salonfähiger werden“, 

fügt er hinzu und verweist auf eine biologische 

Neuentwicklung, die in der ersten 

Jahreshälfte auf den Markt lanciert werden 

soll. 

Eisenhydroxid statt Aktivkohle 

Dabei muss die Entschwefelung bei Weitem 

nicht nur mit Aktivkohlen unternommen 

werden. So nutzt die Hego BioTec 

GmbH aus Berlin für die externe Entschwefelung 

in Biogasanlagen Filtergranulate auf 

der Basis von Eisenhydroxid. 

Diese Produkte, die in denselben 

Filtern wie Aktivkohle 

eingesetzt werden können, 

sind bei nahezu gleicher Reinigungsleistung 

zu günstigeren 

Preisen von 20 bis 30 

Prozent zu beziehen, erklärt 

der Vertriebsleiter Christopher 

Otto. 

Im Rahmen einer Weiterentwicklung 

der seit 20 Jahren 

produzierten und von der 

HeGo Biotec eingesetzten Gasreinigungsmasse 

gelingt es jetzt, auch Biogase mit 

einer relativen Feuchtigkeit zwischen 30 

und 95 Prozent (nicht kondensierend) 

sehr effizient zu entschwefeln. Eine neue 

Produktlinie wurde vom weltweit operierenden 

mittelständischen Unternehmen in 

enger Zusammenarbeit mit der Schaumann 

BioEnergy GmbH am Markt etabliert und 

fand im zurückliegenden Jahr bereits mehr 

als 200 zufriedene Anwender. 

FOTO: ADFIS 

Produktionsanlage der AdFis GmbH 

in Teterow. 

Spezial-Pelletsfilter für die 

Entschwefelung 

Und dann gibt es noch ein anderes Filterprodukt 

am Markt. Es sind Spezial-Pellets 

der UGN Umwelttechnik aus Gera. „Das ist 

eine hausinterne Ingenieurs-Entwicklung, 

die wir von A bis Z selbst entworfen haben 

und die auf einem chemisch-biologischen 

Prozess beruht“, verrät Prokurist Herbert 

Zölsmann nicht ohne Stolz. „Wir verwenden 

dabei für unsere Pellets vier Stoffe: Reststoffe 

aus der Cellulose-Herstellung, Kalk, 

Dolomit und Eisenhydrat.“ Mittlerweile ist 

das Produkt der UGN auf 60 überwiegend 

landwirtschaftlichen Biogasanlagen im 

Einsatz. Auch in der Schweiz hat die UGN 

mit ihrer umweltfreundlichen Technologie 

inzwischen Fuß fassen können. Die Beladbarkeit 

der Pellets beziffert der Prokurist 

auf 40 bis 60 Prozent, wenngleich das 

Volumen im Vergleich zum Gewicht etwas 

größer als bei Aktivkohlen ausfällt. 

Eines ärgert Zölsmann aber ziemlich. Stellvertretend 

für viele. Und das ist die bisher 

ungelöste Frage, die die gesamte Branche 

betrifft. Denn bislang wird der in den Filteranlagen 

separierte Schwefel komplett entsorgt 

und geht damit dem landwirtschaftlichen 

Kreislauf vollends verloren; so werden 

alle mit Schwefel beladenen Filterprodukte 

als Abfall deklariert und gelangen am Ende 

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PRAXIS 


entweder in Zementfabriken oder in Müllverbrennungsanlagen 

und deren Schlacken 

am Ende auf Sondermülldeponien. 

Auch UGN-Pellets oder Eisenhydroxid-Präparate 

werden nicht vom Düngemittelrecht 

berücksichtigt, sind nicht in der Positivliste 

vermerkt. Damit ist jeder Anlagenbetreiber 

in Deutschland derzeit verpflichtet, den 

Behörden einen Entsorgungsnachweis über 

jedweden beladenen Filterstoff zu liefern. 

Dabei liegt der durchschnittliche Entsorgungspreis 

bei etwa 300 bis 400 Euro. 

Schwefelkreislauf wird 

unterbrochen 

„Dass die Politik diese Abfallschiene fährt, 

ist angesichts des Kreislaufgedankens 

nicht konsequent zu Ende gedacht, da am 

Ende der Schwefel verbrannt wird und das 

Spurenelement auf den Äckern fehlt“, kritisiert 

Zölsmann. Derzeit gehen dem landwirtschaftlichen 

Kreislauf rund 3.000 bis 

4.000 Tonnen Schwefel jährlich verloren, 

schätzt Toralf Goetze von der Necatec AG, 

die jährlich über 1.300 Tonnen Aktivkohle 

nachhaltig auf dem deutschen Biogasmarkt 

verkauft. 

„Ich beschäftige mich seit 15 Jahren mit 

diesem Thema“, wirft der Geschäftsführer 

der Necatec ein, „aber der Gesetzgeber ist 

nicht bereit, die verschiedenen Filterprodukte, 

ob nun fossil oder aus nachwachsenden 

Rohstoffen, zu differenzieren, 

weil er eine genaue Kontrolle offenbar für 

nicht durchsetzbar hält und deshalb lieber 

alles pauschal als problematischen Abfall 

bewertet.“ Goetze warnt jedoch jeden Biogasanlagenbetreiber, 

egal welche Produkte 

er einsetzt, die gesetzlichen Auflagen zu 

ignorieren. Es drohen Strafzahlungen bis in 

Höhe von 70.000 Euro. 

Ein Zustand, den viele für dauerhaft wenig 

sinnvoll halten. „Weshalb“, so Zölsmann, 

„wir mit einer breiten Allianz aus 

Dotierte Aktivkohle aus 

Holzkohle aus Teterow. 

Wissenschaft seitens der Fachhochschule 

Nordhausen und der Universität Jena, dem 

Forum Biogas und anderen einen Antrag 

gestellt haben, unsere UGN-Pellets in die 

Positivliste der Düngemittelverordnung 

aufzunehmen.“ Ohne Erfolg. Wenngleich 

sich Zölsmann nicht beirren lässt und weiterhin 

hofft, dass die mit dem wertvollen 

Schwefel beladenen Pellets in Zukunft 

auf Biogasanlagen, die ihre Gärreste kompostieren, 

vielleicht doch noch verwertet 

werden können und sich damit der Nährstoffkreislauf 

wieder schließen würde. Einen 

Teilerfolg hat die UGN zumindest im 

Ausland erzielt: In der Schweiz wurde das 

mit Schwefel beladene Filtermaterial als 

Düngemittel bereits amtlich zugelassen. 

Düngerecht erlaubt keine 

Ausbringung 

Indessen hält Tim Hermann den Bodenschutz 

hoch. Zwar hält der Mitarbeiter in 

der Abteilung Nachhaltige Produktion, 

Ressourcenschonung und Stoffkreisläufe 

des Umweltbundesamtes den Kreislaufgedanken 

im Zusammenhang mit der Rückführung 

des Schwefels auf die landwirtschaftlichen 

Flächen für „grundsätzlich 

gut“, gibt aber zu bedenken, dass das aktuelle 

Düngerecht dies nicht erlaube. 

Hermann verweist auf leichtflüchtige 

Kohlenwasserstoffe und andere mögliche 

Schadstoffe, die neben dem Schwefel aus 

dem Rohbiogas herausgefiltert werden und 

im Filtermaterial gebunden sind: „Diese 

Stoffe haben aber nichts auf dem Acker zu 

suchen“. Ebenso wenig wie Jod aus imprägnierter 

Aktivkohle oder sonstige Schwermetalle 

aus Steinkohlen. „Im Bodenschutz 

gilt das Vorsorgeprinzip“, unterstreicht 

Hermann. „Eine Aufnahme dieses Filtermaterials 

in die Düngemittelverordnung ist 

nur denkbar, wenn ein Nutzen als Dünger 

und die gleichzeitige Schadlosigkeit für 

Boden und Grundwasser eindeutig nachgewiesen 

sind“. 

Wo er recht hat, hat er recht, ohne Kompromisse. 

Allerdings sind Nährstoffkreisläufe 

sicherlich ebenso wichtig – vor allem dann, 

wenn es um die Erzeugung von Erneuerbaren 

Energien geht. 

FOTO: HEGO BIOTEC 

Filtermaterial der 

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PRAXIS 


Kleine Ursache – große Wirkung 

Ein Schadensfall am Behälter einer Biogasanlage kann fatale Folgen haben. Durch die 

anstehende Flüssigkeitssäule treten schnell große Mengen an Gärsubstrat aus. Für eine 

Reihe von Fällen in der letzten Zeit ist offenbar eine defekte Manschette des Rührwerks die 

Unglücksursache. Betreiber sollten jetzt handeln und das Bauteil genauer betrachten. 

Von Thomas Gaul 

Anlagenbetreiber sollten die Wanddurchführungen ihrer Rührwerke regelmäßig 

kontrollieren und auch regelmäßig Dichtungen austauschen, damit es nicht 

zum unkontrollierten Substrataustritt kommt. 

FOTO: FACHVERBAND BIOGAS E.V. 

So hat sich ein 53-jähriger Betreiber einer 

Biogasanlage in Mittelfranken seinen Ostermontag 

ganz bestimmt nicht vorgestellt: 

Aus einem Loch in der Wand seines Fermenters 

treten schwallartig große Mengen 

Gärsubstrat hervor. „Das Loch trat an der Manschette 

des Rührwerks auf“, sagt der Betreiber: „Ich hatte keine 

Chance, es so schnell zu stopfen.“ Da der Substrataustritt 

aus dem vollen Behälter nicht gestoppt werden 

konnte, rückten acht Landwirte aus der Umgebung mit 

ihren Güllefässern und einer Gülleverschlauchung an, 

um den Inhalt des Behälters abzupumpen und auf umliegenden 

Feldern zu verteilen. 

Die Freiwillige Feuerwehr des Ortes war bis 2.00 Uhr 

nachts damit beschäftigt, den Substratfluss einzudämmen. 

Um den Ort nicht zu fluten, verteilten Landwirte 

gemeinsam mit den Einsatzkräften das Substrat auf einer 

größeren Fläche. Außerdem errichteten die Helfer 

einen Damm neben dem Behälter und hoben auf dem 

angrenzenden Acker Auffangbecken aus. 

Anfang April kam es auch zu einer Havarie an einem 

Gärproduktlager einer Biogasanlage im Landkreis 

Mansfeld-Südharz. Wie bei einer Fontäne schoss das 

Gärprodukt ins Freie. Feuerwehren und das Technische 

Hilfswerk versuchten mit bis zu 160 Einsatzkräften, die 

Situation unter Kontrolle zu bringen. Um den Druck aus 

dem Behälter zu nehmen, wurde ein Teil des Substrats 

in Gülletankanhänger umgepumpt. 

Trotzdem strömte eine große Menge Substrat über eine 

Wiese in einen angrenzenden Bach, von dort aus in 

einen kleinen Fluss bis hin zu einer Talsperre. Selbst 

mit schnellbindendem Spezialbeton konnte das Leck 

nicht vollständig verschlossen werden. Eine Fachfirma 

hatte versucht, mit einem Pfropfen aus 8 Kubikmeter 

Spezialbeton das Leck in der Wand des Behälters zu 

verschließen. Dadurch versiegte der Substrat-Strom 

etwas, sodass sich die Flüssigkeit nur noch auf dem 

Gelände der Biogasanlage sammelte. 

Leider blieb es nicht bei den beiden Fällen. Bei Neuruppin 

trat Gärprodukt aus. Aus einem benachbarten 

Graben musste daraufhin Wasser abgepumpt und Erde 

abtransportiert werden. Auch im südwestlichen Niedersachsen 

trat bei einem Schadensfall Gärsubstrat aus. 

Sie gelangte in einen angrenzenden Bach und verursachte 

dort ein Fischsterben. 

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Eine solche Umweltbeeinträchtigung konnte 

im Landkreis Mansfeld-Südharz noch 

verhindert werden, weil Bäche und Flüsse 

zu dem Zeitpunkt Hochwasser führten und 

das Gärsubstrat so relativ schnell verdünnt 

werden konnte. Gelangt Gärsubstrat in ein 

Kleingewässer, sinken die Sauerstoffwerte 

schnell, was für die empfindlichen Lebewesen 

im Gewässer tödlich endet. Mit dem 

Abbau der organischen Substanz werden 

nicht nur große Mengen Sauerstoff verbraucht, 

sondern es entstehen auch die für 

Fische und Kleinlebewesen hochgiftigen 

Substanzen Nitrit und Ammonium. Nach 

Ansicht von Fischereiexperten ersticken 

aber die Fische, bevor sie sich vergiften. 

Ursache in allen Fällen war eine Undichtigkeit 

an der Gummimanschette bei der 

Durchführung des Rührwerks in den Behälter. 

Diese beweglichen Stabmixer wurden 

von verschiedenen Firmen in Fermenter 

und Nachgärer unterhalb des Flüssigkeitsspiegels 

eingebaut. „Betroffen sind insbesondere 

Fabrikate, bei denen es nur eine 

Membran gibt“, sagt Josef Ziegler, Sprecher 

des AK Sicherheit im Fachverband 

Biogas e.V. „Eine zweite Manschette gibt 

mehr Sicherheit.“ 

Bauteil nicht unbeachtet lassen 

Problematisch ist sicherlich, dass die Betreiber 

diesem Bauteil keine besondere 

Aufmerksamkeit geschenkt und die Wartung 

vernachlässigt haben. „Ein solches 

Bauteil unterliegt dem Verschleiß“, so 

Ziegler: „Durch die Alterung und den Einfluss 

der UV-Strahlung wird das Material 

spröde.“ Undichtigkeiten können dann 

die Folge sein. Durch den Druck aus dem 

Behälterinneren kündigt sich die Materialermüdung 

aber nicht frühzeitig an. Denn 

kommt es erst einmal zu einem Riss im 

Gummi, treten wie in den beschriebenen 

Unglücksfällen auch gleich große Mengen 

Flüssigkeit aus. 

Was sollten Betreiber nun tun? Bei den 

ohnehin erforderlichen Kontrollen gilt es, 

den Zustand der Manschette im Blick zu 

haben. Bei Anlagen, die der Störfallverordnung 

unterliegen, ist auch die Gewerbeaufsicht 

für die Kontrolle zuständig. Werden 

Mängel festgestellt, muss der Betreiber sie 

umgehend beseitigen. Bei der Havarie im 

Landkreis Mansfeld-Südharz konnte die 

zuständige Staatsanwaltschaft Halle „kein 

fahrlässiges Verhalten des Anlagenbetreibers 

feststellen“. 

Zunächst war ermittelt worden, ob die Bodenverunreinigung 

als Straftat zu bewerten 

sei. Wie die Untersuchungen ergaben, war 

es aber ein technischer Mangel, der zum 

Austritt des Gärsubstrates geführt hat. 

„Der Riss einer Gummimanschette ist ein 

technischer Defekt, der passieren kann. 

Es ist keine Aufsichts- oder Kontrollpflicht 

verletzt worden“, sagte der Staatsanwalt 

gegenüber der „Mitteldeutschen Zeitung“. 

Doch auch ohne strafrechtliche Konsequenzen 

sollten Betreiber das Thema ernst 

nehmen. „Am besten wäre ein regelmäßiger 

Austausch“, so Josef Ziegler. Im täglichen 

Betrieb können der Betreiber oder das Personal 

auf der Anlage etwas für eine längere 

Lebensdauer tun. „Wichtig ist es, bei einer 

Änderung der Laufrichtung des Rührwerks 

und einer Verstellung das Gummi nicht 

einzuquetschen“, rät Michael Sontheimer, 

Fachberater beim Rührwerkshersteller 

Suma. Auch die Gummipflege mit einem 

Fettstift wie bei Gummidichtungen im Auto 

oder im Haushalt könnte die Lebensdauer 

des Bauteils verlängern, bestätigten die befragten 

Experten. 

Rundschreiben: Fachverband 

macht auf Problematik 

aufmerksam 

In einem Betreiberrundschreiben vom 

3. Mai 2018 hat der Fachverband Biogas 

e.V. seine Mitglieder noch einmal auf die 

notwendige regelmäßige Instandhaltung 

von Biogasanlagen hingewiesen. Denn sowohl 

nach der für Biogasanlagen geltenden 

Betriebssicherheitsverordnung als auch der 

TRGS 529 und der Verordnung über Anlagen 

zum Umgang mit wassergefährdenden 

Stoffen (AwSV) hat der Anlagenbetreiber 

dafür zu sorgen, dass die Instandhaltung 

planmäßig nach dem Stand der Technik zu 

erfolgen hat. 

Maßgeblich für die Wartungsintervalle und 

durchzuführenden Maßnahmen sind die 

Angaben des Herstellers, wie sie aus der 

Betriebsanleitung hervorgehen. Die Firmen 

müssen ihrerseits die Betriebsanleitungen 

auf den aktuellen Stand der Technik bringen 

und ihre Kunden aktiv auf die Änderungen 

hinweisen. Aber auch wenn eine 

aktuelle Bedienungs- oder Betriebsanleitung 

vorliegt, ist der Betreiber nicht von der 

Pflicht entbunden, eine Betriebsanweisung 

zu erstellen. Dieses Dokument muss bei 

Schadenssfällen im Beweissicherungsverfahren 

vorgelegt werden. 

Rund 50 Rührwerke des Typs „Fermix“ 

wurden allein von der Firma Schmack in 

ihre Biogasanlagen eingebaut. Im Zeitraum 

vom Jahr 2009 an wurden die Rührwerke 

in Gärproduktlagern eingebaut. Für die von 

der Firma Schmack verkauften „Fermix“- 

Rührwerke bietet das Unternehmen nun 

ein Reparaturset zum Nachrüsten an, das 

etwa 500 Euro kostet. Dabei handelt es 

sich um einen massiveren Gummikompensator, 

der im Austausch gegen den alten 

eingebaut wird. Die betroffenen Kunden 

wurden durch ein Rundschreiben informiert, 

das auch dem Fachverband Biogas 

e.V. zur Verfügung gestellt wurde. Daneben 

gibt es noch ein „Notfallset“, das bei akuter 

Gefahr – also wenn die Versprödung bereits 

sichtbar wurde, als Schelle verbaut werden 

kann. 

Dieses Notfallset könnten sich einzelne 

Anlagenbetreiber in den Regionen vorsorglich 

in das Ersatzteillager legen, sodass 

im Havariefall schnelle Hilfe geleistet 

werden kann. Darüber hinaus gibt es auf 

Notfall-Management und Schadensfälle 

spezialisierte Dienstleister, die im Fall 

einer Leckage mit geeigneter Ausrüstung 

die örtliche Feuerwehr unterstützen können. 

Wichtig ist aber auch, dass – wo noch 

nicht geschehen – die Biogasanlagen mit 

einer Umwallung ausgestattet werden. Mit 

einem solchen Auffangbecken auf dem 

Gelände der Biogasanlage wird zumindest 

kein Kubikmeter mehr das Grundstück verlassen. 

Autor 

Thomas Gaul 


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ten 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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Biogas ist bunt ... 

