5_2020 Leseprobe

www.biogas.org Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 50073 | 23. Jahrgang 

5_2020 

BI 

GAS Journal 

Das Fachmagazin der Biogas-Branche 

Baden-Württemberg: EE-Ausbau 

fehlt Dynamik S. 18 

Branchenzahlen: erstmals 

droht ein Rückbau S. 56 

Dänemark setzt auf organische 

Reststoffe S. 96 

GÄRDÜNGER-AUFBEREITUNG/ 

DÜNGEVERORDNUNG ab Seite 24

INHALT 

BIOGAS JOURNAL | 5_2020 

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EDITORIAL 

Biogas am 

Kipppunkt 

Liebe Leserinnen und Leser, 

wenn von Kipppunkten die Rede ist, sind 

meist die Kippunkte im Klimasystem der 

Erde gemeint. Das Konzept der Kippelemente 

wurde erstmals im IPCC-Bericht aus 

dem Jahr 2001 veröffentlicht. Darin wurde 

auf die Möglichkeit hingewiesen, dass der 

Einfluss des Menschen zu diskontinuierlichen, 

irreversiblen und extremen Ereignissen 

im Zusammenhang mit der globalen 

Erwärmung führen kann. 

Dies bedeutet, dass beispielsweise das Abschmelzen 

der Eiskörper in Arktis und Antarktis 

so weit fortgeschritten ist, dass eine 

Änderung des menschlichen Verhaltens 

nicht mehr ausreicht, um zum vorherigen 

Zustand zurückzukehren. Um dieses Umkippen 

des Klimasystems zu verhindern, 

muss die Klimaerwärmung auf maximal 2 

Grad Celsius – besser 1,5 Grad Celsius – 

begrenzt werden. Ein Baustein zur Zielerreichung 

ist die Biogastechnologie. 

Und in Bezug auf eben diese Biogastechnologie 

hat im Juli die Präsidentin des 

Bundesverbandes Erneuerbare Energie 

e.V., Dr. Simone Peter, ebenfalls von einem 

Kipppunkt gesprochen. Auf der Pressekonferenz 

zur Veröffentlichung der Branchenzahlen 

(siehe auch Seite 56) warnte sie 

davor, dass die Biogasnutzung in Deutschland 

an einem Kipppunkt stehe. Und unser 

Präsident Horst Seide musste den Beginn 

eines Rückbaus verkünden. 

Standen 2019 den knapp 100 Neuanlagen 

nur 15 Stilllegungen gegenüber, erwartet 

der Fachverband Biogas e.V. für 2020 

erstmals seit dem Inkrafttreten des Erneuerbare-Energien-Gesetzes 

(EEG) einen signifikanten 

Rückgang im Anlagenbestand 

und auch in der Strom- und Wärmebereitstellung. 

Bei etwa gleichbleibender Zahl an 

Neuanlagen wird es 2020 voraussichtlich 

einen Netto-Rückbau von über 160 Anlagen 

geben. 

Entscheidend dafür, ob der Kipppunkt für 

die Biogasbranche überschritten wird, ist 

die anstehende EEG-Novelle. Hier hat die 

Politik die Chance zur Trendumkehr und 

damit zum Erhalt der vielfältigen positiven 

Wirkungen der Biogasnutzung. Aber die 

Bundesregierung muss jetzt handeln und 

dabei die Wünsche der Branche und der 

Bundesländer aufgreifen. Sollte das EEG 

2021 keinen Rahmen setzen, der Biogasanlagenbetreibern 

eine wirtschaftliche 

Chance gibt, droht vielmehr ein beschleunigter 

Rückbau! Die Branche wartet dringlichst 

auf positive Signale. 

Positive Signale bei der Energiepolitik werden 

dringend gebraucht, da auf der anderen 

Seite die Anforderungen an die Anlagen 

kontinuierlich steigen. Ein Beispiel unter 

vielen ist die Düngeverordnung (DüV) und 

sind die damit einhergehenden Herausforderungen 

für Betreiber. Nicht umsonst ist 

die DüV der Schwerpunkt dieses Heftes (ab 

Seite 24). Dabei werden verschiedene Lösungsansätze 

genauso präsentiert wie neue 

Entwicklungen bei der Definition der sogenannten 

„Roten Gebiete“. Sicher auch ein 

Kipppunkt für die Stimmung vieler Landwirte, 

die mit den zum Teil praxisfremden 

Regelungen in diesen Gebieten zukünftig 

arbeiten müssen. 

Beide Seiten, Herausforderungen und 

Chancen (des EEG 2021), werden Thema 

auf der diesjährigen Biogas Convention 

sein (mehr dazu ab Seite 16). Auch 

hier ist vieles neu! Ausgelöst durch die 

Corona-Pandemie wird die Jahrestagung 

des Fachverbandes Biogas e.V. erstmals 

digital umgesetzt. Die digitale Welt kann 

sicher nicht den persönlichen und physischen 

Austausch ersetzen, aber vielleicht 

wurde hier notgedrungen ein Kipppunkt 

überschritten, von der die Biogasbranche 

in Zukunft profitiert. 

Denn die Digitalisierung eröffnet neue 

Chancen und Wege der Kommunikation 

und ersetzt auf diesem Weg womöglich unnötige 

Reisezeiten. Weniger Reisen bedeutet 

gleichzeitig weniger Kosten und mehr 

Klimaschutz. Auch das ist ein Beitrag, um 

Kipppunkte im Klimasystem zu verhindern. 

Ich freue mich, möglichst viele Biogasbegeisterte 

auf der Biogas Convention digital 

zu treffen, um über den einen oder anderen 

Kipppunkt zu diskutieren. 

Herzlichst 

Dr. Stefan Rauh, 

Geschäftsführer Fachverband Biogas e.V. 

3

INHALT 


24 

EDITORIAL 

3 Biogas am Kipppunkt 

Von Dr. Stefan Rauh 

Geschäftsführer Fachverband Biogas e.V. 

AKTUELLES 

6 Meldungen 

8 Bücher & Termine 

10 Biogas-Kids 

12 Der Strom-Übertragungsnetzausbau: 

sinnvoll oder nicht? 

Von Dipl.-Ing. Heinz Wraneschitz 

16 BIOGAS Convention 2020 

Die Zukunft gestalten – 

allen Hindernissen zum Trotz 

Beilagenhinweis: 

Das Biogas Journal enthält eine 

Beilage der Firma agrikomp 

POLITIK 

18 Baden-Württemberg 

Fehlende Dynamik beim Ausbau 

der Erneuerbaren im Südwesten 

Von Bernward Janzing 

22 Auftakt zur letzten Runde in 

dieser Legislaturperiode: Was 

steht an in Berlin? 

Von Sandra Rostek und 

Dr. Guido Ehrhardt 

TITELTHEMEN 

Gärdünger-Aufbereitung/ 

Düngeverordnung 

24 NuTriSep: Nährstoffextraktion und 

Torfersatz aus Gärprodukten 


28 Organische Düngermenge reduziert, 

Mineraldünger produziert 

Von Christian Dany 

36 Umweltgerechter Umgang mit der 

Gülle – Wie wird gefördert? 

Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 

44 Vereinheitlichung ermöglicht 

flächenschärfere Abgrenzung 

der belasteten Gebiete 

Von Dipl.-Ing. Mathias Hartel 

48 Neue Chancen für die Vermarktung 

von Gärprodukten als EU-Düngeprodukte 

mit CE-Kennzeichen 

Von Dipl.-Ing. David Wilken 

52 Gärprodukt – ein Rohstoff mit 

Potenzial 

Von EUR ING Marie-Luise Schaller 

4


INHALT 

TITELFOTO: HEINZ WRANESCHITZ I FOTOS: CHRISTIAN DANY, JÖRG BÖTHLING, FACHVERBAND BIOGAS E.V. 