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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Erneuerbare Energien 

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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 

3 

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 



Entschwefelung und Entwä serung 

gärende Biomasse oder Reststo fe 


ma se 

6 

Wärme 

8 

7 

5 

8 


Gärprodukte ( gf. mit entsprechen 

methan 

der Technik zur Weiterverarbeitung 

(Fest/Flü sigtrennung, Trocknung, 


1 

Strom 

10 


Erdgasnetz 

1 

2 

9 

3 

5 4 

3 

12 

8 


(Silo, Annahmeste le, Gü legrube) 

2 gf. Aufbereitung, Sortierungs oder 

Reinigung systeme für die zu vergärende 

Bioma se oder Reststo fe 


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 










Gärprodukte ( gf. mit entsprechender 




1 

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 







1 

2 

9 

3 

5 4 

3 

12 

8 























1 

2 

9 

3 

5 4 

3 

12 

8 



2 ggf. Aufbereitung, Sortierungs- oder 



3 Einbring- / Pumptechnik transportiert 







6 Gasspeicher zur kurz- und mittelfristigen 










1 

2 

9 

3 

5 4 

3 

12 

8 

















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 

8 

7 

5 

8 

Wärme 

8 

7 

5 

8 

Wärme 

11 

Strom 

11 

11 

Erdgasnetz 

10 

Strom 

Strom 

Erdgasnetz 














10 

10 

Erdgasnetz 


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Wir müssen unser Klima schützen und den Ausstoß von CO 2 

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Mit den Erneuerbaren Energien haben wir die Chance, dies zu scha fen. 

Biogasanlagen leisten einen wichtigen Beitrag auf unserem Weg in eine 

klimafreundliche Zukunft. 

.durch Biogas 

Die Biogasanlage Biogas GmbH erzeugt im Jahr 300.000 Kilowa tstunden 

Strom. Das entspricht dem Verbrauch von 100 durchschnittlichen 

Haushalten. 

Die bei der Stromerzeugung anfallende 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. 

Das entspricht 380 Flügen von München nach New York und zurück. 


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So funktioniert eine Biogasanlage 

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





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

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regionale Wertschöpfung 


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 Schni t 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: 








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Anlagenschild (individuell) 

Informieren Sie Wanderer und Gäste über Ihre Biogasanlage 

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„So funktioniert eine Biogasanlage“ 

Zeigen Sie Wanderern und Gästen die Funktionsweise 

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) 

… sprechen für sich! 



Logo 

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 

6 

8 

9 

7 

3 

Erdgasnetz 

5 4 

5 

10 

8 

3 

12 

8 

Strom 

Bei der Ausgestaltung von Biogasanlagen 

gibt es eine Vielzahl unterschiedlicher 

Systeme, Techniken und 

Funktionsweisen. Der übliche Aufbau 

umfasst folgende Komponenten: 

Wärme 

Immer wenn wir Energie brauchen, kann Biogas liefern: Bei Tag und Nacht, bei Wind und Wetter. 


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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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73

PRAXIS 


Seit 2010 betreibt die Familie 

Abele die Biogasanlage. Nun 

wollen sie das Wärmenetz so 

weit ausbauen, dass im Alter 

das Einkommen weiterhin 

gesichert ist. 

Grüne Wärme für das Alter 


Auf der Ostalb in Baden-Württemberg, inmitten des Städtedreiecks Dinkelsbühl, Ellwangen 

und Nördlingen gelegen, erstreckt sich Tannhausen. In der idyllischen Gemeinde lebt und 

arbeitet die Familie Abele. Unter dem Namen Bioenergie und Service Abele GbR betreibt 

die Familie eine Biogasanlage (BGA) und ein Wärmenetz mit interessanten Besonderheiten. 


Anton Abele nennt die erste Besonderheit: 

„Wir sind wohl die einzige Biogasanlage in 

ganz Deutschland, die einen Zug mit Wärme 

versorgt“, sagt er lachend. Seit 2010 

betreibt die Familie die Biogasanlage 

(BGA), die von Anton Abele gemeinsam mit Schwiegervater 

Alois Bosch gebaut wurde. Dieser hat die Anteile 

jüngst seiner Tochter Katja 

überschrieben. Die Diplom- 

Agraringenieurin kümmert 

sich betrieblich vor allem 

um die Buchhaltung. 

„Gestartet sind wir mit 370 

kW“, erinnert sich Anton 

Abele. Mit der anfallenden 

Wärme wurden damals 

Stallungen und Fermenter 

beheizt. Ein Jahr später 

erweiterte der Energiewirt 

Mit seiner Biogasanlage, die seit 2009 störungsfrei 

läuft, ist Abele sehr zufrieden. Der Fermenter (links) 

fasst 1.800 m³ und hat ein integriertes Gasdach. 

Gleich daneben steht der Nachgärer mit 2.200 m³. 

die BGA durch ein Satellit- 

Blockheizkraftwerk mit 

205 kW. In diesem Jahr 

wurde auch der erste Bauabschnitt 

des Wärmenetzes von 1,4 Kilometern Länge 

für 14 Abnehmer gebaut. „Wir schlossen damals unsere 

Nachbarn und zehn Gewerbetriebe an“, erinnert sich 

der Betriebsleiter. Mit dabei waren unter anderem ein 

Autohaus, ein Steinmetz und ein öffentliches Gebäude 

(Turnhalle). Von den erzeugten rund 2 Millionen (Mio.) 

Kilowattstunden (kWh) Wärmeenergie wurden zu dieser 

Zeit bereits rund 70 Prozent ins Netz eingespeist. 

Wärme für den Zug 

Ein Wärmekunde der ersten Stunde ist auch Gerhard 

Goldammer, der eine Art „Erlebnis-Gärtnerei“ betreibt. 

Allein die Gewächshausfläche des Gartenbaubetriebes 

umfasst 8.500 Quadratmeter. Im dazugehörigen großen 

Garten steht ein Zug mit drei Waggons, den Goldhammer 

in ein Café umgewandelt hat. Drinnen und 

draußen können die Gäste leckeren selbstgemachten 

Kuchen genießen. „Der Blumenladen und der Zug sind 

vollständig an das Wärmenetz angeschlossen, die Gewächshäuser 

nur teilweise“, erklärt der Gärtnereibesitzer, 

den „Rest“ würde er mit Propangas beheizen. 

Bei seiner Entscheidung für die Biowärme stand für 

Goldammer die Kosteneinsparung im Vordergrund. 

74


PRAXIS 

Er will aber auch Erneuerbare Energien unterstützen 

und findet „es gut, wenn Gülle als Substrat verwendet 

wird“. „Momentan verkaufen wir 5,2 Mio. kWh Strom 

und 3,7 Mio. kWh Wärme“, merkt Abele an. Würde für 

die Stromerzeugung Heizöl verwendet, würden etwa 

500.000 Liter benötigt. Das bedeutet allein in diesem 

Bereich eine CO 2 

-Einsparung von etwa 1,5 Mio. Kilogramm 

im Jahr. „Zudem verwerten wir rund 40 Prozent 

Schweinegülle“, bestätigt Abele. Die benötigten 7.000 

m³ liefere der eigene Betrieb fast vollständig. 1986 

habe Schwiegervater Alois Bosch den landwirtschaftlichen 

Betrieb von seinen Eltern übernommen und sich 

später auf Schweinezucht spezialisiert. „Es gibt 340 

Muttersauen und 1.500 Aufzuchtplätze“, fügt Katja 

Abele hinzu. Für diese Sparte sei die Alois Bosch & 

Partner GbR gegründet worden. Die GbR beschäftige 

sich ausschließlich mit der Ferkel- und Jungsauenaufzucht 

und werde von ihrer Schwester Judith Bosch 

geleitet. Das restliche Substrat, rund 40 Prozent Mais 

sowie etwa 15 Prozent Grassilage und GPS werden für 

die Biogasproduktion angebaut. Der Großteil ist aus eigener 

Erzeugung, der Rest wird von Landwirten aus der 

Umgebung zugekauft. 

Allein die Gewächshausfläche des Gartenbaubetriebs umfasst 8.500 m². Wärmebedarf ist vor 

allem in den frühen Morgenstunden vorhanden. Da bei einer Unterversorgung der wirtschaftliche 

Schaden groß ist, bietet der neue Wärmespeicher nun genügend Puffer für den Spitzenbereich. 

Früh flexibilisiert 

„Flexibilität ist die große Stärke von Biogasanlagen. 

Das sollten wir auch zeigen“, sagt Abele, deshalb stieg 

die Familie bereits 2012 in die Direktvermarktung ein: 

„Damals gehörte ich zu den ersten Mitgliedern des 

Pools Bayerisch-Schwaben Nord“, erinnert sich Abele. 

Mittlerweile sei er mit über 300 Mitgliedern wohl 

der größte Pool in Deutschland. Bereits ein Jahr später 

rüstete er die Anlage für die bedarfsgerechte Stromerzeugung 

auf. „Wir sind vorsichtig gestartet, gleich 

doppelt zu überbauen, wäre im Nachhinein sinnvoller 

gewesen“, resümiert der Energiewirt. 

Zunächst erweiterte er die Blockheizkraftwerke. So 

wurde der 205-kW-Satellit durch einen 400-kW-Motor 

ersetzt und die Leistung der Biogasanlage auf 390 kW 

erhöht. Etwas später baute er die 205 kW zur Biogasanlage 

hinzu. Um das Volumen für die Gasspeicherung zu 

erhöhen, überdachte er das Gärdüngerlager mit einem 

Foliendach. Auch ein weiteres Wärmenetz mit einer 

Länge von einem Kilometer entstand. Es versorgt seit 

dieser Zeit neun Betriebe im Tannhauser Gewerbegebiet. 

Unter anderem kamen ein Busunternehmer, ein 

Autohaus mit Waschstraße und die Firma Lipp hinzu. 

Im Jahr 2017 installierte er ein weiteres BHKW mit 

360 kW und überarbeitete das Wärmekonzept des Satelliten. 

Heute liegt die installierte Leistung bei 1.355 

kW, die Bemessungsleistung umfasst 630 kW. Die 

Motoren laufen saisonal, also in den Wintermonaten 

deutlich mehr. Von der erzeugten Wärme werden noch 

immer rund 70 Prozent ins Netz eingespeist. Das Unternehmen 

nimmt am Regelenergiemarkt zur bedarfsgerechten 

Stromerzeugung teil. Das heißt, die Anlage 

fährt nach Fahrplan, es wird Sekundärreserve bereitgestellt 

und ein BHKW läuft in der Primärregelenergie. 

„Da wir vier Blockheizkraftwerke haben, können wir 

sie problemlos steuern“, erklärt der Energiewirt. Meist 

würden aber zwei Motoren im Dauerbetrieb laufen und 

die beiden anderen die besten Stunden abfahren. „Die 

Motoren schaffen die Anforderungen problemlos“, sagt 

Abele, der als gelernter Landmaschinenmechaniker- 

Meister alle Wartungen selbst erledigt. 

Neuer Wärmepufferspeicher 

„Da wir die BGA sehr flexibel fahren wollen und die gesamte 

Wärme nutzen möchten, haben wir einen neuen 

Pufferspeicher angeschafft“, verdeutlicht Abele. Der 

neue Behälter, der 800 Kubikmeter fasst, hat einen 

Durchmesser von 8 Metern und eine Füllhöhe von 14 

Metern. Er wurde von der Firma Lipp vor Ort mit einem 

neuartigen Schweißverfahren erstellt. Die Kosten für 

die Anschaffung lagen bei über 200.000 Euro. Für den 

Energiewirt lohnt sich die Anschaffung, denn „die große 

Höhe des Speichers“ helfe „Kosten zu sparen“, so 

Abele, und er benötige „wesentlich weniger Bauteile“. 

Es wäre nur eine Pumpe nötig, zudem könne er ohne 

zusätzlichen Wärmetauscher das heiße Medium ins 

Netz schicken und auch die Ausgleichsbehälter würden 

entfallen. 

Die bereits vorhandenen Puffer, einer mit 25 m³ und einer 

mit 100 m³ Fassungsvermögen, hätten nicht mehr 

ausgereicht. „Weil wir viele Gewerbekunden haben, 

muss ich die Wärme vom Wochenende in die Woche 

schieben“, erklärt Abele. Aber auch eine Speicherung 

vom Herbst in den Winter sei nun möglich. Der große 

Speicher ließe sich sehr gut regeln und wegen der besseren 

Auslastung könnte der zweite Hackschnitzelkessel, 

der bald kommen soll, kleiner ausfallen. Um die 

Spitzenlast abzudecken, soll zum bereits vorhandenen 

75-kW-Kessel noch ein zweiter mit 500 kW hinzukom- 

75

PRAXIS 


Gerade in Arbeit ist ein 1,4-Kilometer- 

Netz. Im Jahr 2018 wurden 30 neue 

Anschlüsse gebaut, 2019 sollen 

weitere 30 folgen. 

Der neue Behälter, der 800 m³ fasst, hat einen 

Durchmesser von 8 Metern und eine Füllhöhe von 

14 Metern. Er wurde von der Firma Lipp vor Ort mit 

einem neuartigen Schweißverfahren erstellt. 

men. Deshalb wird gerade eine große neue Halle zum 

Trocknen und Lagern der Hackschnitzel gebaut. 

Nahwärmeversorgung soll 

Einkommen sichern 

„Wenn die Vergütung ausläuft, sind wir in den Fünfzigern“, 

fügt Ehefrau Katja hinzu. Deshalb soll das Wärmenetz 

so weit ausgebaut werden, dass das Einkommen 

dann gesichert ist. Zukünftig sollen die Kunden 

statt einer Teil- eine Vollversorgung erhalten. Gerade in 

Arbeit ist ein 1,4-Kilometer-Netz. Im Jahr 2018 wurden 

30 neue Anschlüsse gebaut, 2019 sollen weitere 

30 folgen. 

„Wir haben uns ein Gebiet ausgesucht, das einfach zu 

erschließen war“, so Abele, die Anschlussdichte dort 

liege bei über 60 Prozent. Der Energiewirt ist damit zufrieden, 

mehr sei nicht realistisch: „Manche haben eine 

neue Heizung, da wäre ein Anschluss unsinnig“. Erfreulich 

ist, dass das Bauprojekt vom Land Baden-Württemberg 

eine Förderung von 20 Prozent erhalten hat, diese 

bekommen besonders effiziente Nahwärmenetze. 

„In der Jahressumme wollen wir zukünftig 7 Mio. kWh 

Wärme verkaufen“, berichtet er. Auch die Gärtnerei 

Goldammer soll davon profitieren. Bislang werden die 

Gewächshäuser ja nur zum Teil mit Nahwärme versorgt. 

„Ein Gewächshaus hat unglaublich hohe Spitzen, da 

merkt man jede Wolke“, verdeutlicht Abele. Doch gerade 

im Winter würden die Pflanzen zuverlässig Wärme 

benötigen. Goldammer erklärt warum: „Manche Pflanzen 

brauchen es nur frostfrei, andere benötigen mindestens 

16 °C.“ Der Bedarf sei vor allem in den frühen 

Morgenstunden vorhanden. „Wenn dann die Energie 

ausfällt, ist Eile geboten, sonst ist der wirtschaftliche 

Schaden groß“. Doch jetzt sei „genügend Puffer für 

den Spitzenbereich“ vorhanden. „Wir sind super aufgestellt 

miteinander“, sagt der Gärtnereibesitzer lachend. 

Wenn tatsächlich mal irgendetwas sei, reiche ein kurzer 

Telefonanruf. „Mehr braucht es nicht“, betont Goldammer 

zufrieden. 

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76


PRAXIS 

Gut gerührt ist halb vergoren 

FOTOS: MARTIN BENSMANN 

Blick von oben in die 

Montagehalle. Die 

im Bild zu sehenden 

Rührwerksachsen werden 

später senkrecht 

eingebaut. 

Die Firma Steverding im nordrhein-westfälischen Stadtlohn kann in 2019 auf 25 Jahre 

erfolgreiche Unternehmensentwicklung zurückblicken. Neben dem Sondermaschinenbau 

ist die Komponentenfertigung für Biogasanlagen ein wichtiges Standbein. 


In vielen Gärbehältern von Biogasanlagen wird fleißig 

gepaddelt. Das heißt aber nicht, dass jemand 

mit einem Boot auf dem Gärsubstrat unterwegs ist. 

Es handelt sich vielmehr um sogenannte Paddelrührwerke, 

die die Gärmasse gleichmäßig durchmischen. 

Diese Rührwerke haben ein horizontal oder 

vertikal gelagertes Rohr (Achse), an die in bestimmten 

Abständen die Rührarme mit den daran befestigten 

Paddelblechen angeschraubt werden. Angetrieben 

werden sie von außen von Elektromotoren. 

„Ende der Neunzigerjahre haben wir begonnen, die 

ersten Paddelrührwerke für den österreichischen 

Markt zu fertigen. Sie hatten die Bezeichnung Hydromixer, 

weil sie hydraulisch angetrieben wurden. Kunden 

waren damals auch schon Biogasanlagenbetreiber. 

Neben den Rührwerken haben wir damals auch 

Technik-Container für Biogasanlagen bestückt“, blickt 

Stefan Steverding, Gründer und Geschäftsführer des 

Unternehmens zurück. 

Als Ein-Mann-Start-up begonnen 

Er hat sich 1994 als Maschinenbaumeister selbstständig 

gemacht. Damals war es ein Ein-Mann-Betrieb. 

Neben dem allgemeinen Maschinenbau betätigte sich 

der Jungunternehmer in der Produktion von Fördertechnik 

sowie dem Sondermaschinenbau für die Holz 

und Kunststoff verarbeitende Industrie. 1999 wurde 

ein neuer Produktionsstandort aufgebaut und die Mitarbeiterzahl 

stieg auf acht Personen an. 

Nachdem die Paddelrührwerke sich in österreichischen 

Biogasanlagen bewährt hatten, wurden auch Kunden 

in Deutschland zu Beginn der 2000er Jahre auf die 

Anlagenkomponenten aus dem Münsterland aufmerksam. 

„Ab dem Zeitpunkt haben wir begonnen, die Produktfamilie 

immer mehr zu vergrößern. Und mit den 

immer größer werdenden Gärbehältern wurden die 

Rührwerke auch immer größer. Das größte Rührwerk 

in einem Rührkesselfermenter 

hat eine Länge von 27 Metern 

und einen Durchmesser von 4 

Metern. 30 mal 6 Meter haben 

wir in einem Pfropfenstromfermenter 

eingebaut“, berichtet 

Steverding freudig. 

2003 wurde die Steverding 

Rührwerkstechnik GmbH gegründet, 

in der seitdem die 

Entwicklung, die Fertigung und 

der Vertrieb der Geräte stattfindet. 

2004 hat das Unternehmen 

eine enge Zusammenarbeit 

mit der Fachhochschule 

Münster, Standort Burgsteinfurt, 

begonnen. Dabei wird 

von wissenschaftlicher Seite 

die Auslegung von Rührwerksgeometrien 

untersucht und 

auch Strömungssimulationen 

Stefan Steverding 

(rechts), Geschäftsführer 

des Unternehmens, 

und Mitarbeiter Markus 

Graute in der Montagehalle 

für Paddelrührwerke. 

77

PRAXIS 


werden getestet. In einem Technikum am Firmensitz kann Steverding 

ebenfalls das Rührverhalten überprüfen. An einem speziellen 

Leistungsprüfstand kann zum Beispiel die Getriebebelastung 

getestet werden. An einem weiteren Prüfstand das an den 

Paddeln anliegende Drehmoment. In einem Versuchsbehälter im 

Maßstab von 1:10 können unterschiedlichste Rührgeometrien 

und deren Strömungsverhalten getestet werden. 

Präzisionsbauteile für 

die Paddelrührwerke 

werden von einem 

Mitarbeiter hergestellt. 

Ausgezeichnete Technik 

Weil sich Mühe lohnt, hat Steverding in 2009 auf NRW-Ebene 

den großen Preis des Mittelstandes für Innovationen erhalten. 

2013 folgte der Prof.-Adalbert-Seifriz-Preis für Technologietransfer 

zwischen Handwerk und Fachhochschule. „Aktuell arbeiten 

wir an einer Sensorik, die erkennen soll, wann die Rührwerke 

arbeiten müssen und wann nicht“, blickt Steverding 

voraus. Und weil Innovationen auch geschützt werden müssen, 

wurde das Rührwerk Spiralo zum Patent angemeldet. 

Vom Standardrührwerk wurden bisher über 3.000 Stück verbaut. 

Anlagenbetreiber in Großbritannien, Frankreich, Griechenland, 

in der Türkei, in Lettland, Estland, China, Chile, Kanada und der 

Ukraine wissen die Wertarbeit aus Stadtlohn zu schätzen. Allein 

nach China müssen für zwei Projekte 70 Rührwerke geliefert 

werden. Für das kommende Jahr liegen bereits Anfragen über 

210 Rührwerke vor. 

In Deutschland (nur noch 10 Prozent des Umsatzes) wird die 

Technik aktuell vor allem in Bestandsanlagen eingebaut, die im 

Refittingprozess sind und abgenutzte Rührwerke austauschen 

müssen. Doch auch der Einsatz von neuen, faserreichen Gärsubstraten 

lässt Anlagenbetreiber zum Paddelrührwerk greifen. 

Außerhalb der Landwirtschaft ist es die Chemieindustrie, die 

Rührwerke made by Steverding kauft. Die meisten Aufträge werden 

durch Planungsbüros und Biogasanlagenhersteller realisiert, 

geringfügig auch durch direktes Endkundengeschäft. 

Per Bahn nach China 

Ausländische Firmen, die die Rührwerke vor Ort montieren, werden 

im Hause Steverding extra geschult. Die Ersatzteilversorgung 

im Ausland geschieht über spezielle Stützpunktpartner. 

„Nach China geht die Fracht per Bahn ab Hamburg, demnächst 

ab Duisburg. Wir sind sozusagen auf der neuen Seidenstraße 

unterwegs. 16 Tage benötigt der Zug bis nach China und ist damit 

wesentlich schneller als das Schiff“, betont Steverding. Da 

sich die Rührwerke sehr langsam drehen, ist der Verschleiß sehr 

gering und die Langlebigkeit hoch. An den Paddeln entsteht laut 

Steverding so gut wie gar kein Verschleiß. Nur die Lager und 

das Getriebe müssen je nach Beanspruchung irgendwann ausgetauscht 

werden. 

„Wir passen die Rührwerke individuell an unterschiedliche Behältergeometrien 

an“, versichert Stefan Steverding und ergänzt 

„unsere Rührwerke haben auch mit hohen Trockensubstanzgehalten 

im Gärsubstrat kein Problem.“ Sink- und Schwimmschichten 

würden mit dieser Technik erst gar nicht entstehen. 

Die horizontal arbeitenden Rührwerke haben eine elektrische 

Anschlussleistung von 10 bis 30 Kilowatt, die vertikal arbeitenden 

bis 60 Kilowatt. 

„Rührwerke in Behältern mit wechselnden Füllständen versehen 

wir mit einer speziellen Keramik-Polymer-Beschichtung. Sie 

78


PRAXIS 

Rührwerksachsen für 

den späteren waagerechten 

Einbau. 

schützt den Stahl vor Korrosion im Gasraum. Zusätzlich 

zu den horizontal und vertikal arbeitenden Rührwerken 

bieten wir neuerdings auch schräg in den Gärbehälter 

ragende Rührwerke an“, führt Markus Graute aus, der 

im Bereich Technik und Vertrieb tätig ist. 

Und damit auch kein Gärsubstrat nach außen dringen 

kann, sind im Hause spezielle Dichtungssysteme, die 

auch faserreiche Medien oder Medien mit hohem Sandanteil 

verhindern nach außen zu gelangen, entwickelt 

worden, die sich in den Rührwerken befinden. Sie bieten 

zusätzliche Sicherheit zu den Gleitringdichtungen. 

Der Zwischenraum zwischen Behälterwand und Rührwerk 

wird durch eine Ringraumdichtung abdichtet. Ein 

neuer Trend ist auch der Einsatz kleiner Paddelrührwerke 

in Anmaischbehältern, um zum Beispiel loses 

Stroh einzurühren. Mischungen mit bis zu 20 Prozent 

Trockensubstanz können die kleinen Paddeler ohne 

Probleme homogen vermischen. Nimmt die Reststoffvergärung 

in Deutschland und international erst einmal 

richtig Fahrt auf, dann dürften für lange Zeit die Arbeitsplätze 

bei Steverding gesichert sein. 

Autor 




0 54 09/90 69 426 


Simulationsreaktor: 

In diesem Behälter 

können verschiedene 

Rührwerksgeometrien 

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79

WISSENSCHAFT 


Dr. Catalina Rodriguez Correa vom 

Fachgebiet Konversionstechnologien 

nachwachsender Rohstoffe an der 

Universität Hohenheim führt die Versuchsreihen 

in Deutschland durch. 

Hochwertiges 

Biogas mit 

Filter aus 

Gärrückstand 

Die Universitäten Hohenheim und Lissabon stellen erfolgreich Kohlendioxid-Filter aus 

Gärresten her. Das Ziel ist, die Gas-Qualität und die Wirtschaftlichkeit von Biogasanlagen 

zu erhöhen. 


Um Biogas in Erdgasqualität zu erhalten, 

muss es gefiltert werden, denn es enthält 

vergleichsweise viel Kohlendioxid, das 

seinen Brennwert verschlechtert. „Bislang 

wird zur Aufbereitung häufig Aktivkohle 

benutzt“, erklärt Dr. Catalina Rodriguez Correa 

vom Fachgebiet Konversionstechnologien nachwachsender 

Rohstoffe der Universität Hohenheim. Die Wissenschaftlerin 

gehört zum Forschungsteam, dem es 

gelungen ist, einen biologischen Filter herzustellen. 

Der Clou: Sie verwenden dafür die Gärreste aus Biogasanlagen. 

Diese bauen sie zu Aktivkohle um. Diese 

Gärrestkohle eignet sich hervorragend, um dem Biogas 

überflüssiges Kohlendioxid zu entziehen. 

Die Idee, Biofilter aus Gärresten herzustellen, wurde 

in einem Kooperationsprojekt entwickelt. Gemeinsam 

hatten Wissenschaftler aus Portugal, Mexiko, Kolumbien 

und Deutschland daran geforscht, Kohlenstoffmaterialien 

aus verschiedenen Agrarreststoffen in wertvollere 

Produkte zu verwandeln. Dabei entstand die Idee, die 

Vergärungsrückstände für die Absorption von Biogas zu 

nutzen. „Wir wollten Biogasanlagen rentabler machen 

und den Kreislauf schließen“, erklärt Prof. Dr. Andrea 

Kruse, Fachgebietsleiterin der Abteilung Konversionstechnologien 

nachwachsender Rohstoffe. „Gärreste 

sind ein interessantes Ausgangsmaterial für uns, da sie 

einen hohen Kohlenstoffgehalt haben“, fügt Rodriguez 

Correa hinzu, zudem seien sie reichlich vorhanden. Die 

Forscher der Universitäten Hohenheim in Stuttgart und 

Lissabon (Forschungszentrum LAQV-Requimte ) hatten 

dann gemeinsam den biologischen Filter entwickelt. 

Verkohlung durch HTC 

Im ersten Verfahrensschritt muss der Kohlenstoffgehalt 

des Gärrests erhöht werden, deshalb wird er karbonisiert. 

Auf diese Weise werden Poren und sauerstoffhaltige 

Gruppen erzeugt. „Kohlendioxid bleibt an ihnen 

hängen, während Methan hindurchschlüpft“, verdeutlicht 

Rodriguez Correa. Die Wissenschaftler nutzen 

dazu die chemische Verkohlung durch die sogenannte 

Hydrothermale Carbonisierung (HTC). 

Die Wissenschaftlerin erklärt warum: „Pyrolyse wäre 

auch eine Möglichkeit, doch dazu müssten wir dem 

Gärrest vorher das Wasser entziehen“ und das sei sehr 

energieaufwändig. Bei der HTC handele es sich hingegen 

um ein sogenanntes „nasses Verfahren“, denn der 

thermochemische Umwandlungsprozess finde im Wasser 

statt. „Wir können dabei die im Gärrest enthaltene 

Feuchtigkeit als Reaktionsmedium nutzen“, berichtet 

die Forscherin. 

80

BIOGAS JOURNAL | 1_2019 WISSENSCHAFT 

Bei dem Verfahren wird die Biomasse in wässriger Suspension 

bei Temperaturen zwischen 180 und 250 °C 

und erhöhtem Druck in HTC-Kohle (Hydrochar) verwandelt. 

Dazu wird die Biomasse in einem Druckbehälter, 

dem sogenannten Autoklav, erhitzt. „Zu Beginn ermitteln 

wir die Reaktionsparameter in Kleinautoklaven, 

die ein Volumen von 10 Milliliter haben“, so Rodriguez 

Correa. Im Anschluss werden die Versuche in größeren 

Autoklaven (250 ml) wiederholt. 

Stimmen die Parameter, ist es Zeit für den „Mini-Coal“. 

Der kleine Karbonisierer fasst 8 Liter Gärdünger. Bei 

den durchgeführten Versuchen hatte der „Dampfkochtopf“ 

einen maximalen Druck von 30 bar. „Wir haben 

die Temperatur (190 bis 250 °C), den pH-Wert (5 und 7) 

und die Verweilzeit (3 und 8 Stunden) variiert“, erklärt 

Rodriguez Correa. Dabei hänge die Verweilzeit stark 

vom Eingangsmaterial ab: „Gärreste benötigen weniger 

Zeit, denn sie sind schon vorverdaut“, fügt die Fachbereichsleiterin 

hinzu. Insgesamt hätte die Temperatur, 

gefolgt von der Verweilzeit, den stärksten Einfluss auf 

die chemische Zusammensetzung und die thermische 

Stabilität des Hydrochars gehabt. Die Veränderung des 

pH-Wertes hätte hingegen keine große Wirkung gezeigt. 

„Nach diesem Verfahrensschritt ist das entstandene 

Material reich an Kohlenstoff“, berichtet die Professorin. 

Es wäre zudem hydrophob, also „wasserscheu“, 

dadurch könnte es besser entwässert werden. 

Das erzeugte Hydrochar hat Braunkohle ähnliche Eigenschaften. 

Der Kohlenstoff der Ausgangsbiomasse 

ist größtenteils Bestandteil der festen Phase, allerdings 

zum Teil auch im Prozesswasser gelöst. Nur ein sehr 

geringer Teil des Kohlenstoffs wird als CO 2 

freigesetzt 

(

WISSENSCHAFT 


Bild links: Vorher: Der Gärrest wird durch Karbonisierung 

zur HTC-Kohle. Die Oberfläche der Gärrestkohle beträgt 

zwischen 8 und 14 Quadratmeter pro Gramm. 

Bild rechts: Nachher: Nach der Aktivierung hat sich die 

Oberfläche der Gärrest-Aktivkohle durch Mikroporen deutlich 

erhöht, sie liegt zwischen 930 und 1351 m²/g. 

Studentin Svenja Kloße 

bei der Aktivierung der 

Gärrestkohle: Dabei 

werden die Kohlen mit 

Lauge gemischt und 

erneut erhitzt, diesmal 

aber auf 600 Grad. 

Durch die nochmalige 

Wärmebehandlung 

entstehen Mikroporen. 

Stange BGJ 4_2018.pdf 1 08.06.18 12:01 

renvolumina lagen zwischen 0,35 und 0,5 Kubikzentimeter 

pro Gramm. „Ideal für die Biogas-Aufbereitung 

ist auch, dass die Oberfläche nach der Aktivierung basisch 

ist, denn Kohlendioxid ist eine Säure“, erläutert 

die Wissenschaftlerin. Für den basischen Charakter der 

Oberfläche seien die sauerstoffhaltigen Gruppen sowie 

die graphit-ähnliche Struktur der Materialien nach der 

Aktivierung verantwortlich. 

Bei den nachfolgenden Untersuchungen zeigte sich, 

dass das Gärrestprodukt ein sehr wirksames Adsorbens 

für CO 2 

ist. Die Abbildung 1 „Selektivität“ auf Seite 

79 stellt das Adsorptionsverhältnis zwischen CO 2 

und 

Methan (CH 4 

) dar. „Es zeigt nicht nur, dass die Gärrest- 

Aktivkohle mehr CO 2 

als Methan adsorbiert, sondern 

auch, dass sie besser als andere Materialien ist“, so Dr. 

Rodriguez Correa. „Getestet haben wir handelsübliche 

sehr moderne Filtermaterialien“, so die Forscherin. 

Zu sehen ist in Abbildung 1, dass die Monolithen aus 

kommerzieller Aktivkohle (violette gestrichelte Linie) 

und die Pellets aus kommerzieller Aktivkohle (rote gestrichelte 

Linie) deutlich schlechter abschneiden. Sie 

filterten im Versuchsverlauf deutlich weniger CO 2 

aus 

dem Methanstrom. „Die Gärrest-Kohle nimmt etwa das 

Zwei- bis Zweieinhalbfache an Kohlendioxid auf als die 

herkömmlichen Aktivkohlen“, ergänzt Prof. Dr. Kruse. 

Mit ins Rennen gingen zudem MOF´s (metal-organicframework). 

Das sind Metall-organische Gerüste, die 

auf molekularer Ebene wie ein Sieb funktionieren. 

Auch hier ging die Gärrest-Kohle deutlich als Sieger 

hervor. Über das Ergebnis waren die Forscherinnen sehr 

erstaunt: „Eigentlich hätten die MOF‘s gewinnen sollen, 

denn wir haben einen Sportwagen mit einem Traktor 

ins Rennen geschickt“, sagt Andrea Kruse lachend, 

doch der Trecker habe gewonnen. 

Weil sich die Adsorptionskapazität mit der Temperatur 

ändert, wurden Versuche mit unterschiedlichen Temperaturen 

gefahren. Die Spanne reichte von 30 °C bis 

80 °C. Abbildung 2 „Adsorptionskapaziät“ zeigt die Adsorptions- 

(gefüllte Kreise) und Desorptionsisothermen 

(leere Kreise) für CO 2 

(blau) und CH 4 

(rot), die bei 30 

°C gemessen wurden. Zu sehen ist, dass die Aktivkohle 

aus Gärrest fast doppelt so viel CO 2 

wie CH 4 

adsorbiert. 

„Bei hohen Temperaturen nimmt die Gärrest-Aktivkohle 

etwa viermal so viel Kohlendioxid auf“, ergänzt Andrea 

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Kruse. „Damit schneiden die Biokohlen aus Gärresten 

deutlich besser ab als die anderen Filtermaterialien“, 

resümiert die Fachbereichsleiterin. 

Für welche Anlagen geeignet? 

„Die Einsatzgebiete sind vielfältig“, sagt Dr. Andrea 

Kruse. Wichtig sei nur, dass die Zusammensetzung 

des Substrats annähernd konstant ist. Bei Anlagen, die 

Abfälle aus der Biotonne vergären, verändere sich die 

Zusammensetzung im Jahresverlauf zu stark. „Diese 

Schwankungen seien „verfahrenstechnisch schwer 

händelbar“, deshalb habe das Gärrestprodukt dann 

nicht immer die gleiche gute Qualität. Zudem unterscheiden 

sich die Vergärungsrückstände je nach verwendetem 

Substrat. „Am besten sind Gärreste aus 

Nawaro-Anlagen“, erklärt Rodriguez Correa, denn ihr 

Anteil an Mineralien sei hoch, doch auch Gülle eigne 

sich: „Wenn Gülle als Substrat eingesetzt wird, können 

wir zuvor die Phosphate entfernen, dies gelingt uns zu 

über 80 Prozent“. Auch der Stickstoff könne durch 

die HTC zu etwa 90 Prozent gewonnen werden. Beide 

Stoffe seien wertvolle Düngemittel. „Damit haben wir 

alles entfernt, was dem Gärrest einen Wert gibt“, sagt 

die Fachbereichsleiterin lachend, denn das Ziel sei, die 

Wirtschaftlichkeit von Biogasanlagen zu erhöhen. 

„Deshalb wollen wir auch kleine, günstige Aufbereitungsanlagen 

produzieren“, so Kruse. Für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 

muss sich der Gärrest-Filter 

mit der handelsüblichen Aktivkohle vergleichen lassen. 

„Mit dem aktuellen Preis können wir auf jeden Fall mithalten“, 

berichtet die Fachfrau. Zudem könnten die 

Prozessreste in der BGA verwertet werden. 

Nächste Schritte 

Die jetzige Herausforderung ist, die Kohlen zu pelletieren. 

Denn für das Druck-Wechsel-Adsorptions-Verfahren 

eignen sich Pulver nicht. Deshalb testen die 

Forscherinnen gerade verschiedene Bindemittel, um 

größere Pellets herzustellen. Das Medium benötige 

„eine bestimmte Konsistenz“ für die Verarbeitung in 

einer Kolonne. „Das ist nicht so einfach, denn wir müssen 

darauf achten, dass die Poren beim Pressen keinen 

Schaden nehmen“, berichtet die Professorin. 

Bestellen kann man die Anlage bei der Universität 

Hohenheim nicht. Die Vermarktung soll später der 

Indus triepartner HTCycle übernehmen. „Wir verkaufen 

nicht, uns gehören aber die Rechte an der Anlage“, so 

die Fachbereichsleiterin. Noch ist es aber nicht so weit. 

Im nächsten Schritt soll die Prozesskette im Technikums-Maßstab 

auf der Biogasanlage der Hochschule 

aufgebaut werden. Sie wird etwa 20 Kilo der Gärreste 

verarbeiten. Zurzeit kümmert sich die Fachbereichsleiterin 

um die Finanzierung, ist aber optimistisch: „Bei 

wirklich guten Ideen haben wir die Gelder immer bekommen“. 

Hinweis: Weitere Informationen und Grafiken unter: 

Evaluation of hydrothermal carbonization as a preliminary 

step for the production of functional materials from 

biogas digestate; in: Journal of Analytical and Applied 

Pyrolysis, Volume 124, 2017, S.461–474 http://dx.doi. 

org/10.1016/j.jaap.2017.02.014) 

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83

WISSENSCHAFT 


Von links: Katharina Bär und Abdessamad Saidi von 

der TH Ingolstadt, Martin Sieber und Christoph Wörl, 

Geschäftsführer der Biogasanlage Zellerfeld. 

Am Stromnetz orientiert 

flexibilisieren 


Die Bedürfnisse des Verteilnetzes standen im Fokus von „FlexFuture“: Das Forschungsprojekt 

hatte zum Ziel, durch den Fahrplan einer Biogasanlage Netzengpässe in einem Verteilnetz 

mit hohem Anteil fluktuierender Stromerzeuger zu vermeiden – als Alternative zu 

Netzausbau und Stromspeichern. Hierzu wurde eine Anlagensteuerung entwickelt und in 

der Praxis erprobt, die die Stromproduktion einer benachbarten Photovoltaikanlage ausgleicht. 

Die Steuerungslogik ist übertragbar auf jede Biogasanlage. 


Gas-Durchflussmessgerät 

auf der Biogasanlage 

Zellerfeld. 