70 114 

PRAXIS 

56 Branchenzahlen 2019/2020 

Kipppunkt der Biogasproduktion in 

Deutschland? 

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

60 Die BEX berichtet: „Flexibilität gewinnt 

in Zeiten von Corona an Bedeutung“ 


62 7 Biogasanlagen versorgen eine 

Gaseinspeiseanlage 


66 Nicht immer nur auf hohe Wirkungsgrade 

schauen! 

Von Michael Wentzke 

70 Risikoprognose für Biomethan 

als Kraftstoff 

Von Dipl. Des. (FH) Rainer Casaretto 

76 Die „Käseglocke“ für die Biogasanlage 

gibt es nicht 

Von Thomas Gaul 

80 Interview 

Wasserstoff-BHKW: Innovatives Aggregat 

für die Energieversorgung 

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

Martin Bensmann 

84 Anlagen des Monats 

86 20 Jahre mit Herzblut für Biogas 

Von Rouven Zietz 

WISSENSCHAFT 

90 Unabhängig mit Biogas? 


INTERNATIONAL 

96 Dänemark setzt ganz auf organische 

Reststoffe 


VERBAND 

Aus der Geschäftsstelle 

100 Biogas goes virtual! 

Von Dr. Stefan Rauh und 

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

104 Aus den Regionalbüros 

110 Spätestens 2021 braucht es neuen 

Schwung für den Wärmesektor 

Gastbeitrag von Dr. Simone Peter (BEE) 

112 Hinter den Kulissen – Dreharbeiten für 

die nächsten Youtube-Filme 

Von Andrea Horbelt 

114 Aktionswoche Artenvielfalt 

RECHT 

116 BGH entscheidet zu Entschädigungsansprüchen 

bei Abregelung von EEG- 

Anlagen 

Von Dr. Steffen Herz und 

Pavlos Konstantinidis 

PRODUKTNEWS 

120 Produktnews 

122 Impressum 

5

AKTUELLES 


Baden-Württemberg muss beim 

Klimaschutz deutlich zulegen 

Stuttgart – Baden-Württemberg muss seine 

Treibhausgasemissionen deutlich stärker 

reduzieren als bislang vorgesehen. Nur so 

kann das Land seinen Beitrag zu den Pariser 

Klimaschutzbeschlüssen leisten. Das 

Zur Erreichung der Klimaziele in Baden-Württemberg wird in der Studie unter 

anderem der Neubau von bis zu zehn Geothermieanlagen vorgeschlagen. 

zeigt eine im Mai veröffentlichte Studie im 

Auftrag der Plattform Erneuerbare Energien 

Baden-Württemberg. 

Um die Ziele zu erreichen, ist vor allem 

ein beschleunigter Ausbau von Wind- und 

Solarenergie und anderen Erneuerbaren 

Energien notwendig. Die Untersuchung 

empfiehlt im Ausbauszenario „BW PLUS“ 

einen Zubau von 13 Gigawatt installierter 

Ökostromleistung auf insgesamt 22 Gigawatt 

bis 2030. Damit könnte der Anteil erneuerbaren 

Stroms auf 70 Prozent steigen. 

Im Wärmesektor soll der Anteil Erneuerbarer 

von 17 auf 27 Prozent zulegen. 

Die von Dr. Joachim Nitsch erstellte Studie 

„Ausbau der erneuerbaren Energien für 

eine wirksame Klimapolitik in Baden-Württemberg“ 

zeigt an Hand von vier Szenarien, 

zu welchem Ergebnis verschiedene Ausbaupfade 

Erneuerbarer Energien kommen 

und ob sie zu der notwendigen Reduktion 

von Treibhausgasen bis zum Jahr 2030 

beziehungsweise 2050 führen. Der Fokus 

liegt dabei auf der Strom- und Wärmeerzeugung, 

mit einem kurzen Exkurs zum 

Mobilitätsbereich. 