Manche Landwirte investieren gern und 

viel in Erneuerbare Energien. Ein besonders 

starkes Beispiel hat Egling an 

der Paar, südlich von Augsburg gelegen, 

zu bieten: Herbert Grundler, Martin 

Sieber und Christoph Wörl betreiben hier die Gemeinschafts-Biogasanlage 

Zellerfeld, benannt nach dem 

Flurnamen. Die Landwirte sind zu gleichen Teilen beteiligt 

und führen die Geschäfte gemeinsam. Alle drei 

haben viehlose Ackerbaubetriebe, weshalb die Anlage 

ausschließlich mit Energiepflanzen gefüttert wird, wie 

etwa Zuckerrüben, Gras- und Maissilage. 

Direkt nebenan liegt der Solarpark Wolfsgrube mit insgesamt 

7.000 Kilowatt (kW) Leistung. Die Photovoltaik-Freiflächenanlage 

besteht aus zwei Teilen, die vier 

verschiedenen Gesellschaften gehören. Es herrscht jedoch 

zum Teil Personengleichheit – sowohl bei den vier 

Firmen untereinander als auch mit der Biogas-GmbH & 

Co. KG. Am Netzverknüpfungspunkt (NVP) Zellerfeld 

sind die Biogasanlage mit einer installierten Leistung 

von 1.438 kW und die PV-Freiflächenanlage mit einer 

an den Wechselrichtern auf 5.000 kW gedrosselten Einspeiseleistung 

angeschlossen. Insgesamt sind hier somit 

regenerative Einspeiseanlagen mit 6.438 kW installiert. 

Der gemeinsame Anschluss am Mittelspannungs- 

Verteilnetz kann aber wechselstromseitig nur maximal 

5.000 kW aufnehmen. Bei hoher solarer Einstrahlung 

übersteigt die Gesamtstromerzeugung das Limit des 

Leistungsschalters am NVP, wodurch der Überstromzeitschutz 

aktiviert und alle angeschlossenen Stromerzeuger 

vom Netz getrennt werden. Das ist für die 

Solar- und Biogasanlagenbetreiber natürlich eine unbefriedigende 

Situation, zumal: „Ein Ausbau des NVP hätte 

rund 300.000 Euro gekostet“, verrät Christoph Wörl. 

Diese Konstellation hatte die Eglinger interessant gemacht 

für das zweijährige Forschungsvorhaben „Flex- 

Future – Integration von Biogasanlagen in Netze mit hohem 

Anteil fluktuierender Stromerzeuger“ des Instituts 

für neue Energie-Systeme (InES) an der Technischen 

Hochschule Ingolstadt. Im Rahmen des vom Bundeswirtschaftsministerium 

über das Programm „Energetische 

Biomassenutzung“ geförderten Projektes entwickelte 

das InES zusammen mit Industriepartnern ein 

innovatives Einspeisemanagement für Biogasanlagen, 

das die Stromproduktion der benachbarten PV-Anlage 

einbezieht. 

„Wir wenden an unserem Standort die Summendifferenzmessung 

an“, sagt Wörl, „das heißt, wir müssen 

84


es vermeiden, Solarstrom auf der Biogasanlage zu verbrauchen.“ 

Strom aus der 2010 ans Netz gegangenen 

Photovoltaikanlage werde mit 28 Cent pro Kilowattstunde 

(kWh) vergütet und soll möglichst vollständig 

eingespeist werden. Im Zentrum des FlexFuture-Projektes 

stand deshalb die Erweiterung der von der Firma 

Burghart GmbH & Co. KG aus Schwindegg entwickelten 

Anlagensteuerung um ein Modul mit prognostizierten, 

maximalen PV-Erzeugungsprofilen. Einfach gesagt bedeutet 

das, dass bei einer hohen PV-Einspeiseleistung 

die Biogas-BHKW heruntergefahren werden. In Zeiträumen 

geringer solarer Einstrahlung kann die Leistung 

der Biogas-BHKW wiederum erhöht werden. 

Netzgetriebene flexible Fahrweise realisiert 

Für die Flexibilisierung von Biogasanlagen stellt dieser 

Ansatz ein Novum dar: Bislang orientieren sich flexible 

Fahrpläne im Wesentlichen an den Strompreisen, sind 

also marktgetrieben. Auf der Anlage Zellerfeld wurde 

hingegen eine netzgetriebene flexible Fahrweise umgesetzt: 

„Wir haben im Realbetrieb gezeigt, dass Netzengpässe 

im Verteilnetz vermieden werden können und 

gleichzeitig ein Beitrag zur Spannungshaltung geleistet 

werden kann. Dadurch lassen sich größere Anteile 

fluktuierender erneuerbarer Erzeuger ins Verteilnetz 

integrieren“, erklärt Prof. Wilfried Zörner, Institutsleiter 

am InES. Eine verteilnetzorientierte Fahrweise von 

Biogasanlagen sei deshalb geeignet, Netzausbaukosten 

zu reduzieren und kostenintensive Stromspeicher 

zu vermeiden. 

Wie die Projektkoordinatorin Katharina Bär vom InES 

schildert, kann die Biogasanlage nach drei verschiedenen 

Steuerungs-Modi betrieben werden: entweder nach 

Vor-Ort-Einstellung durch die Betreiber, nach Fahrplan 

unter Berücksichtigung der PV-Einspeisung, wobei tagesaktuelle 

Wetter- und Einstrahlungsprognosen einbezogen 

werden, oder mit voll flexibler Fahrweise nach 

Im Vordergrund das Flex-BHKW mit 889 kW el 

, im 

Hintergrund das Grundlast-BHKW mit 549 kW el 

. 

„Ein Ausbau des NVP 

hätte rund 300.000 

Euro gekostet“ 

den Preisen der europäischen 

Strombörse EPEX SPOT. 

„Bei Schlechtwetter könnte 

man auch voll nach EPEX fahren“, 

sagt die wissenschaftliche 

Mitarbeiterin. Die im Projekt 

ausgearbeiteten Fahrpläne 

für den BHKW-Betrieb seien 

für jeweils 32 Stunden im Voraus 

generiert worden. „Dieser 

Zeitraum erschien relevant, 

weil die Preise der Day-Ahead- 

Auktion der EPEX-Strombörse 

jeweils ab 13.00 Uhr für den nächsten Tag veröffentlicht 

werden und die zur PV-Einspeisung benötigte 

solare Einstrahlung bis 21.00 Uhr des Folgetages 

betrachtet wird“, erläutert Bär. Weitere Eingangsparameter 

für die Anlagensteuerung seien der Wärmebedarf 

des angeschlossenen Nahwärmenetzes sowie die 

Kapazität und der Füllstand des Biogasspeichers. Bei 

den im FlexFuture-Projekt ausgearbeiteten Fahrplänen 

seien der Gasspeicher und die 

PV-Einspeisung am NVP die Restriktionen, 

die Vorrang hätten. 

Die Biogasanlage Zellerfeld 

verfügt über ein Gasspeicher- 

Volumen von 2.700 m³ auf dem 

Gärdüngerlager. „Bei einer Bemessungsleistung 

von 700 kW 

reicht das für sechs Stunden“, 

sagt Bär. Die Anlage besteht ansonsten aus einem klassischen 

Rührkesselfermenter und einem Nachgärbehälter, 

beide mit Betondecken. Im Verwaltungs- und 

Technikgebäude sind die zwei BHKW untergebracht: 

Bei der Inbetriebnahme 2012 wurde eines mit 549 kW 

installiert, das – sozusagen in Grundlast – 24 Stunden 

durchläuft. 

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WISSENSCHAFT 


Gemeinschafts-Biogasanlage 

Zellerfeld. 

Im Jahr 2014 kam ein Flex-BHKW mit 889 kW dazu, 

für das eine eigene Gasstrecke aufgebaut wurde und 

das je nach Fahrplan etappenweise betrieben wird. 

„Zurzeit läuft das Flex-BHKW morgens von 5.00 Uhr 

bis 8.30 Uhr und abends von 17.00 bis 23.00 Uhr“, 

lässt Geschäftsführer Martin Sieber einblicken. Im 

Winter verschiebe sich die Abend-Betriebszeit nach 

vorne. Mit der in den BHKW erzeugten Wärme wird ein 

kleines Nahwärmenetz mit rund zehn Häusern im benachbarten 

Weiler Zell versorgt. 

„Den Gasspeicher-Füllstand messen wir 

mit einem hydrostatischen System“ 

Christoph Wörl 

Probleme im Praxisbetrieb 

In der Praxis ist der Flexbetrieb aber nicht frei von 

Schwierigkeiten, wie die Eglinger Energiewirte einräumen. 

Das „Zusammenspiel mit der Gasaufbereitung“ 

sei komplizierter als beim Volllastbetrieb: „Die Gasstrecke 

kann auskühlen und die Gaskühlung daraufhin auf 

Störung gehen“, erläutert Christoph Wörl, „in der Folge 

kommt feuchtes Gas in den Aktivkohlefilter 

und setzt diesen zu.“ Ein Fehler, der aufgrund 

des On-Off-Betriebes auftrete, könne 

eine ganze Folge an weiteren Fehlern nach 

sich ziehen. 

Deshalb sei es nicht immer leicht, den 

vorgegebenen Fahrplan einzuhalten. Man 

müsse immer auf die Bedingungen vor Ort 

reagieren. Außerdem sei das Flex-BHKW 

wegen der zwei Starts pro Tag störungsanfälliger 

als das BHKW, das durchläuft. 

„Beim Flex-BHKW hatten wir schon einen gravierenden 

Schaden am Gemischkühler“, berichtet Wörl. Darüber 

hinaus traten auch Probleme beim Anlasser, der Vorschmierpumpe 

und der Batterie auf. „Das Gute ist nur, 

dass ich bei Störungen meistens nicht sofort reagieren 

muss“, schmunzelt er, „wegen des Gasspeichers und 

weil das andere BHKW ja trotzdem läuft, bleiben in der 

Regel ein paar Stunden Zeit.“ 

Im Rahmen des FlexFuture-Projektes erfuhr die Biogasanlage 

Zellerfeld auch eine messtechnische Aufrüstung: 

Unter anderem wird zur energetischen Erfassung 

des Biogasspeichers die Zusammensetzung des einund 

austretenden Biogasstroms analysiert. „Um eine 

Normierung des Biogasspeicherinhalts vornehmen zu 

können, werden die Umgebungsbedingungen gemessen“, 

erläutert Bär. 

Dies seien der atmosphärische Luftdruck und die Umgebungstemperatur 

sowie der Betriebsdruck und die 

Temperatur im Biogasspeicher. Außerdem müsse der 

Feuchtegehalt des Biogases beachtet werden. „Den 

Gasspeicher-Füllstand messen wir mit einem hydrostatischen 

System“, ergänzt Wörl. Für eine exakte 

Erfassung befänden sich hierzu auf dem Tragluftdach 

des Gärrestlagers drei Sensoren. Zur Validierung der 

entwickelten Fahrpläne ermöglicht das während des 

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Projektes etablierte Monitoring-System einen Abgleich 

zwischen der berechneten und der tatsächlich 

eingespeisten Leistung der Biogas-BHKW. Wie Bär 

resümiert, konnte mit dem Anlagen-Monitoring der 

Nachweis erbracht werden, dass mit der auf der Biogasanlage 

Zellerfeld angewandten Steuerung Einspeiseprofile 

geglättet und Netzengpässe vermieden werden 

können. 

Die Anlagensteuerung in Verbindung mit dem Einspeisemanagement 

sei auch als Modell für andere Biogasanlagen 

geeignet: „Die Steuerungslogik ist übertragbar 

auf jede Biogasanlage. Mit dem Zubau regenerativer 

Stromerzeugung ist zunehmend mit Engpässen in den 

Verteilnetzen zu rechnen“, fügt ihr Kollege Abdessamad 

Saidi an. Der Netzstabilisierung auf lokaler Ebene 

durch einen Lastausgleich und der Kappung von Erzeugungsspitzen 

komme deshalb eine immer größere 

Bedeutung zu. 

Prämiensystem für netzdienlichen Betrieb? 

Im Hinblick auf die Etablierung eines lokalen Einspeisemanagements 

im Energiemarkt bemängeln die 

Ingolstädter Wissenschaftler jedoch, dass bei den gegenwärtigen 

Rahmenbedingungen keine finanziellen 

Anreize bestehen, um Biogasanlagen netzdienlich zu 

flexibilisieren. Noch zu entwickelnde Prämiensysteme 

für einen netzdienlichen Betrieb könnten hierbei Abhilfe 

schaffen. 

Im Folgeprojekt NetFlex, das vom Bundeslandwirtschaftsministerium 

über die Fachagentur Nachwachsende 

Rohstoffe finanziert wird, soll die Biogasanlagen-Steuerung 

nun weiterentwickelt werden, um die 

Bedürfnisse des Verteilnetzes in Echtzeit in den Fokus 

der vorausschauenden Fahrplanerstellung zu rücken. 

Die Steuerung soll auf Schwankungen von PV-Anlagen 

kurzfristig und selbstlernend reagieren. 

Bei konstanter Einspeisung der Biogasanlage kommt es zu einer Überlastung des 

Leistungsschalters am Netzverknüpfungspunkt. Dabei werden die angeschlossenen 

Stromerzeuger vom Netz getrennt. 

Dazu ist eine detaillierte und sekundengenaue lokale 

Vorhersage der PV-Einspeiseleistung über Wolkentracking 

vorgesehen. In die Steuerung sollen hierzu verbesserte 

Wetterprognosen hinsichtlich kleinräumiger 

und kurzfristiger Schwankungen auf Basis hochaufgelöster 

Satelliten- und Wetterkameradaten integriert 

werden. Deshalb ist das Meteorologische Institut München 

in das Projekt unter erneuter Koordination des 

Instituts für neue Energie-Systeme an der TH Ingolstadt 

einbezogen. Am 1. September ist das dreijährige 

Projekt NetFlex gestartet. 

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87

INTERNATIONAL 


KURZ-REISEBERICHTE AHK-GESCHÄFTSREISEN 

Myanmar: interessantes Bioenergiepotenzial – 

noch zögerliche Marktentwicklung 

Insbesondere Asien stand für das Referat International des Fachverbandes Biogas e.V. in den vergangenen 

Jahren immer wieder im Fokus, wenn es darum geht, vielversprechende Exportmärkte zu sondieren, in denen 

Komponentenhersteller und Errichter von schlüsselfertigen Biogasanlagen aus den Reihen unserer Mitglieder 

Geschäftsmöglichkeiten entwickeln können. Vor diesem Hintergrund repräsentierte der beim Fachverband angesiedelte 

EZ-Scout der GIZ kürzlich wieder den Fachverband und seine Mitglieder bei zwei AHK-Geschäftsreisen. 

Von Markus FürstDas ehemalige 

Birma war 

in den Fünfzigerjahren 

eines der am 

Naypyidaw 

weitesten entwickelten 

Länder Südostasiens 

und nach dem Ende 

der britischen Kolonialherrschaft 

auch eines 

der ersten (allerdings 

fragilen) demokratischen 

Systeme. Nach 

dem Putsch und Sturz 

der ersten demokratisch 

legitimierten Regierung im Jahr 1962 ist 

das Land politisch, gesellschaftlich und 

wirtschaftlich weit zurückgefallen. Mit 

den Wahlen im November 2010 und der 

Verabschiedung einer neuen Verfassung 

Deutsch-Myanmarisches Erneuerbare-Energien- 

Symposium in Yangon. 

hat sich das politische System Myanmars 

grundlegend verändert: Seit März 2011 hat 

Myanmar offiziell wieder eine zivile Regierung, 

die nach Jahren politischer und wirtschaftlicher 

Isolation erste Reformschritte 

in Richtung Demokratisierung und ökonomischer 

Öffnung eingeleitet hat. 

Angesichts der Reformbemühungen hat 

die Europäische Union die Sanktionierung 

Myanmars weitestgehend aufgehoben – 

damit wurde nach fast zwanzigjähriger 

Pause auch wieder deutsches Engagement 

möglich: Internationale Geber wie Weltbank 

und Asean Development Bank ebenso 

wie die deutsche Entwicklungszusammenarbeit 

sind erst seit 2012 wieder im Land 

aktiv. 

Myanmar war zum Zeitpunkt des vom Militär 

eingeleiteten Übergangs zu einer ersten 

zivilen Regierung im Jahr 2011 bei den 

meisten Entwicklungsindikatoren weit abgeschlagen. 

Das Land durchläuft seitdem 

einen im regionalen, aber auch globalen 

Kontext beeindruckenden Reformprozess, 

der im April 2016 mit dem Amtsantritt 

der ersten demokratisch legitimierten zivilen 

Regierung seit Jahrzehnten einen 

vorläufigen Höhepunkt fand. Der Prozess 

aufholender Entwicklung findet unter herausfordernden 

Bedingungen statt – an 

erster Stelle sind hier die Defizite bei institutionellen 

Strukturen und Kapazitäten 

zu nennen. 

60 Prozent Wasserkraftstrom 

Aufgrund des immensen Aufholbedarfs der 

Wirtschaft – aber auch des Energiehungers 

der privaten Nutzer – ist der hohe Energiebedarf 

im Land unstrittig: 2016/2017 

lagen die installierten Stromerzeugungskapazitäten 

bei 5.389 Megawatt (MW). Der 

Anteil der Wasserkraft an der Energieversorgung 

liegt bei 60 Prozent der gesamten 

installierten Erzeugungskapazitäten, der 

von Erdgas bei 35,8 Prozent und der von 

Kohle bei 2 Prozent. Erneuerbare Energien 

spielen im aktuellen Strommix noch keine 

messbare Rolle – dabei ist das Potenzial 

für Erneuerbare sehr groß. Allerdings ist 

das natürliche Potenzial für Erneuerbare 

Energien bisher noch nicht konsolidiert erfasst: 

Für Windenergie wird ein natürliches 

Erzeugungspotenzial von 365,1 Terawattstunden 

(tWh) pro Jahr angenommen – für 

Solarenergie von 51.973 TWh pro Jahr. 

Im Bereich Bioenergie handelt es sich bisher 

lediglich um – teilweise vom Projektentwickler 

mitfinanzierte – Pilotprojekte, 

jedoch können diese durchaus das vorhandene 

Potenzial Myanmars aufzeigen. 

Ein bislang fehlender bzw. unzulänglicher 

rechtlicher Rahmen für Erneuerbare Energien 

macht die Bewertung des Sektors 

schwierig und bringt (zumindest bislang) 

signifikante Planungsunsicherheiten mit 

sich. Gleichzeitig ist das Interesse ausländischer 

(Finanz-)Investoren jedoch sehr 

groß. 

Vor diesem Hintergrund lud die Renewables 

Academy AG im Namen der Exportinitiative 

Energie gemeinsam mit der Delegation der 

Deutschen Wirtschaft in Myanmar (AHK 

Yangon) und dem Projektentwicklungsprogramm 

PEP der Deutschen Gesellschaft für 

Internationalen Entwicklung (GIZ) GmbH 

vom 10. bis 14. September 2018 zu einer 

AHK-Geschäftsreise nach Myanmar ein. Im 

Rahmen der Fachkonferenz am 11. September 

in Yangon hatten acht deutsche Unternehmen 

die Möglichkeit, ihre Produkte 

und Dienstleistungen dem Fachpublikum 

aus Myanmar zu präsentieren. 

An den Folgetagen organisierte die AHK für 

jedes teilnehmende Unternehmen indivi- 

88


INTERNATIONAL 

duelle Termine mit Entscheidungsträgern 

und potenziellen Geschäftspartnern in 

Myanmar. Das Leitthema der Fachkonferenz, 

„Eigenversorgung mit Erneuerbaren 

Energien für Industrie & Gewerbe – Fokus 

auf Solar- & Bioenergie“, motivierte sieben 

deutsche Unternehmen der Bioenergie- 

und Solarbranche zu einer Teilnahme. 

Sie wurden durch ein überraschend starkes 

Interesse von über 120 Teilnehmern 

der Fachbranchen aus Myanmar belohnt, 

die unter anderem auch dem Vortrag des 

EZ-Scouts beim Fachverband zum Thema 

„Biomass and biogas as power sources for 

green industrial growth“ zuhörten. 

Neuer lokaler Biogasverband 

Der EZ-Scout repräsentierte auch bei dieser 

Veranstaltung die Mitgliedsfirmen aus den 

Bereichen Komponenten und schlüsselfertige 

Komplettsysteme und hob unter anderem 

während der Podiumsdiskussion mit 

internationalen Referenten die Vorreiterrolle 

der deutschen Biogaswirtschaft sowie 

die herausragende Expertise deutscher Firmen 

in diesem Sektor hervor. Im weiteren 

Verlauf der Konferenzwoche wurden auch 

deutsche Unternehmen und potenzielle 

Partner aus Myanmar bei Sondierungsgesprächen 

unterstützt und erste Gespräche 

über mögliche Kooperationen mit dem neu 

gegründeten lokalen Biogasverband und 

dem Erneuerbare-Energien-Verband Myanmars 

geführt. 

Während der Fachkonferenz gab ein Vertreter 

des Ministeriums für Elektrizität und 

Energie von Myanmar (MOEE) auch nähere 

Podiumsdiskussion mit Vertretern deutscher Firmen und dem EZ-Scout 

als Repräsentant des Fachverbandes Biogas e.V. 

Informationen zu einem Gesetzesvorhaben 

zur Förderung von Erneuerbaren Energien 

bekannt: Myanmar besitzt zwar ein hohes 

Potenzial für die Energiegewinnung aus Erneuerbaren 

Energien, jedoch fehlte bisher 

eine entsprechende Gesetzgebung, die die 

Entwicklung von erneuerbaren Energien 

regelt. 

Mithilfe des neuen Gesetzes beabsichtigt 

die Regierung nun Anreize zu schaffen, die 

den Markt der Erneuerbaren Energien für 

öffentliche sowie private Investoren, unter 

anderem durch Steuererleichterungen, 

attraktiver gestalten soll. Unter anderem 

strebt Myanmar bis 2020 an, 8 Prozent des 

Stroms durch erneuerbare Energiequellen 

zu erzeugen – bis 2025 soll der Anteil dann 

bei 12 Prozent liegen. Ziel des Gesetzes sei 

es außerdem, die Versorgung aller Haushalte 

mit Elektrizität bis 2030 zu erreichen. 

Zum Vergleich: Bisher haben lediglich 40 

Prozent der Haushalte in Myanmar Zugang 

zu Elektrizität. Insbesondere in den ländlichen 

Regionen, die nicht an das nationale 

Stromnetz angeschlossen sind, besteht jedoch 

Potenzial für die Stromerzeugung aus 

Bioenergie. Auch wenn sich die Marktentwicklung 

derzeit noch zögerlich darstellt, 

zeichnen sich vor allem in diesen Bereichen 

sowie im Segment biowaste-to-biogas 

(zum Beispiel Lebensmittelproduktion und 

Veredelung von Agrarprodukten) durch das 

Gesetz neue Marktchancen für deutsche 

Unternehmen ab. 

FOTOS: DELEGATION DER DEUTSCHEN WIRTSCHAFT IN MYANMAR (AHK YANGON) 

89

INTERNATIONAL 


Manila 

FOTOS: DEUTSCH-PHILIPPINISCHE INDUSTRIE- UND 

HANDELSKAMMER (AHK MANILA) 

Gruppenbild mit Repräsentanten deutscher Firmen der Biogas- und Solarbranche 

sowie dem EZ-Scout als Vertreter von FvB und GIZ. 

Philippinen: In der Vergangenheit wenig Aktivitäten – aber große Pläne internationaler Unternehmen 

Aufgrund des Wirtschaftswachstums 

und der stabilen 

Beschäftigtenquote wachsen 

die Konsumfreude der philippinischen 

Mittelschicht und 

somit auch der Energiebedarf nach wie vor 

stark. Gleichzeitig mangelt es an der Energieversorgung, 

weshalb der privatisierte 

Energiesektor vor allem für ausländische 

Investoren von Interesse ist. 

Im Jahr 2016 entfielen 47,7 Prozent der 

Bruttostromerzeugung auf (größtenteils 

minderwertige) Kohle. Erdgas lag mit einem 

Anteil von 21,9 Prozent deutlich 

dahinter, gefolgt von Erdwärme (12,2 

Prozent) und Wasserkraft (8,9 Prozent) – 

während Energie aus Erdöl lediglich einen 

Anteil von 6,2 Prozent erreicht. Durch die 

starke Nutzung von Wasserkraft und Geothermie 

liegt der Anteil der Erneuerbaren 

Energien aktuell schon bei 24,2 Prozent. 

Zwar erreichen bei dieser Betrachtung die 

klassischen Erneuerbaren – also Wind, Solar 

und Biomasse – zusammen nur einen 

Anteil von 3,1 Prozent, sie erfahren derzeit 

aber einen lebhaften Aufschwung. 

Zum Vergleich: 2013 lag der Anteil noch 

bei 0,3 Prozent. Dieses Wachstum ist zum 

einen darauf zurückzuführen, dass die Regierung 

kürzlich die zweite Runde an Ausschreibungen 

für eine Einspeisevergütung 

abgeschlossen hat. Zum anderen werden 

die philippinischen Unternehmen – mangels 

wirklich förderlicher Rahmenbedingungen 

durch Einspeisetarife (FiT) – nun 

selbst immer offener und aktiver und sehen 

mehr und mehr die Potenziale bei der Wirtschaftlichkeit 

von Eigenenergieerzeugung. 

Modernes Regelwerk schafft 

attraktive Bedingungen 

Im ASEAN-Raum gelten die Philippinen 

nach wie vor als ein Vorreiter bei den Erneuerbaren 

Energien. Bereits die Vorgängerregierungen 

hatten, unter anderem im Zuge 

ihrer Bemühungen um die Klimaschutzziele, 

ein modernes Regelwerk geschaffen 

(u.a. Feed-in-Tariffs, Net Metering, 

Strombörse), das die Philippinen für viele 

deutsche Unternehmen im Bereich Erneuerbare 

Energien attraktiv macht. Nicht 

zuletzt durch intensive Aufklärungsarbeit 

unter anderem auch deutscher Institutionen 

ist es gelungen, auch die wichtigsten 

Entscheidungsträger der neuen Regierung 

davon zu überzeugen, dass Erneuerbare 

Energien auch unter den Schlagworten 

„Wirtschaftlichkeit“ und „Bezahlbarkeit“ 

eine zukunftsweisende und unverzichtbare 

Bedeutung für die Philippinen mit ihren 

zahlreichen Inseln darstellen. 

Bei einer Fachkonferenz am 16. Oktober 

2018 in Manila, die während der AHK- 

Geschäftsreise im Rahmen der Exportinitiative 

Energie stattfand, hatten deutsche 

Unternehmen nun wieder einmal die Mög- 

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90


INTERNATIONAL 

Dr. Andree Buhl, Wirtschaftsattaché der Deutschen Botschaft in Manila, eröffnete die Konferenz „Unabhängige 

Energieversorgung durch Erneuerbare in Industrie und Gewerbe“. 

Über 80 Teilnehmer der lokalen Wirtschaft mit 

Interesse an Energie-Eigenversorgung nahmen an 

dem Symposium teil. 

lichkeit, ihre Produkte und Dienstleistungen 

dem philippinischen Fachpublikum 

zu präsentieren. Die einwöchige Informationsreise 

wurde von der Deutsch-Philippinischen 

Industrie- und Handelskammer 

gemeinsam mit der RENAC AG organisiert 

und stand unter dem Motto: „Eigenversorgung 

mit erneuerbaren Energien für Industrie 

und Gewerbe“. An den darauffolgenden 

Tagen hatte die AHK für jedes mitgereiste 

Unternehmen auf deren Wunsch hin individuelle 

Termine bei relevanten philippinischen 

Entscheidungsträgern und potenziellen 

Geschäftspartnern organisiert. 

Mehrere aus Deutschland angereiste Unternehmensvertreter 

diskutierten vor über 

80 philippinischen Konferenzteilnehmern 

„best practice examples“ und „lessons 

learnt“ zum Themenkomplex Eigenversorgung 

mit Erneuerbaren. Der durch die 

Deutsche Gesellschaft für Internationale 

Zusammenarbeit (GIZ) GmbH im Auftrag 

des Bundesministeriums für wirtschaftliche 

Zusammenarbeit und Entwicklung 

(BMZ) an den Fachverband Biogas entsandte 

EZ-Scout repräsentierte dabei den 

Fachverband und seine Mitglieder – u.a. 

durch einen Vortrag zu „Biogas for self consumption 

in German industries – trends, 

figures and practical examples“ sowie 

durch seine Teilnahme an einer Podiumsdiskussion 

zum Konferenzthema, bei der 

er insbesondere die langjährige Expertise 

und das vorhandenes Know-how der Firmenmitglieder 

hervorhob. Im Anschluss 

an die Konferenz begleitete der EZ-Scout 

auch direkte bilaterale Gespräche zwischen 

deutschen Unternehmen und philippinischen 

Partnern. Dabei ging es um Kooperationen 

im Bereich Capacity Building 

(Sicherheits- und Betreiberschulungen) 

und um Unterstützung bei der Erstellung 

von Sicherheitskonzepten für biowaste-tobiogas-Anlagen 

im Megawattbereich. 

Das Fazit der deutschen Teilnehmer war 

überwiegend positiv: Zwar gab es in der 

Vergangenheit wenig Aktivitäten – vor allem 

im Bereich mittlerer und großvolumiger 

Biogasanlagen –, durch bessere Rahmenbedingungen 

und ein steigendes Bewusstsein 

für die Möglichkeiten der Biogastechnologien, 

insbesondere in den Bereichen 

Abfallmanagement und Eigenenergieerzeugung, 

zeichnen sich aber große Pläne – 

auch internationaler Unternehmen – für 

die nahe Zukunft ab, bei denen deutsche 

Unternehmen der Biogasbranche eine wesentliche 

Rolle spielen können. 

Autor 

Markus Fürst 

Berater Entwicklungszusammenarbeit 

EZ-Scout beim Fachverband Biogas e.V. 

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91

Aus der 

Verbandsarbeit 

BERICHT AUS DER GESCHÄFTSSTELLE 

Zukunft im Fokus 

In den vergangenen Wochen wurden zahlreiche wegweisende 

gesetzliche und technische Rahmenbedingungen für die gesamte 

Biogasbranche geändert beziehungsweise auf den Weg 

gebracht. Der Fachverband Biogas e.V. war bei allen Diskussionen 

intensiv eingebunden und konnte hier wichtige Erfolge 

für die Branche erreichen. 

Von Dr. Stefan Rauh und 


Im November/Dezember lag das Augenmerk auf der Begleitung des Energiesammelgesetzes. 

Im Bundesrat kam deutlicher Rückenwind für Biogas 

mit etlichen Änderungsanträgen (unter anderem zum Formaldehydbonus 

und zum Flexdeckel). Erfreulich ist natürlich auch, dass die meisten 

Forderungen auf konkrete Vorschläge des Fachverbandes zurückgehen. 

Dies zeigt einmal mehr, wie wichtig und auch wie effektiv die Länderarbeit 

ist, die der Fachverband mit all seinen Mitgliedern in den jeweiligen Regionen 

stets vorantreibt. 

Im Dezember wurde dann das Energiesammelgesetz beschlossen. Aufgegriffen 

wurden auch wesentliche Änderungsvorschläge der Bioenergieverbände 

beziehungsweise der Länder: Zum einen wird es künftig jährlich zwei Ausschreibungen 

für Biomasse geben, jeweils zum 1. April und zum 1. November, 

während das jährliche Ausschreibungsvolumen auf die beiden Runden 

aufgeteilt wird. Zum anderen wird die Güllekleinanlagenklasse von 75 kW 

installierter Leistung auf 75 kW Bemessungsleistung umgestellt und damit, 

wie von den Bioenergieverbänden vorgeschlagen, die Umrüstung auf eine 

bedarfsgerechte Fahrweise ermöglicht. Ebenfalls beschlossen wurde die 

Regelung zum Flexdeckel. Ab offizieller Verkündung der Ausschöpfung des 

Flexdeckels greift eine Karenzzeit für die Umsetzung von geplanten Vorhaben 

von 16 Monaten. Dies löst die Problematik des Invesitionsstaus aufgrund der 

Unsicherheiten, wann der Flexdeckel erreicht wird. Ärgerlich ist allerdings, 

dass gegenüber der Version von Juni nun nochmals 100 MW abgezogen wurden 

und der Deckel nun bei 1.000 MW sein wird. 

Das beschlossene Gesetz enthält auch die gewünschte Ergänzung, dass Biogasanlagen, 

die nicht bereits zum Zeitpunkt ihrer Inbetriebnahme über eine 

BImSch-Genehmigung verfügten, Anspruch auf den Formaldehydbonus haben. 

Allerdings gilt die Klarstellung nur unter Vorbehalt, da sie noch von der 

EU-Kommission genehmigt werden muss. 

92

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

Anzahl der Abfragen im 

Mitgliederservice steigt wieder an 

Im Mitgliederservice hat die Anzahl an Anfragen 

in den letzten Wochen wieder deutlich 

zugelegt. Schwerpunktmäßig kamen 

dabei Fragen zu den möglichen EEG-Änderungen 

durch das Energiesammelgesetz 

sowie zum Formaldehydbonus. Daneben 

spielt nach wie vor die Thematik Flexibilisierung 

eine große Rolle. Weiterhin hat die 

Herbst/Winter-Veranstaltungssaison in den 

Regionalgruppen begonnen und es fanden 

bereits in vielen Regionen Treffen, Fachtagungen 

oder Praxistage statt. Einen Themenschwerpunkt 

wird im nächsten Jahr 

das Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur 

bilden, das letztendlich für 

alle Anlagenbetreiber relevant ist. Die Nutzung 

des Webportals wird nach derzeitigem 

Stand ab dem 31. Januar 2019 möglich 

sein und war zuletzt für den 4. Dezember 

2018 vorgesehen gewesen. 

TRAS 120 beschlossen 

Nach über 35 Sitzungsterminen und harten 

Verhandlungen wurden am 29. November 

2018 durch die Kommission für Anlagensicherheit 

(KAS) die im Rahmen der Ländereinspruchsdiskussion 

vorgenommenen 

Änderungen der Technischen Regel Anlagensicherheit 

(TRAS) 120 – Biogasanlagen 

beschlossen. Die TRAS 120 ist damit durch 

die KAS final diskutiert und wird jetzt dem 

zuständigen Bundesumweltministerium 

(BMU) zur Veröffentlichung empfohlen. 

Nach einer redaktionellen Überarbeitung 

soll die TRAS 120 als neue Erkenntnisquelle 

zum Stand der Technik und dem Stand der 

Sicherheitstechnik (relevant für Biogasanlagen 

im Regelungsbereich der Störfallverordnung) 

zeitnah Anfang 2019 im Bundesanzeiger 

veröffentlicht werden. Auch wenn der 

aktuelle Stand der TRAS 120 noch einige 

kritische Anforderungen bereithält, konnten 

wir aber durch unser intensives Mitwirken 

zahlreiche Probleme und unverhältnismäßige 

Anforderungen an Bestands- und Neuanlagen 

verhindern. Zum Beispiel konnte kurz 

vor Ende der Diskussion der TRAS 120 das 

drohende Verbot von Klemmschlauchbefestigungen 

von Gasspeichersystemen bei 

Biogasanlagen, die dem Störfallrecht unterliegen, 

verhindert werden. Klemmschlauchbefestigungen 

müssen demnach zukünftig 

über eine zusätzliche mechanische Einrichtung 

verfügen, die ein spontanes Versagen 

des Klemmschlauchsystems verhindert 

(zum Beispiel durch Seil- oder Gurtbefestigungen). 

Ob und wie die für den Vollzug zuständigen 

Behörden die TRAS 120 in die Praxis 

umsetzen, bleibt abzuwarten. Der Fachverband 

wird die TRAS 120 in den nächsten 

Wochen in diversen Regionalgruppen- und 

Fachveranstaltungen vorstellen und diskutieren. 

Unter anderem ist ein Fachgespräch 

für Sachverständige und Firmenvertreter 

am 7. Februar 2019 in Fulda geplant. Die 

wesentlichen neuen Anforderungen werden 

in einem Infopapier aufbereitet und – wo 

notwendig – entsprechende Hilfestellungen 

(zum Beispiel Vorlagen für Dokumentationsanforderungen) 

oder angepasste 

Schulungskonzepte (Schulungsverbund 

Biogas) entwickelt. 

Treffen der AG Instandhaltung 

Zu ihrer zweiten Sitzung hat sich Mitte 

November die Arbeitsgruppe Instandhaltung 

getroffen. Da ein großer Teil der Schadensfälle 

und Unfälle auf Biogasanlagen 

während Wartungs- und Reparaturarbeiten 

passiert, arbeitet die AG an Mustereinweisungsprotokollen 

(inkl. Gefährdungsbeurteilung 

und Freigabeschein) für besonders 



Umstrukturierung in 

der Geschäftsstelle 

Nach dem Weggang von Dr. Stefan Binder, bisheriger 

Leiter des Referats Hersteller und Technik, 

wird die Betreuung der Firmen- und Technikthemen 

zukünftig wieder durch den Geschäftsführer 

Manuel Maciejczyk übernommen. Herausgelöst 

werden in diesem Zuge die Themen Stromnetze, 

Netzanschluss, Anlagenzertifizierung und Systemdienstleistungen 

und in einem neu eingerichteten 

Referat (Stromnetze und Systemdienstleistungen) 

unter der Leitung von Florian Strippel 

bearbeitet. Hierzu gehört auch die Betreuung und 

Neustrukturierung des AK Stromnetze, die Vertretung 

des Fachverbandes im Kompetenzzentrum 

Netze des BEE. 

gefährliche Tätigkeiten an Biogasanlagen. 

Des Weiteren wird es einen Leitfaden zur 

Durchführung und Beauftragung von sicheren 

Wartungs- und Reparaturarbeiten 

geben sowie ein Schulungskonzept zur sicheren 

Instandhaltung (TRAS 120, AwSV). 

Nachdem bereits im Juli 2018 die erste 

„Qualifizierung für zur Prüfung befähigte 

Personen für die jährlich/dreijährlich wiederkehrende 

Prüfung“ gemäß Betriebssicherheitsverordnung 

(BetrSichV) erfolgreich 

durchgeführt wurde, folgte nun im 

Oktober 2018 die „Qualifizierung für zur 

Prüfung befähigte Personen für die sechsjährlich 

wiederkehrende Prüfung“ nach 

Anhang 2 Nr. 3.3 BetrSichV (weitere Informationen 

auf Seite 101). 

Neue Veröffentlichungen im 

Bereich Sicherheit 

Aufgrund einiger Anmerkungen aus der 

Feuerwehrpraxis wurde die Arbeitshilfe 

Regional. Verlässlich. Klimafreundlich. Biogas kann‘s! 

93

VERBAND 


A-016 (Brandschutz auf Biogasanlagen) 

punktuell (Umgang mit Gasfackeln, Löschwasserversorgung, 

Zutrittsmöglichkeiten 

für Feuerwehren etc.) überarbeitet und in 

neuer Version veröffentlicht. 