Die vier Szenarien bauen aufeinander auf: 

Das erste entspricht dem Ziel der Landesregierung, 

die Treibhausgasemissionen bis 

2030 um 42 Prozent zu senken (Szenario 

ZIEL BW). Das zweite ergänzt es um den 

auf Bundesebene 

beschlossenen Kohleausstieg 

(Szenario 

KOHLE 38). Das 

dritte setzt auf verstärkten 

EE-Ausbau 

und geht von einem 

auf 2030 vorgezogenen 

Kohleausstieg 

aus (Szenario BW 

PLUS) und das vierte 

baut erhöhte Effizienzmaßnahmen 

und 

Verbrauchssenkungen 

in allen Sektoren 

ein (Szenario ZIEL 

PARIS). 

Fortgeschriebenes 

Klimaschutzgesetz reicht nicht aus 

In die Studie flossen auch Einschätzungen 

der Plattform Erneuerbare Energien BW 

und ihrer Mitgliedsverbände ein. Der wissenschaftlichen 

Grundlage wurde so eine 

unternehmerische Perspektive hinzugefügt, 

unter anderem hinsichtlich der Machbarkeit. 

„Das in der Studie beschriebene 

Ausbauszenario BW PLUS zeigt den notwendigen 

Handlungsbedarf für den Ausbau 

der Erneuerbaren Energien in den nächsten 

Jahren als Mindestmaß für echten Klimaschutz”, 

sagt Jörg Dürr-Pucher, Vorsitzender 

der Plattform EE BW. Es entspricht 

einer Halbierung der Treibhausgasemissionen 

Baden-Württembergs von 1990 

bis 2030 und hält damit die Tür offen für 

die Erreichung des Pariser Klimaziels. In 

Baden-Württemberg sind bislang nur 42 

Prozent Reduktion vorgesehen. 

Die Landesregierung hat mit der Fortschreibung 

des Klimaschutzgesetzes den richtigen 

Weg eingeschlagen. Jedoch ist das Ziel 

zu bescheiden und damit kein ausreichender 

Beitrag zum Pariser Klimaschutzabkommen. 

„Baden-Württemberg muss den 

Ausstoß von Treibhausgasen schneller reduzieren 

als bislang, eine Versechsfachung 

der jährlichen Reduktionsrate ist das Mindestmaß 

für wirksamen Klimaschutz. Ein 

ambitionierter Ausbau Erneuerbarer Energien 

ist dafür unabdingbar”, so Dürr-Pucher. 

Die Unternehmen der Erneuerbaren- 

Branchen können und wollen einen solchen 

verstärkten Ausbau umsetzen. Wie dieser 

konkret aussehen kann, wird in der veröffentlichten 

Studie skizziert. 

Höhere Zubauraten notwendig 

„Das Szenario BW PLUS zeigt, dass durchschnittliche 

Zubauraten für Photovoltaik 

von 870 Megawatt installierte Leistung 

pro Jahr beziehungsweise für Windenergie 

von 325 Megawatt pro Jahr bis 2030 

notwendig sind, um beim Klimaschutz voranzukommen. 

Damit liegen sie höher als 

in den letzten zwei Jahren, zugleich aber 

weit hinter den jeweiligen Spitzenwerten 

zurückliegender Jahre”, so Plattform-EE- 

Geschäftsführer Franz Pöter. Statt des bislang 

stark schwankenden Zubaus muss es 

jetzt eine Verstetigung und Stabilisierung 

des Marktes geben. 

Auch bei den anteilig kleineren Erneuerbaren 

gilt es noch Potenziale zu heben, zum 

Beispiel bei der Wasserkraft durch Modernisierung 

alter Anlagen und Nutzung bereits 

bestehender Querverbauungen wie Wehre. 

Insgesamt können so im Jahr 2030 22 

Gigawatt Erneuerbare Energien im Stromsektor 

installiert sein. Der Naturschutz und 

die Beteiligung der (lokalen) Bevölkerung 

müssen und können dabei angemessen berücksichtigt 

werden. 