Das gemeinsam von DWA und DVGW und 

Fachverband entwickelte Merkblatt DWA M 

375/DVGW G436-2 – „Technische Dichtheit 

von Membranspeichersystemen bei 

Biogasanlagen“ wurde im September final 

im Weißdruck veröffentlicht und kann ab 

sofort bei der DWA und der DVGW käuflich 

erworben werden. In dem Merkblatt werden 

Anforderungen an die Gewährleistung der 

Dichtheit von quasi-drucklosen Biogasspeichersystemen 

definiert und die nach dem 

Stand der Technik geeigneten Prüfmethoden 

beschrieben. 

Im November wurden zwei neue Infopapiere 

zu den gesetzlich vorgeschriebenen 

Prüf- und Dokumentationspflichten sowie 

zur Frostsicherheit auf Biogasanlagen auf 

der Webseite des Fachverbandes publiziert. 

44. BImSchV in Kraft getreten 

Das dominierende Thema im Referat Genehmigung 

der letzten Zeit war die „Verordnung 

über mittelgroße Feuerungs-, Gasturbinen- 

und Verbrennungsmotoranlagen“, 

die als 44. BImSchV am 14. Dezember 

im Bundesrat beschlossen wurde und am 

Tag danach in Kraft getreten ist. Neben der 

Diskussion der sehr komplexen Übergangsvorschriften, 

der Identifizierung von dringendem 

Änderungsbedarf zur Einspeisung 

von Vorschlägen in das Bundesratsverfahren, 

galt es insbesondere Fragen zur Einordnung 

als „bestehende Anlage“ im Sinne 

der Verordnung zu klären. Eine Bewertung 

und Interpretation der 44. BImSchV steht 

als Infopapier auf der Webseite des Fachverbandes 

Biogas zur Verfügung. 

Aktivitäten des Referats 

International 

Im November organisierte der im Fachverband 

zugeordnete EZ-Scout Markus Fürst 

zusammen mit EZ-Scouts weiterer Energie-Branchenverbände 

einen sogenannten 

„Private Sector Day“ im Rahmen der Renewable 

Energy & Efficiency Week (REEW). 

In diesem Zusammenhang fanden mehrere 

Podiumsdiskussionen und Workshops unter 

Beteiligung von Vertretern des Fachverbandes 

statt, in denen sich Vertreter 

der Privatwirtschaft aus Deutschland und 

von Entwicklungs- und Schwellenländern 

zu gelungenen Projekten und Erfahrungen 

austauschen konnten. 

Organisiert von der Deutsch-Philippinischen 

Industrie- und Handelskammer in 

Manila in Zusammenarbeit mit der renac 

AG war der Fachverband auch bei der letzten 

AHK-Geschäftsreise auf die Philippinen 

präsent (siehe Seite 88). Im Rahmen 

der Kooperationsvereinbarung mit der GIZ 

Serbien haben lokale Berater, die GIZ und 

der Fachverband Biogas für das serbische 

Energieministerium eine Analyse zur Unterstützung 

von kleinen Biogasanlagen in 

Serbien erstellt. Der Bericht definiert „kleine 

Biogasanlagen“ für Serbien als solche 

mit einer installierten Leistung von 100 

Kilowatt elektrische Leistung und empfiehlt 

die Verwendung von mindestens 80 

Prozent Gülle, um die Umweltziele zu erreichen. 

Ein neuer Einspeisetarif wird für 

2019 erwartet. 

Sitzung des Firmenbeirates 

bei der Biogas Convention in 

Hannover 

Im Rahmen der Biogas Convention hatte 

sich der Firmenbeirat im Fachverband zusammengefunden 

und aktuelle Themen erörtert. 

Neben einer Diskussion der gesamten 

energiepolitischen Themenpalette wie 

des Energiesammelgesetzes, der RED II, 

von aktuellen Problemen beim Mischpreisverfahren, 

der Ergebnisse der aktuellen 

Ausschreibungen, der Flexibilisierung und 

eines aktuell in Bearbeitung befindlichen 

Biomethanstrategiepapiers standen auch 

aktuelle Entwicklungen am technischen 

Regelwerk (TRAS 120, 44. BImSchV) auf 

der Tagesordnung. Insbesondere hatte man 

sich auch dafür ausgesprochen, die Bepreisung 

von CO 2 

als wesentlichen Schlüssel 

für die Weiterentwicklung von Biogas voranzutreiben. 

Zahlreiche Veranstaltungen 

im Herbst 

Das Referat Veranstaltungen hat im letzten 

Quartal 2018 erfolgreich die 28. Biogas 

Convention und den Gemeinschaftsstand 

mit „BIOGAS-Treff“ auf der EnergyDecentral 

in Hannover organisiert. Über 525 Teilnehmer 

nahmen an den über 60 Vorträgen 

und den 8 Workshops und der Lehrfahrt 

vom 14. bis 16. November teil. Der Stand 

des Fachverbandes war an allen Messetagen 

stark frequentiert, Mitglieder und Messebesucher 

holten sich von den Experten 

aus erster Hand die aktuellsten Informationen 

oder ließen sich individuell beraten. 

Die Stimmung auf der Tagung und der Messe 

war zudem optimistischer als in den Jahren 

zuvor. Neben der Biogas Convention wurde 

im Referat Veranstaltungen ferner erstmalig 

am 15. Oktober das Fachgespräch „Lokale 

Hof-Biogastankstelle: Stand der Technik, 

Chancen und Perspektiven“ in Friedberg/ 

Augsburg mit großem Zuspruch organisiert. 

Mit fast 70 Teilnehmern war das Fachgespräch 

komplett ausgebucht. Schließlich 

lag ein weiterer Fokus auf der Vorbereitung 

verschiedenster Veranstaltungen in 2019, 

darunter der Messestand auf den Biogasinfotagen 

am 30./31. Januar in Ulm, die 

Beteiligung am Kongress „Kraftstoffe der 

Zukunft“ am 21./22. Januar in Berlin oder 

die Abfallvergärungstagung vom 11. bis 

13. März, die erstmalig in Kooperation mit 

der TU Dresden stattfinden wird. 

GP-Broschüre 

Die in der Reihe Biogas Wissen erschienene 

Broschüre „Düngen mit Gärprodukten“ 

liegt ab sofort auch in englischer Sprache 

als „Digestate as Fertilizer“ sowohl online 

als auch als Printversion vor. Die vom Fachverband 

gemeinsam mit der Deutschen 

Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit 

(GIZ) GmbH, der Indian Biogas Association 

(IBA) und dem European Compost 

Network (ECN) e.V. erstellte Broschüre verschafft 

auf 66 Seiten einen umfassenden 

Überblick über die Erzeugung von Gärprodukten, 

deren Anwendungsmöglichkeiten, 

über rechtliche Anforderungen, Ausbringtechnik 

und die unterschiedlichen Aufbereitungsverfahren. 

Darüber hinaus gibt es 

Tipps zu Vermarktungsstrategien, zur Gütesicherung 

und zu Sicherheitsaspekten. 

Im hinteren Teil stehen beispielhafte Referenzanlagen 

und ein Firmenverzeichnis 

renommierter Unternehmen aus dem Bereich 

Gärproduktaufbereitung. Die Broschüre 

kann kostenlos beim Fachverband 

bestellt werden (info@biogas.org) und steht 

als Download zur Verfügung (https://www. 

digestate-as-fertilizer.com/). 

Entpackte Lebensmittel 

Aufgrund der aktuellen Diskussion um den 

Einsatz verpackter Lebensmittel in Biogasanlagen 

(Bundesratsinitiative, Novellierung 

94


VERBAND 

Gewerbeabfallverordnung und Düngemittelverordnung, 

Verbote der Düngung im Futterbau für die Milcherzeugung) 

hat sich der Fachverband in einem Erfahrungsaustausch 

mit rund 40 Betreibern von Abfallvergärungsanlagen 

getroffen. Dabei wurden verschiedene 

Maßnahmen diskutiert und festgelegt, wie die öffentliche 

und politische Wahrnehmung verbessert werden 

kann und die ökologischen Vorteile der Kreislaufführung 

organischer Reststoffe besser dargestellt werden 

können. Dazu zählen politische Maßnahmen durch 

Ansprache von Politikern und Ministerien, Öffentlichkeitsarbeit 

über verschiedene Medien und Argumentationshilfen 

für die Betreiber sowie Selbstverpflichtungen 

zu technischen Maßnahmen durch die Branche. Dieses 

Vorgehen wird in Kooperation mit anderen Organisationen, 

wie der Bundesgütegemeinschaft Kompost e.V., 

und den Betreibern sukzessiv umgesetzt. 

Sitzung des Betreiberbeirates Ende 

November in Erfurt 

Am 30. November traf sich der Betreiberbeirat in 

Erfurt. Die Sitzung war an einen Workshop des BBE 

(Bundesverband Bioenergie) angedockt, zu dem die 

Betreiber als Experten eingeladen worden waren. Im 

Workshop, der am Vortag stattfand, wurden zahlreiche 

Konzepte für die Zeit nach der ersten Vergütungsperiode 

vorgestellt und diskutiert. Insbesondere die Vorträge 

zum Thema Kraftstoff wurden vor dem Hintergrund der 

neuen EU-Gesetzgebung interessiert verfolgt. 

Bei der eigentlichen Sitzung war das Energiesammelgesetz 

das dominierende Thema. Darüber hinaus wurden 

die Forderungen des Fachverbandes Biogas für die kommende 

große Novelle diskutiert. Ebenfalls vorgestellt 

wurde der grobe Rahmen der Biomethanstrategie. 

Autoren 

Dr. Stefan Rauh 


Geschäftsführer 



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REGIONALGRUPPE SÜDWÜRTTEMBERG 

BHKW-Profischulung mit Praxis-Mehrwert 

Auf Initiative von Markus Jehle, 

Kreissprecher Ravensburg 

der Regionalgruppe, fand die 

erste Profi-BHKW-Schulung 

des Fachverbandes Biogas in 

Baden-Württemberg statt. Der auf 25 Teilnehmer 

limitierte Workshop in der schwäbischen 

Bauernschule Bad Waldsee kam sehr 

gut an – das Feedback war ausnahmslos positiv. 

Ursache dafür waren die Referenten, 

die natürlich von Firmen kamen, aber zumeist 

wohltuend neutral über Sachverhalte 

informierten, die jeder BHKW-Betreiber als 

Standard wissen sollte. 

Zitat mehrerer Biogasanlagenbetreiber 

nach der Tagung: „Das hätte ich vor meinem 

letzten BHKW-Kauf wissen sollen!“ 

Die Teilnehmer kamen aus ganz Baden- 

Württemberg und bis aus München der am 

weitesten angereiste Gast. Die Inhalte waren 

so vielschichtig wie die zahlreichen Fragen 

der Betreiber in den Diskussionsrunden 

nach den Vorträgen. Mit dem Einstieg 

in typische BHKW-Schäden und deren Vermeidbarkeit 

eröffnete Anselm Lenz von der 

Firma Exacon die Nabelschau und erläuterte 

zahlreiche vermeidbare Schadensbilder. 

Rohgasaufbereitung und Aktivkohlefilterung 

erklärte Alexander Nehrig von der selecta 

bioenergie gmbh in schon fast wissenschaftlicher 

Neutralität – einer der klarsten 

Vorträge für die Praktiker. Wiederum mit 

Schadensbildern startete Anselm Lenz den 

Block „Betriebsstoffe überwachen“ und 

zeigte Beispiele, die durch ungeeignetes 

Motorkühlwasser verursacht wurden. Michael 

Gülck von CHEVRON Deutschland 

referierte über Kühlmittel und Kühlmittelanalysen, 

das richtige Interpretieren von 

Ölanalysen und Ursachen klopfender Verbrennung 

– mehrere Augenöffner für fast 

alle Teilnehmer im Raum. 

Kurzfristig aufgrund der Brisanz noch eingestiegen 

war Klaus Hagl von Elektor-Hagl, 

der über die 44.BImschV und die TA Luft 

berichtete. Besonders deshalb, weil der 

Veranstaltungstermin Ende Oktober noch 

rechtzeitig als (beeinflussbares?) „Warnzeichen“ 

vor dem 20. Dezember als Stichtag 

für die Definition „Bestands-BHKW“ 

lag. Klar wurde den Teilnehmern, dass 

die Schlüsseltechologie SCR-Kat keine 

Schuhschachtel-Dimension einnimmt, 

sondern durchaus einen halben Container 

umfassen kann. 

Weitere Themen betrafen Schäden an Abgaswärmetauschern 

(Matthias Kahl, Enkotherm), 

BHKW-Packaging (Jens Plackner, 

MAC energy systems VerwaltungsGmbH) 

und als neues Angebot die „vorausschauende 

Instandhaltung des BHKW“ (Jürgen 

Strecker, 2G Energy AG). An etlichen Stellen 

hätten sich die Betreiber sogar mehr, 

also noch intensivere Informationen gewünscht, 

die zeitlich im gesteckten Rahmen 

aber nicht erfüllt werden konnten. Es 

gilt aber: Bedarf muss artikuliert und adressiert 

werden! 

Autor 

Dipl.-Ing. RU Otto Körner 

Regionalreferent Süd 

Gumppstr. 15 · 78199 Bräunlingen 

07 71/18 59 98 44 

otto.koerner@biogas.org 

95

VERBAND 


REGIONALGRUPPE SCHWARZWALD 

Rübentag zeigt interessante 

Perspektiven auf 

Auf Anregung von Markus Traber, 

Kreissprecher Landkreis 

Konstanz in der Regionalgruppe, 

fand Anfang November der 

erste Biogas-Rübentag Baden- 

Württemberg statt. Er fand mit über 40 

Teilnehmern eine gute Resonanz für ein aus 

dem Blickfeld geratenes Thema: Die Futterrübe 

war bis vor etwa 20 oder 30 Jahren regulärer 

Bestandteil der Tierfütterung in den 

landwirtschaftlichen Betrieben der Region! 

Anlass zum Rübentag war zum einen die 

jetzt in der Region seit 2017 neu verfügbare 

mobile Erntetechnik mit der Verlademaus 

einschließlich Nachreinigung und 

Steintrenner durch den Maschinenring Alb- 

Oberschwaben. Und zum anderen konnte 

eine neu entwickelte stationäre Zerkleinerung 

für Rüben vorgestellt werden, die positive 

Betriebserfahrungen von etwa einem 

Jahr aufwies. 

Im Theorieteil berichteten Sebastian 

Schaffner im Überblick über Anbau, Lagerung 

und Verwertung, Hubertus Kleiner und 

Manfred Stumpp über die Verlademaus und 

Prof. Kazda über den Einsatz der Rübe zur 

Flexibilisierung. Für die Betreiber waren 

die Praktikerberichte von besonderer Bedeutung: 

Bernd Günther aus Unterfranken 

stellte die geballte Erfahrung aus 14 Jahren 

Biogasanlagenbetrieb mit Rüben-Ganzjahresfütterung 

und eigenem Anbau für seine 

1.100-kW-Biogasanlage vor. 

Markus Traber berichtete im Gegensatz dazu 

über seine Rüben-Halbjahresfütterung für 

Milchvieh und als Betreiber einer kleinen 

Biogasanlage (150 kW el 

). Die Lagerung als 

zentrales Thema erfolgt bei Letzterem als 

Ganzrüben-Silage mit Frischzerkleinerung 

bis März (April) oder in Mischsilierung mit 

verschiedenen von Bernd Günther getesteten 

Varianten: schwer verdauliche GPS als 

Bett mit weiteren Schichten Rüben und 

GPS darüber, gemeinsames Einsilieren mit 

Silomais (38 bis 40 Prozent TS-Optimum) 

oder Einsilieren mit (Mais-)Stroh. 

Der entscheidende Vorteil der Mischsilagen: 

Der starke Sickersaftanfall wird von 

den Ko-Silagesubstraten aufgesogen und 

schließt schwer verdauliche Substrate bereits 

im Silo auf für bessere Verdaulichkeit 

im Fermenter! Zusammenfassend ist festzuhalten: 

Die teurere Energierübe kann in 

Biogasanlagen mit Anteilen von 20 bis 30 

Prozent durch Substratverflüssigung und 

Reduktion des Rühraufwandes, mit höheren 

Biogaserträgen bei Mischfütterung 

und mit der Fruchtfolgediversifizierung die 

Mehrkosten kompensieren, wobei die richtige 

angepasste Technologie für den jeweiligen 

Betrieb und den Umfang des Rübeneinsatzes 

entscheidend ist. 

Autor 




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B 

FOTOS: OTTO KÖRNER 

Die erste Verlademaus mit Steintrennung in 

der Region – vorgestellt von Manfred Stumpp 

(Lohnunternehmer), links Markus Traber. 

Neben Willibald-Zerkleinerer und der Rübenschaufel 

stand der stationäre Frischzerkleinerer von INDU- 

NORM im Zentrum des Interesses: Links unten der 

mit Widerstandssensoren gesteuerte Steinauswurf 

nach vorne. 

EIS-ME-M-17009_AZ_Motiv-B_85x56.5_RZ.indd 1 31.01.17 18:38 

96


VERBAND 

Freilandmuseum Fladungen 

profitiert von Biogaswärme 

REGIONAL 

BÜRO 

SÜD-OST 

Am 29. November hat sich 

die Regionalgruppe Oberfranken/Unterfranken 

zum 

Biogas-Praxistag auf der 

Biogasanlage von Familie 

Hückl in Fladungen getroffen. 

Regionalgruppensprecher 

Andreas Popp konnte zwei Dutzend 

Teilnehmer bergrüßen, die sich über neue 

innovative Anlagenkonzepte informieren 

ließen. 

2G Energietechnik stellte ein neues Anlagenkonzept 

zur thermischen Nachverstromung 

mithilfe einer ORC-Anlage vor. Dabei 

ließ vor allem eine Betriebsvariante zur Erzeugung 

von Eigenstrom die Anwesenden 

aufhorchen. Bei dieser Variante konnte 

bisher eine interessante KfW-Fördermöglichkeit 

genutzt werden, die zwar zum 

Treffen der Regionalgruppe in Fladungen. 

Jahresende 2018 ausläuft, aber eine Anschlussregelung 

ist bereits verabschiedet. 

Regionalreferent Markus Bäuml erläuterte 

den Mitgliedern die Ergebnisse der zweiten 

EEG-Ausschreibung sowie die daraus resultierenden 

Schlussfolgerungen und politischen 

Änderungsvorschläge für das Energiesammelgesetz 

und die im kommenden 

Jahr anstehende große EEG-Novelle. Es 

schloss sich eine sehr intensive und anregende 

Diskussion über den weiteren Verlauf 

der Flexibilisierung an. Einige anwesende 

Vertreter von Ingenieursbüros und Planern 

mutmaßten, dass der weitere Zubau von 

Flexleistung wesentlich über 23 Megawatt 

(MW) – dem durchschnittlichen Monatsmittelwert 

der letzten Zeit – liegen wird, 

sodass der im EnSaG geplante Flex-Deckel 

in Höhe von 1.000 MW schon zu Beginn 

des zweiten Quartals 2019 

ausgeschöpft sein könnte. 

Lange Genehmigungs-, 

Liefer- und Bauzeiten würden 

den Druck auf die Betreiber erhöhen. 

Man war sich am Ende darüber einig, dass 

alle an einer Flexibilisierung interessierten 

Betreiber gut beraten sind, umgehend mit 

den Planungen zu beginnen, um die Chancen 

einer fristgerechten Projektumsetzung 

zu wahren. Zum Schluss stellte Hückl den 

Besuchern seine Anlage vor. Dabei konnte 

er seine Berufskollegen vor allem mit seinem 

Wärmeverwertungskonzept für eine 

100-prozentige Wärmeverwertung beeindrucken. 

Nicht ohne Stolz verwies er darauf, 

dass unter anderem das Freilandmuseum 

in Fladungen ganzjährig mit seiner 

Biogaswärme versorgt wird. 

Autor 

Markus Bäuml 

Regionalreferent 

FOTOS: MARKUS BÄUML 

MAPRO International LOGO.pdf 1 12.11.13 10:21 

Die Teilnehmer des Regionalgruppentreffens 

besichtigten 

die Biogasanlage Hückl, hier im 

Bildhintergrund ist die Heizzentrale 

der Nahwärmeversorgung 

zu sehen. 

Regionalbüro Süd-Ost 


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97

VERBAND 


Landesverband Erneuerbare 

Energien Baden-Württemberg 

wird vorbereitet 

REGIONAL 

BÜRO 

SÜD 

Über drei neue Initiativen in Baden-Württemberg 

ist zu berichten: 

1. Die erste Veranstaltung der Fachverband 

Biogas Service GmbH in Baden-Württemberg 

fand als BHKW-Profischulung auf 

Initiative von Markus Jehle, Kreissprecher 

Ravensburg der Regionalgruppe Südwürttemberg, 

in der Bauernschule Bad Waldsee mit großem 

Erfolg statt – so zumindest ausnahmslos die Rückmeldung 

der teilnehmenden Betreiber! Bei Bedarf 

kann sie in den beiden anderen Regionalgruppen 

erneut starten. 

2. Der Rübentag bei Markus Traber, Kreissprecher 

Konstanz der Regionalgruppe Schwarzwald, war 

gleichfalls eine Premiere – ebenfalls mit erfreulicher 

Resonanz; auch Schüler der Fachschule für 

Landwirtschaft Stockach waren anwesend. Dabei 

konnte deren Lehrern der neue Schulfilm des 

Fachverbandes Biogas mit Schorsch Hackl über 

die Zusammenschau aller Erneuerbaren Energien 

überreicht werden. 

3. Nach den Vorgesprächen im Sommer wird in den 

kommenden Monaten der Landesverband Erneuerbare 

Energien (LEE) Baden-Württemberg zum 

Leben erweckt! 

Anlass zu der erneuten Initiative ist ganz deutlich die 

Erfahrung der vergangenen Dekade, dass die Einzelkämpfer-Aktivitäten 

der sechs EE-Branchen in Baden- 

Württemberg nicht oder nur begrenzt erfolgreich waren. 

Das gilt nicht nur für Baden-Württemberg. Die gleichen 

Erkenntnisse waren Motivationsbasis für die bestehenden 

LEEs unter anderem in NRW und Thüringen sowie 

die Neugründungen in Schleswig-Holstein und Niedersachsen 

in 2018. 

Als Vorläufer gab es bei uns bereits Anfang der 2000er 

Jahre auf Initiative von Walter Witzel (BWE Ba-Wü e.V.) 

und dem Verfasser als Vertreter der Biogasbranche eine 

informelle Arbeitsgemeinschaft EE gemeinsam mit 

dem Holzenergiefachverband Baden-Württemberg e.V. 

(HEF) in Person von Helmut Bunk, der Arbeitsgemeinschaft 

Wasserkraft Baden-Württemberg e.V. vertreten 

durch Julian Aicher und dem Bundesverband Geothermie 

e.V. mit Horst Kreutter. Eine Landespressekonferenz 

im Landtag in Stuttgart war eine wichtige, weil mit 

beachtlichem öffentlichen Interesse verbundene Aktion, 

zum Beispiel wurde damals erstmalig das 10-Prozent-Windkraft-Ziel 

für Baden-Württemberg massiv 

vorgetragen, das heute politische Leitschnur ist. Entscheidender 

Nachteil der Aktion: Sie war einmalig und 

weitere Aktivitäten verliefen im Sande. 

Grundlage der neuen Initiative ist der im vergangenen 

Jahrzehnt deutlich größer gewordene Leidensdruck 

der Erneuerbaren hier im Lande: Immer mehr EE- 

Projekte, insbesondere der Windkraft, sehen sich in 

der Öffentlichkeit einer zunehmend kritischen Haltung 

bestimmter Bevölkerungskreise gegenüber, die nicht 

selten von sogenannten Landschaftsschützern angestachelt 

werden. 

Wasserkraft und Holzenergie befürchten administrative 

Vorgaben, die den Betrieb ihrer Anlagen massiv in Frage 

stellen beziehungsweise sogar deren Aus bedeuten 

könnten. Die über 900 Biogasanlagen im Lande fürchten 

ebenfalls um ihre Existenz, und neue Biogasanlagen, 

ob Mais freie Reststoffanlagen oder selbst kleine 

75-kW-Hofanlagen, rufen Bürgerinitiativen auf den 

Plan. Und selbst Freiflächen-Sonnenstrom-Anlagen 

werden bereits von Gemeinden per Beschluss für ihre 

Gemarkung ausgeschlossen. 

Maßgebend dafür, so die Analyse der beteiligten Verbände, 

ist eine häufig weitreichende Uninformiertheit 

über die einzelnen Erneuerbaren Energien, die zugehörigen 

rechtlichen Rahmenbedingungen und die 

Energiewende, wie sie funktioniert und wie sie umgesetzt 

werden kann. Der Zusammenschluss der EE- 

Verbände soll diese Defizite angehen im Rahmen eines 

institutionalisierten LEE Baden-Württemberg, der 

offen sein wird für weitere Mitglieder. Gespräche mit 

dem Umweltministerium Baden-Württemberg waren 

so erfreulich, dass der Initiative eine finanzielle Förderung 

in Aussicht gestellt wurde. Momentan stehen 

die Erarbeitung von Satzung, Geschäftsordnung und 

Programmatik auf der Agenda. 

Autor 




07 71/18 59 98 44 


98


VERBAND 

Auf Landesebene für Biogas 

REGIONAL 

BÜRO 

OST 

Anlässlich der 50. Thüringer 

Biogas-Fachtagung in 

Erfurt sprach sich die Energieministerin 

Anja Siegesmund 

entschieden für den 

Erhalt der 270 Biogasanlagen 

im Freistaat aus. Diese 

seien auf dem Weg zum hiesigen Ziel 100 

Prozent Erneuerbare Energie in 2040 wichtig. 

Neben der vorteilhaften Klimawirkung 

sei auch die regionale Wertschöpfung ein 

starkes Argument für Biogasanlagen. Gute 

zukunftsweisende Referenzprojekte werden 

noch zu wenig kommuniziert. 

Vor über 100 Teilnehmern bot sie der 

Branche Unterstützung an und forderte 

die Anwesenden auf, ihr Wünsche und Anregungen 

mitzugeben. Diese wollte sie in 

nachfolgende Gespräche mit Peter Altmaier 

mitnehmen. Die drei Veranstalter, Fachverband 

Biogas, Thüringer Bauernverband 

und die Thüringer Landesanstalt für Landwirtschaft, 

formulierten daraufhin dann 

auch unverzüglich einen Katalog. 

Der Vertreter des Landwirtschaftsministeriums, 

Staatssekretär Dr. Klaus Sühl, hob 

die gute kontinuierliche Zusammenarbeit 

der Veranstalter in den letzten 17 Jahren 

hervor. Jetzt wäre es wichtig, sich zu Post- 

EEG-Nutzungsmöglichkeiten auszutauschen. 

Dass die Betreiber von der aktuellen 

Politik im Stich gelassen werden, kritisierte 

FOTO: THÜRINGER BAUERNVERBAND_ANJA NUSSBAUM 

Erhardt Oelsner, Regionalgruppe Thüringen, Fachverband Biogas 

e.V., Toralf Müller, Thüringer Bauernverband e.V., Ministerin Anja 

Siegesmund, Thüringer Ministerium für Umwelt, Energie und 

Naturschutz, und Gerd Reinhold, Thüringer Landesanstalt für 

Landwirtschaft. 

er und rief dazu auf, zusammen 

mit gleichgesinnten Bundesländern 

für die Bioenergie einzutreten. 

In den Fachvorträgen zeichnete 

Volker Aschmann von Emission 

Partner das Motorverhalten unter 

Teillastbetrieb auf welche 

Kosten damit verbunden sind. 

Wie sich Emissionen aus Über- 

Unterdrucksicherungen minimieren 

lassen, erklärte Torsten 

Reinelt vom DBFZ anschaulich. 

„Der Flex-Betrieb von Biogasanlagen 

wird die Emissionen 

eher reduzieren“, ist sich der 

Wissenschaftler sicher. 

Anhand von Beispielen zeigte 

Florian Strippel von der Service 

GmbH des Fachverbandes 

Biogas, wie die Dokumentation nach 

Stoffstrombilanzverordnung aussehen soll. 

Hier gibt es noch viel Unsicherheit bei den 

Betreibern. Interessant war auch die Projektauswertung 

von Marcel Lindemann von 

der Biotechnologie Nordhausen GmbH. In 

60 Prozent der Thüringer Biogasanlagen 

liegt die Verweilzeit im gasdichten Gärraum 

unter 150 Tagen. Fast alle dieser Anlagen 

haben einen Gülleanteil von 80 bis 

100 Prozent und halten den Grenzwert der 

Restgaspotenzialbestimmung von 1,5 Prozent 

ein. Dies spricht für eine differenzierte 

Bewertung der Anlagen vor einer pauschalisierten 

Abdeckpflicht. 

Autor 

Ingo Baumstark 

Regionalreferent Ost 


Meistersingerstr. 4 

14471 Potsdam 

03 31/23 53 738 

ingo.baumstark@biogas.org 

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VERBAND 


Kattowitz-Regelbuch wird 

Paris nicht umsetzen 

FOTO: BEE E.V. 

Gastbeitrag von Dr. Simone Peter, Präsidentin des 

Bundesverbandes Erneuerbare Energie e.V. (BEE) 

In Paris hatte sich die internationale 

Staatengemeinschaft das bislang 

vielversprechendste Klimaschutzversprechen 

gegeben. Wie groß war die 

Hoffnung, die Weltwirtschaft bis zur 

Mitte des Jahrhunderts klimagerecht zu 

gestalten, denn die Beschlüsse von Paris 

hielten Ziele und Verpflichtungen der Staatengemeinschaft 

fest. Nun, drei Jahre später, 

standen auf der mittlerweile 24. UN- 

Klimakonferenz im polnischen Kattowitz 

die Details zur Umsetzung auf der Agenda. 

Auch wenn es einige positive Ansätze gibt – 

der große Wurf blieb aus. Das beschlossene 

Regelbuch wird Paris nicht umsetzen. 

Es war ein zähes Ringen um mehr Ambition 

beim Klimaschutz. Die IPCC-Berichte wurden 

zwar als wegweisend anerkannt und 

alle Staaten müssen für 2030 bessere Klimaschutzziele 

vorlegen. Es ist aber völlig 

unklar, wie sie das tatsächlich erreichen. 

Es liegt bei den Nationalstaaten, was sie 

aus den Beschlüssen von Kattowitz machen. 

Unbestritten ist: Klimaschutz muss 

in den kommenden Jahren tatsächlich 

stattfinden und die Erderwärmung in einem 

für Mensch und Natur noch vertretbaren 

Bereich gehalten werden. Dazu hat das Regelbuch 

der COP24 ein Stück weit beigetragen. 

Immerhin gibt es jetzt gemeinsame 

Regeln für alle, zum Beispiel Transparenzregeln 

und Standards zur CO 2 

-Erfassung. 

Für die Umsetzung in Deutschland wird 

das Klimaschutzgesetz entscheidend sein. 

Dabei muss es gelingen, an die frühere 

Vorreiterrolle in Sachen Energiewende und 

Klimaschutz anzuknüpfen. Denn dieses 

Bild hat sich mittlerweile geändert. Der 

CO 2 

-Ausstoß bleibt auf hohem Niveau, die 

Energiewende stockt seit Jahren und wird 

politisch am kurzen Zügel geführt. So wurde 

aus dem Vorreiter ein Nachzügler, wie 

der zu Beginn der zweiten COP-Woche von 

Germanwatch und New Climate Insitute 

vorgestellte Klimaschutz-Index zeigt. 

Dem Index zufolge erreicht kein Land 

die in Paris getroffenen Vereinbarungen, 

denn der Ausstieg aus den fossilen Energieträgern 

verläuft nur schleppend – trotz 

des global ungebrochenen Ausbaus der 

Erneuerbaren Energien. Das gilt auch für 

Deutschland. Anstatt den Ausbau der Erneuerbaren 

Energien zu beschleunigen, 

bremst die Bundesregierung seit Jahren, 

zuerst bei der Photovoltaik, dann beim 

Biogas und jüngst bei der Windenergie. Im 

Wärme- und Verkehrsbereich stagniert es 

seit Jahren – ökologisch wie ökonomisch 

unerklärlich. 

Den Kohleausstieg schnell einzuleiten, 

ist aus Klimaschutzgründen wichtig – ihn 

sozialverträglich zu gestalten, ist für die 

betroffenen Regionen unverzichtbar. Sie 

benötigen gute Alternativen mit Zukunftsperspektiven. 

Die Aufgabe der Kommission 

für Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung 

ist daher gewiss keine leichte, 

aber es führt kein Weg daran vorbei. Dass 

dies für die Regionen durchaus erfolgreich 

vonstattengehen kann, präsentiert der BEE 

auf seiner Website anhand von Praxisbeispielen 

im Rahmen eines Themen-Dossiers. 

Denn gerade die Energieregionen sind 

aufgrund ihrer Netzinfrastruktur, ihrer 

Flächenverfügbarkeit und ihres Knowhows 

geeignet, Modellregionen für eine 

zukunftsfähige Energieversorgung mit 

Erneuerbaren Energien, für die Sektorenkopplung 

und den Einsatz von Speichern 

zu werden. 

In der Erneuerbare-Energien-Branche sind 

deutschlandweit bereits hunderttausende 

Arbeitsplätze entstanden, gerade auch in 

den vom Strukturwandel betroffenen Bundesländern, 

zum Beispiel Brandenburg 

oder NRW. Entlang der Wertschöpfungskette 

arbeiten Planer, Anlagenbauer, Betreiber 

und weitere Dienstleister rund um Erhalt 

und Wartung der Anlagen. 

Beschäftigte der Kohlewirtschaft mit Berufen 

aus dem Mechatronik-, Energie- und 

Elektrobereich finden mit Umschulungen 

und Fortbildungen in Unternehmen der Erneuerbare-Energien-Branche 

potenzielle 

neue Arbeitgeber. Und eine starke Erneuerbaren-Branche 

wird noch viel mehr Beschäftigung 

und Wertschöpfung, insbesondere 

in ländlichen Regionen, generieren 

können; bislang ist das Ausbau-Potenzial 

nur zu einem Bruchteil ausgeschöpft. Das 

gilt gerade auch für das Biogas, das sehr 

gut geeignet ist, im Strom-, Wärme- und 

Verkehrssektor stärker genutzt zu werden. 

Die Innovationskraft der Branche macht 

Hoffnung auf zahlreiche Zukunftsoptionen, 

sofern regulatorische Hemmnisse 

beseitigt werden. Und: Biogasanlagen 

leisten einen signifikanten Beitrag zum 

Klimaschutz. 

Sowohl Braunkohletagebau als auch Steinkohlebergwerke 

hinterlassen große Konversionsflächen, 

die oft weder für Landwirtschaft, 

Wohnen oder Industrie geeignet 

sind. Erneuerbare Energiequellen lassen 

sich dort aber umso effektiver mobilisieren. 

Ein verstärkter Einsatz von Erneuerbaren 

Energien in allen Sektoren wiederum hilft, 

deutlich mehr Emissionen einzusparen, 

aber im Gegenzug ist der Einsatz fossiler 

Energien deutlich zu reduzieren. 

Dem für 2019 geplanten Klimaschutzgesetz 

kommt daher eine große Bedeutung 

zu. Seine wichtigste Aufgabe wird es sein, 

die nationalen Ziele an das Pariser Klimaschutzabkommen 

anzupassen und für 

alle Sektoren Treibhausgaseinsparungen 

festzulegen. Definierte Sektorziele schaffen 

hierbei die nötige Verbindlichkeit, und 

ebenso eine Regelung, nach der die Bundesregierung 

Strafzahlungen bei Zielverfehlungen 

an die verantwortlichen Ministerien 

durchreichen kann. 

Bereits im Jahr 2020 droht Deutschland 

eine deutliche Verfehlung des Ziels. Werden 

für die Folgejahre nicht verbindliche 

Zwischenziele und Maßnahmen definiert, 

ist auch die Einhaltung aller nachfolgenden 

Ziele ungewiss und damit wichtige 

Zeit für den Klimaschutz, aber auch für die 

dringende Modernisierung der Energieversorgung 

vertan. 

100


VERBAND 

1. „Qualifizierung für zur Prüfung befähigte Personen für 

die sechsjährig wiederkehrende Prüfung“ durchgeführt 

Nachdem bereits im Juli 2018 

die erste „Qualifizierung für 

zur Prüfung befähigte Personen 

für die jährlich/dreijährlich 

wiederkehrende Prüfung“ 

nach Anhang 2 Nr. 3.1 Betriebssicherheitsverordnung 

(BetrSichV) erfolgreich 

durchgeführt wurde, folgte nun im Oktober 

2018 die „Qualifizierung für zur Prüfung 

befähigte Personen für die sechsjährlich 

wiederkehrende Prüfung“ nach Anhang 2 

Nr. 3.3 BetrSichV. 

Den 18 Teilnehmern aus dem gesamten 

Bundesgebiet wurde an vier Tagen ein intensives 

Programm aus Theorie und Praxis 

rund um die Prüftätigkeiten als zur Prüfung 

befähigte Person geboten. Neben 

rechtlichen Grundlagen, unter anderem 

zur Betriebssicherheitsverordnung und 

Gefahrstoffverordnung, lag der Schwerpunkt 

der Fortbildung besonders auf den 

erforderlichen Prüfungen bezüglich Explosionssicherheit 

und dem technischen 

Explosionsschutz sowie den erforderlichen 

Prüfmitteln und der Erstellung der Prüfdokumentation. 

Die in der Theorie erworbenen Kenntnisse 

konnten dann an eineinhalb Tagen in der 

Praxis auf einer Biogasanlage angewendet 

werden. So wurde in kleinen Gruppen ein 

Explosionsschutzdokument für die Biogasanlage 

erstellt und eine Prüfung der Anlage 

nach Anhang 2 Nr. 3.3 BetrSichV auf der 

Biogasanlage durchgeführt. Das Feedback 

der Teilnehmer zu dieser ersten Qualifizierung 

nach Anhang 2 Nr. 3.3 BetrSichV war 

wie bereits bei der Qualifizierung der jährlich/dreijährig 

wiederkehrenden Prüfungen 

durchweg positiv, so wurden besonders die 

Referenten, die zahlreichen Diskussionen 

und interessanten Inhalte gelobt – sowie 

die Möglichkeit der direkten Anwendung in 

der Praxis. 

Die Qualifizierung ist Teil eines modularen 

Schulungskonzeptes, innerhalb dessen der 

Fachverband sowohl Betreiber als auch zur 

FOTO: FACHVERBAND BIOGAS E.V. 

Praxisteil: In kleinen Gruppen wurde ein Explosionsschutzdokument 

für die Biogasanlage erstellt 

und eine Prüfung der Anlage nach Anhang 2 Nr. 