Für einen erfolgreichen Klimaschutz ist 

auch die Umgestaltung des Wärmesektors 

essenziell: 2018 stammte knapp die Hälfte 

der Treibhausgas-Emissionen Baden- 

Württembergs aus diesem Bereich. Als 

Grundlage sieht die Studie den Ausbau von 

Wärmenetzen, deren Anteil an der Wärmebereitstellung 

sich im Ausbauszenario BW 

PLUS von jetzt 15 auf 30 Prozent im Jahr 

2030 verdoppelt. 

FOTO: ADOBE STOCK/VISDIA 

6


AKTUELLES 

Der Neubau von bis zu zehn neuen Geothermieanlagen 

ist darin ebenso vorgesehen 

wie eine leichte Steigerung der Wärmeerzeugung 

durch Biomasse. Dafür kommen 

bislang ungenutzte Holzpotenziale sowie 

eine stärkere Gülle- und Mistvergärung in 

Frage. 

Im Bereich der Solarthermie verdoppelt 

sich die Kollektorfläche auf 9 Millionen 

Quadratmeter, darunter vermehrt große 

Freiflächenanlagen, die in Wärmenetze 

einspeisen. Wo es keine netzgebundenen 

Alternativen gibt, kommen Wärmepumpen 

zum Einsatz, mit einem verstetigten Zubau 

von wie heute 25.000 Stück pro Jahr. Zusammen 

mit einer sinkenden Gesamtnachfrage 

nach Wärme (minus 20 Prozent bis 

2030) durch Effizienzmaßnahmen könnte 

der Südwesten den Anteil Erneuerbarer 

Energien auf 27 Prozent des Wärmeverbrauchs 

steigern. 

BDEW stellt Roadmap Gas vor 

Bis 2050 soll die Gasversorgung 

auf klimaneutrale Gase umgestellt 

werden. Der BDEW hat 

dazu nun eine Roadmap vorgestellt. 

Sie zeigt über alle Sektoren 

hinweg einen Pfad auf, wie das Ziel der 

Klimaneutralität 2050 für den Energieträger 

Gas erreicht werden kann und welche 

Weichen dafür schon heute gestellt werden 

müssen. 

„Gase und die Gasinfrastruktur sind eine 

tragende Säule der Energieversorgung – 

heute und in Zukunft. Denn Gas kann auch 

grün“, sagt Kerstin Andreae, Vorsitzende 

der BDEW-Hauptgeschäftsführung. „Die 

Roadmap Gas präsentiert zum ersten Mal 

einen umfassenden und sektorübergreifenden 

Plan für den Umbau der Gasversorgung 

entlang der gesamten Wertschöpfungskette. 

Die Energiebranche liefert damit einen 

Vorausblick, in dem Wasserstoff eine 

wichtige Rolle spielt, aber auch andere 

klimaneutrale Gase und die Zukunft der 

Gasinfrastruktur Berücksichtigung finden.“ 

Die Roadmap Gas skizziert für diesen 

Transformationspfad drei Phasen: Eine 

erste Phase des Markthochlaufs von erneuerbarem 

und dekarbonisiertem Wasserstoff 

im größeren Maßstab bis 2030, eine zweite 

Phase bis 2040 mit der optimalen Nutzung 

von heimischen klimaneutralen Gasen und 

zunehmendem Import. Und schließlich 

eine dritte Phase, in der erneuerbare Gase 

dominieren und klimaneutrale Gase bis 

2050 die Verbrennung von Erdgas vollständig 

ersetzen. 

„Die Roadmap zeigt: Damit wir im Jahr 

2050 die Gasversorgung vollständig klimaneutral 

gestalten können, muss die Politik 

schon jetzt die richtigen Weichen stellen. 