3.3 BetrSichV auf der Biogasanlage durchgeführt. 

Prüfung befähigte Personen bei der Umsetzung 

der BetrSichV unterstützen will. 

Im nächsten Jahr sollen weitere Qualifikationen 

in anderen Regionen Deutschlands 

angeboten werden. Wir werden Sie hierüber 

zeitnah informieren. 

Autorin 

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

Leiterin des Referats Qualifizierung und Sicherheit 



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RECHT 


Formaldehydbonus – 

quo vadis? 

Seit dem Urteil des OLG Stuttgart vom April 2018 (Az. 2 U 129/17) ist 

die Biogasbranche stark verunsichert: Ist nun der Formaldehydbonus für 

alle Zukunft weg? Müssten Zahlungen hierauf in der Vergangenheit zurückerstattet 

werden und wenn ja, für wie viele Jahre? 

Von Dr. Helmut Loibl 

Mit dem EEG 2009 wurde der sogenannte 

Formaldehydbonus eingeführt: 

demnach sollten Biogasanlagen, die 

einen dem Emissionsminderungsgebot 

entsprechenden Formaldehydwert einhalten, 

einen Bonus in Höhe von 1,0 Cent pro Kilowattstunde 

(ct/kWh) bis einschließlich 500 Kilowatt (kW) 

Leistung erhalten. Das EEG 2009 sah diesen Bonus 

sowohl für alle damaligen Bestandsanlagen als auch 

für neue Anlagen vor, für diese aber nur, wenn sie einer 

Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz 

(BImSchG) bedurften. Klassische Grenzen für 

diese BImSchG-Pflicht sind etwa 1 Megawatt (MW) 

Feuerungswärmeleistung, 3 Tonnen (t) Gaslager oder 

6,5 t Gärrestlager. 

Problemstellung 

Viele Anlagen, gerade Satelliten-BHKW, waren bei ihrer 

ersten Inbetriebnahme lediglich nach Baurecht genehmigt 

und konnten damit den Bonus nicht erhalten. 

Erst in den letzten Jahren, in denen viel flexibilisiert 

und damit in aller Regel durch den BHKW-Zubau die 

1-MW-Feuerungswärmeleistung überschritten wurde, 

entstand die BImSchG-Pflicht, sodass dann fast alle 

Netzbetreiber den Bonus gewährt haben. 

Umstritten war die Änderung der Genehmigungsbedürftigkeit 

nach dem BImSchG im Jahr 2012: Damals 

wurde ein neuer Genehmigungstatbestand (1,2 Millionen 

Normkubikmeter Rohgasproduktion) eingeführt, 

sodass eine Vielzahl von eigentlich baurechtlich genehmigungsbedürftigen 

Anlagen ohne weiteres Zutun ins 

BImSchG gefallen sind. Hier war zunächst umstritten, 

ob auch diese den Bonus erhalten sollen, der Bundesgerichtshof 

(BGH) hat hier aber bereits seit langem 

grundsätzlich entschieden, dass – vereinfacht dargestellt 

– allein eine nachträgliche Änderung der Rechtslage 

nicht zur Auslösung eines Anspruchs führen soll. 

Leider wurden aber auch die Fälle, in denen eine Biogasanlage 

zunächst baurechtlich genehmigt war und 

erst später – zum Beispiel über die Flexibilisierung 

und die damit verbundene Erhöhung der Feuerungswärmeleistung 

– immissionsschutzrechtlich genehmigungsbedürftig 

wurde, nicht von allen Netzbetreibern 

einheitlich gehandhabt. Zwar waren sich in der Praxis 

nahezu alle Netzbetreiber einig, dass der Bonus dann 

anfallen soll, aber eben nicht alle. 

Folglich haben Anlagenbetreiber versucht, auch dort 

den Anspruch über den Gerichtsweg durchzusetzen, wo 

Netzbetreiber diesen verweigert haben, bislang leider 

ohne Erfolg. Im Gegenteil: Das OLG Stuttgart hat im 

zitierten Urteil entschieden, dass – vereinfacht dargestellt 

– nur derjenige einen Anspruch auf den Formaldehydbonus 

haben kann, der bereits bei seiner ersten 

Inbetriebnahme, also letztlich bei der ersten eingespeisten 

kWh, immissionsschutzrechtlich genehmigungsbedürftig 

war. 

Wer zunächst im Baurecht in Betrieb gegangen ist, soll 

nach dem OLG-Urteil niemals den Formaldehydbonus 

geltend machen können. Die Entscheidung ist nach wie 

vor nicht rechtskräftig, vor dem BGH läuft eine sogenannte 

Nichtzulassungsbeschwerde, über die wohl erst 

2019 entschieden wird. 

Folgen des Urteils 

Die Folgen des Urteils – sofern es rechtskräftig wird – 

könnten verheerend für die Biogasbranche sein. Damit 

würde ein nicht unerheblicher Teil der Anlagenbetreiber 

nicht nur für alle Zukunft den Formaldehydbonus verlieren, 

es stünde zudem ein nicht unerheblicher Rückforderungsanspruch 

im Raum. Grundsätzlich verjähren 

Ansprüche des Netzbetreibers gegen Anlagenbetreiber 

binnen 2 Jahren bis zum Jahresende. Im Januar 2019 

müssten also die Jahre 2017 und 2018 sowie das 

begonnene Jahr 2019 zurückgezahlt werden. Ansprüche 

aus dem Jahr 2016 sind verjährt, es sei denn, ein 

Netzbetreiber hätte insoweit einen sogenannten Verjährungsverzicht 

beim Anlagenbetreiber eingeholt. 

Wer ist betroffen? 

Zunächst soll dargestellt werden, wer nicht betroffen 

ist, wer also weder den Bonus in Zukunft verlieren 

wird, noch diesen für die Vergangenheit zurückzahlen 

muss. „Sicher“ sind alle Anlagenbetreiber, deren 

Inbetriebnahmejahr 2008 oder früher ist. Der Form- 

102


RECHT 

aldehydbonus wurde mit dem EEG 2009 eingeführt, 

in der dortigen Übergangsvorschrift wurde er allen damals 

bestehenden Biogasanlagen zugestanden – und 

das völlig unabhängig von der Art der Genehmigung. 

Damit können auch lediglich baurechtlich genehmigte 

Biogasanlagen oder Satelliten mit einem Inbetriebnahmejahr 

vor 2009 weiterhin den Formaldehydbonus geltend 

machen. 

Betroffen sind damit also alle Biogasanlagen und/oder 

Satelliten-BHKW, die während des EEG 2009 in Betrieb 

gegangen sind (Inbetriebnahmejahre 2009, 2010 

und 2011): Wer hier von Anfang an BImSchG-pflichtig 

war, kann nach der OLG-Stuttgart-Entscheidung auch 

weiterhin den Bonus beanspruchen, wer das nicht war, 

verliert ihn für die Zukunft und muss gegebenenfalls 

mehrere Jahre zurückzahlen. 

Mögliche Abhilfe 

Der Wortlaut des Formaldehydbonus stellt darauf ab, ob 

die Biogasanlage oder der Satellit einer Genehmigung 

nach BImSchG bedurft hätte, und nicht darauf, ob eine 

solche vorlag. Wer also eine „falsche“ Genehmigung 

hatte, könnte möglicherweise ein Schlupfloch nutzen. 

Das gilt vor allem im Hinblick auf den Genehmigungstatbestand 

„3 t Gaslager“, dieser wurde damals von 

vielen Behörden schlichtweg übersehen. 

Zum Gaslager zählt hierbei der Gassack, aber auch 

das Freibord im Fermenter und – auch wenn hier je 

nach Bundesland sehr unterschiedliche Auslegungen 

denkbar sind – grundsätzlich das Endlager, soweit es 

gasdicht abgedeckt ist. Letzteres ist seiner Bestimmung 

nach nicht nur für die Aufnahme von Gärresten 

zuständig, sondern – sofern das Endlager leergefahren 

ist – auch für die Aufnahme von Biogas. In einem leeren, 

abgedeckten Endlager befindet sich zwangsläufig 

ein Gasgemisch, das zusammen mit den anderen Gaslagern 

häufig die 3-t-Grenze überschreitet (was bei der 

damaligen Genehmigung aber häufig übersehen wurde). 

Hier ist also jedem Anlagenbetreiber anzuraten, 

kritisch zu prüfen, ob er hierunter fallen kann. 

Allerdings ist hierbei auch Vorsicht geboten: Wer als 

EEG-2009-Anlagen BImSchG-pflichtig ist, muss ALLE 

(!) Gärrestlager abgedeckt und an die Gaserfassung 

angeschlossen haben sowie zudem über eine Gasfackel 

oder vergleichbare Einrichtung für Störfälle verfügt 

haben, weil ansonsten der NawaRo-, Gülle- und 

Landschaftspflegebonus entfallen. Es ist also eine sehr 

kritische Prüfung der Gesamtsituation nötig, bevor man 

hier vorschnell auf nicht passende Lösungen zusteuert. 

Hier ist dringend anzuraten, entsprechenden fachlichen 

Rat einzuholen. 

Lösung durch Gesetzgeber 

Möglicherweise müssen Anlagenbetreiber aber gar keine 

derartigen Klimmzüge machen, um ihren Formaldehydbonus 

zu retten. Der Fachverband Biogas hat es mit 

großem Engagement geschafft, in das „Energiesammelgesetz“, 

ein Gesetz also, 

das eine Vielzahl energierechtlicher 

Regelungen, 

darunter auch das EEG 

abändert, eine Klarstellung 

aufnehmen zu 

lassen. Im aktuellen 

Entwurf dieses Gesetzes, 

das der Bundestag 

bereits verabschiedet 

hat, ist eine 

Regelung in Paragraf 

104 enthalten. 

Dort heißt es sinngemäß, 

dass der Anspruch 

auf den Formaldehydbonus 

auch dann besteht, wenn die 

immissionsschutzrechtliche Genehmigungsbedürftigkeit 

erst nach 

der ersten Inbetriebnahme (aber nicht nur 

aufgrund einer Änderung der Gesetzeslage) entsteht. 

In diesem Fall soll der Bonus ab dem Zeitpunkt 

in Anspruch genommen werden können, ab dem die 

BImSchG-pflicht eingetreten ist. 

Eine solche gesetzliche Klarstellung würde die gesamte 

Problematik komplett erledigen: Der Gesetzgeber 

selbst würde damit klarstellen, wie das Gesetz eigentlich 

von Anfang an zu verstehen war, der OLG-Stuttgart- 

Entscheidung würde also faktisch der Boden entzogen 

werden. Damit wäre der Bonus für alle Betroffenen für 

die Zukunft gerettet. Nicht ganz klar ist die Vergangenheit, 

weil die gesetzliche Änderung ja erst 2019 in 

Kraft tritt, sodass man diskutieren könnte, ob hiermit 

ein Anspruch für die Vergangenheit bestehen kann. Im 

Hinblick auf den klaren Wortlaut und die Ausführungen 

in der Begründung sollten hieran aber keine Zweifel 

bestehen. 

Damit könnte die gesamte Problematik gelöst sein, ein 

Pferdefuß bleibt allerdings. Die Klarstellung im Gesetz 

muss zunächst von der Europäischen Kommission 

genehmigt werden. Das kann dauern. Bis dahin besteht 

jedoch die begründete Hoffnung, dass sich die 

gesamte Problematik um den Formaldehydbonus in 

Luft auflöst. 

Autor 

Dr. Helmut Loibl 

Rechtsanwalt und Fachanwalt für Verwaltungsrecht 

Sprecher des Juristischen Beirats im 


Kanzlei Paluka Sobola Loibl & Partner 

Prinz-Ludwig-Straße 11 

93055 Regensburg 

09 41/58 57 1-0 

loibl@paluka.de 

www.paluka.de 

FOTO: WWW.LANDPIXEL.DE 

„Sicher“ vor dem 

Verlust des Formaldehydbonus 

sind alle 

Anlagenbetreiber, deren 

Inbetriebnahmejahr 

2008 oder früher ist. 

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PRODUKTNEWS 


„cupaburn“ – neu: Versorgungsgarantie im Nahwärmenetz 

Cupaburn ermöglicht eine umfassende 

Versorgungsgarantie und kommt dabei 

ganz ohne Heizhaus aus. Der Großwärmespeicher-Spezialist 

cupasol kombiniert 

eine moderne, automatisierte Holzheizung 

geschickt mit einem finanziell geförderten 

Großwärmespeicher. Beispiel: konstanter 

Betrieb einer Biogasanlage (BGA) mit 

500 kW el 

, 65 Prozent Gülleanteil, großes 

Nahwärmenetz, weniger als 20 Prozent 

Holzeinsatz, mehr als 85 Prozent Wärmenutzung 

der BGA, 2,5-fache thermische 

Spitzenleistung – das erreicht das Zusatz- 

Heizsystem cupaburn. Jede bestehende 

BGA lässt sich damit aufrüsten. Durch 

geringe Investitions- und laufende Kosten 

ist cupaburn eine preisgünstige Alternative 

zum Heizhaus. Die Versorgungsgarantie 

wird durch verschiedene Wärmequellen 

mehrfach abgesichert und die Wärme von 

BGA und Holzofen optimal genutzt. Zusätzlich 

lässt sich die BGA stromseitig später 

Versorgungsgarantie und hohe Abwärmenutzung mit 

dem günstigen Zusatz-Heizsystem „cupaburn“. 

stark flexibilisieren. cupaburn ist einfach 

aufgebaut und durch eine hohe Automatisierung 

sehr betreiberfreundlich. 

Kontakt: cupasol GmbH, 

Bahnhofstraße 11, 88214 Ravensburg, 

Tel. 07 51/76 96 26 70, info@cupasol.com, www.cupasol.com 

FOTO: CUPASOL GMBH 

Pumpenfabrik Wangen: Neuer Servicepartner 

für nordwestdeutschen Raum 

Die Firma LP Energy GmbH ist ab sofort 

als Servicepartner für die Pumpenfabrik 

Wangen GmbH tätig und übernimmt Service- 

und Reparaturaufgaben für Kunden 

im nordwestdeutschen Raum. LP Energy 

GmbH ist bekannt als zuverlässiger und 

kompetenter Servicepartner für Biogas 

Anlagen. 

„Schnellere Reaktionszeiten und noch 

mehr Service möchten wir mit dieser Zusammenarbeit 

unseren Kunden garantieren. 

Dies nicht nur für Biogaspumpen, 

sondern für alle Pumpen“, so Thomas 

Janowski. „Wir freuen uns, die Firma LP 

Energy GmbH als Servicepartner gewonnen 

zu haben und sind davon überzeugt, 

dass die Zusammenarbeit für unsere Kunden 

von Vorteil ist.“ LP Energy, mit Firmensitz 

im nordwestdeutschen Ahaus, ist seit 

vielen Jahren Kunde der Pumpenfabrik 

Wangen GmbH und kennt die Pumpen, 

gerade im Bereich Biogas, sehr genau. 

Dies war ausschlaggebend für den weiteren 

Schritt der intensiven, gemeinsamen 

Zusammenarbeit. 

Kontakt: Pumpenfabrik Wangen GmbH, 

Simoniusstr. 17, 88239 Wangen im Allgäu, 

Tel. 0 75 22/997-0, mail@wangen.com, www.wangen.com 

Gasertrag-Sofortanalyse mittels FT-NIR-Spektroskopie 

Die neuartige Bestimmung des Gasertrags 

mittels Nahinfrarotspektroskopie ermöglicht 

eine schnelle und präzise Sofortanalyse 

des Gasertrags verschiedener Substrate. 

In nur 3 Minuten kann das FT-NIR-Gerät 

den Gasertrag von Substraten schnell und 

zuverlässig bestimmen. Im Gegensatz dazu 

dauern herkömmliche Methoden sehr lange, 

und aufwändige Analysen mit einer Versuchsdauer 

von mindestens 40 Tagen sind 

üblich. Betreiber erhalten ihr Analyseergebnis 

nur 48 Stunden nach Probeneingang. 

Neben Ganzpflanzensilage, Maissilage und 

Grassilage können eine Vielzahl weiterer 

Substrate (HTK, Rindermist, Szarvasi-Gras, 

Luzerne, Bioabfall, Getreide, Hirse) analysiert 

werden. Das NIRS-Schnelltestverfahren 

der Schmack Biogas Service GmbH ist 

eine kostengünstige Alternative zur standardisierten 

Gasertragsbestimmung. 

Kontakt: Schmack Biogas Service GmbH, 

Bayernwerk 8, 92421 Schwandorf, Tel. 0 94 31/751-277, 

info@schmack-biogas.com, www.schmack-biogas.com 

Awite Bioenergie: Produktneuheit AwiLAB Digester 

Mit dem AwiLAB Digester hat Awite erstmals 

ein vollautomatisiertes und modulares 

Komplettsystem für die Wissenschaft 

entwickelt. Der Laborreaktor überzeugt mit 

einer qualitativ hochwertigen Ausstattung 

vom Edelstahl-Gärbehälter mit Helix-Rührwerk 

bis hin zum integrierten Gasanalysesystem 

AwiFLEX. Der AwiLAB Digester ist 

so konzipiert, dass der Befüll-, Entleer- und 

Reinigungsvorgang schnell und einfach zu 

bewerkstelligen sind und eine Probenahme 

aufgrund des großdimensionierten Probenahme-Stutzens 

jederzeit während des Betriebs 

möglich ist. 

Der AwiRemote-Fernzugriff ermöglicht dem 

Anwender eine kontinuierliche Versuchsüberwachung 

und Steuerung über Tablet, 

PC und Smartphone. Zu den Anwendungsbereichen 

des AwiLAB Digesters zählen 

neben kontinuierlichen Laborversuchen, 

Additiv- und Enzymtests auch Versuche zur 

Gasausbeute, der Gaszusammensetzung, 

Raumbelastung und Bakterienaktivität. 

Kontakt: Awite Bioenergie GmbH, 

Grünseiboldsdorfer Weg 5, 85416 Langenbach, 

Tel. 0 87 61/72 16 20, info@awite.de, www.awite.de 

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Herausgeber: 

Fachverband Biogas e. V. 

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

Andrea Horbelt (redaktionelle Mitarbeit) 

Angerbrunnenstraße 12 · 85356 Freising 

Tel. 0 81 61/98 46 60 

Fax: 0 81 61/98 46 70 

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E-Mail: martin.bensmann@biogas.org 

Anzeigenverwaltung & Layout: 

bigbenreklamebureau GmbH 

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Das BIOGAS Journal erscheint sechsmal im Jahr auf Deutsch. 

Zusätzlich erscheinen zwei Ausgaben in englischer Sprache. 

Die Zeitschrift sowie alle in ihr enthaltenen Beiträge sind urheberrechtlich 

geschützt. Namentlich gekennzeichnete Artikel geben 

die Meinung des Verfassers wieder, die nicht unbedingt mit der 

Position des Fachverbandes Biogas e.V. übereinstimmen muss. 

Nachdruck, Aufnahme in Datenbanken, Onlinedienste und Internet, 

Vervielfältigungen auf Datenträgern wie CD-Rom nur nach vorheriger 

schriftlicher Zustimmung. Bei Einsendungen an die Redaktion 

wird das Einverständnis zur vollen oder auszugsweisen Veröffentlichung 

vorausgesetzt. Für unverlangt eingehende Einsendungen 

wird keine Haftung übernommen. Die Redaktion behält sich vor, 

Leserbriefe sinnerhaltend zu kürzen. 

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