Dazu zählt auch der konsequente und 

zügige Ausbau der Erzeugung Erneuerbarer 

Energien. Denn Hindernisse für Windenergie 

und Photovoltaik sind immer auch Hindernisse 

für die Erzeugung erneuerbarer 

Gase,“ so Andreae. „Sonst wird es immer 

schwieriger, die Potenziale klimaneutraler 

Gase und der damit verbundenen Technologien, 

Geschäftsmodelle und Märkte wirksam 

zu erschließen.“ 

Die Roadmap nennt darüber hinaus folgende 

grundlegende Eckpunkte: 

ffDas Ziel der Klimaneutralität sollte 

mit wachsenden Anteilen erneuerbarer 

Gase erreicht werden. Bis 2050 werden 

diese den weit überwiegenden Anteil 

der eingesetzten Gase ausmachen. 

ffFür erneuerbaren Wasserstoff aus dem 

Power-to-Gas-Verfahren ist ein Einstieg 

in die Produktion im größeren Maßstab 

bis 2030 notwendig. 

ffDer konsequente und zügige Ausbau 

der erneuerbaren Stromerzeugung ist 

auch Grundlage für die Herstellung 

klimaneutraler Gase. 

ffDekarbonisierter Wasserstoff bietet die 

Möglichkeit, erneuerbaren Wasserstoff 

gerade in der Phase des Markthochlaufs 

zu unterstützen und schnell größere 

Mengen verfügbar zu machen, die für 

eine Umstellung der Infrastruktur und 

von Anwendungstechnologien, insbesondere 

in der Industrie, notwendig sind. 

ffDer Import klimaneutraler Gase sollte 

bereits heute vorbereitet werden, so 

dass mittel- und langfristig ausreichende 

Mengen verfügbar sind, wenn die 

Nachfrage die heimischen Erzeugungspotenziale 

übersteigt. 

ffDas vorhandene nachhaltige Biomethanpotenzial 

sollte entsprechend 

der deutschen CO 2 

-Minderungsziele 

ausgenutzt werden. Das dabei entstehende 

CO 2 

kann in vielfältiger Weise 

eingesetzt werden, wodurch Synergieeffekte 

hervorgerufen werden können. 

Auch auf europäischer Ebene müsse die 

Rolle klimaneutraler Gase gestärkt werden, 

sagt Andreae. „Deutschland sollte 

seine EU-Ratspräsidentschaft nutzen, im 

Rahmen einer integrierten europäischen 

Wasserstoffstrategie die erforderlichen 

Weichen für die Entwicklung eines europäischen 

Marktes für klimaneutrale Gase 

zu stellen.“ Die Roadmap Gas finden Sie 

im Internet unter https://www.bdew.de/service/publikationen/roadmap-gas/ 

Wichtig ist laut Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung, unter anderem, die deutschen 

Gasinfrastrukturen für klimaneutrale Gase zu ertüchtigen und diese für alle Sektoren – vom Hochofen 

bis zum Heizkessel – nutzbar zu machen. 

FOTO: ADOBE STOCK/1320TEAM 

7

AKTUELLES 


BÜCHER 

„Wir sind das Klima“ 

Passend zum apokalyptischen Thema 

beginnt Jonathan Safran Foers neuestes 

Buch „Wir sind das Klima“ 

mit dem „Abschiedsbrief 

eines Selbstmörders“. Es 

folgen zahlreiche kleine 

Geschichten von einfachen 

Menschen, die beispielhaft 

stehen für die Macht und 

die Kraft, die vom Einzelnen 

ausgehen kann, wenn er 

oder sie nur will. Diese Personen 

und ihre Geschichten 

greift er im weiteren Verlauf 

des Buches immer wieder 

auf. Ein stetes Schwanken zwischen Resignation 

und Hoffnung. Da ist zum Beispiel 

die schwarze Frau, die im Amerika der 50er 

Jahre im Bus nicht für einen weißen Mann 

aufstehen wollte – und damit den ersten 

Schritt zum Ende der Apartheid einleitete. 

Oder der Mann, der mit unvorstellbarer 

Kraft allein ein Auto hochgehoben hat, unter 

dem ein kleiner Junge eingeklemmt war. 

Aber auch vom Juden Karski ist die Rede, 

der dem Warschauer Ghetto entkommen ist 

und schließlich in Amerika einem einflussreichen 

Verfassungsrichter von den Gräueltaten 

des Nazis berichtete. In der Hoffnung 

auf eine schnelle Hilfe für seine Glaubensbrüder 

in Europa. Doch der Richter konnte 

ihm nicht glauben. „Mein 

Verstand und mein Herz 

sind so gemacht, dass ich 

das nicht akzeptieren will.“ 

So wie die Menschen den 

Klimawandel nicht akzeptieren 

können und wollen. 

Auf den ersten Seiten weckt 

er die Hoffnung auf echte Lösungen 

für die Klimakrise – 

spätestens mit der Kritik an 

Al Gores „Eine unbequeme 

Wahrheit“. Auf seine treffende 

Problemanalyse seien zu wenig konkrete 

Lösungsansätze gefolgt, bemängelt 

Foer. 

Bereits auf Seite 80 formuliert er zum ersten 

Mal die Quintessenz, auf die sein Buch 

hinausläuft: „Keine tierischen Produkte 

vor dem Abendessen.“ Denn nur mit dieser 

Maßnahme könne der Planet vor dem 

Klimakollaps gerettet werden. „Wir können 

nicht unsere vertrauten Mahlzeiten und 

zugleich unseren vertrauten Planeten behalten. 

Eins davon müssen wir aufgeben“, 

fordert der Autor. 

Zwischen 14 und 51 Prozent der Treibhausgase 

stammen laut Foer aus der Massentierhaltung 

– je nachdem, was man in die 

Berechnung einfließen lässt (z.B. die ausbleibende 

CO 2 

-Bindung nach der Rodung 

des Urwaldes für die Nutztierhaltung). Der 

Umbau auf Erneuerbare Energie sei zwar 

auch wichtig und unerlässlich – aber in der 

uns verbleibenden Zeit nicht umzusetzen. 

Über weite Strecken ist die Lektüre sehr 

desillusionierend. Foer ist davon überzeugt, 

dass es große und einschneidende 

Veränderungen für die Menschheit geben 

wird und die Erde in Zukunft nicht mehr so 

sein wird, wie wir sie kennen. Mit diesen 

Änderungen müssen wir leben, wir können 

nur noch das Ausmaß beeinflussen. 

Unterm Strich hat Jonathan Safran Foer ein 

sehr interessantes und informatives Buch 

geschrieben, das sich gut lesen lässt und 

zum Nachdenken anregt. Ob sich allerdings 

mit „Keine tierischen Produkte vor 

dem Abendessen“ die Welt retten lässt, ist 

fraglich. 

Rezension: Andrea Horbelt 

Fachverband Biogas e.V. 

Verlag Kiepenheuer & Witsch, 275 Seiten, 

22 Euro, ISBN 978-3-462-05321-0 

TERMINE 

Hinweis: Bitte informieren Sie sich, ob die Veranstaltungen vor Ort oder alternativ als Online-Tagungen durchgeführt werden. 

16. und 17. September 

DBFZ-Jahrestagung „Bioenergie zwischen 

Klimapaket und Bioökonomiestrategie“ 

Leipzig 

www.dbfz.de 

17. und 21. September 

EEG-Ausschreibungen November 2020 

ONLINE-Seminar 

der Fachverband Biogas Service GmbH 

24. September 

2. Bayerischer Biogas Branchentreff 2020 

Straubing 

www.carmen-ev.de 

20. bis 22. Oktober 

Qualifizierung für Beschäftigte an 

Biogasanlagen 

Brand-Erbisdorf 

www.klimschutz-leb.de 

21. bis 23. Oktober 

Qualifizierung für zur Prüfung befähigte 

Personen für die jährlich/dreijährig wiederkehrende 

Prüfung 

Reimlingen 

www.biogas.org / Verband / Service-GmbH 

24. und 25. November 

Biogas-Innovationskongress 

Osnabrück 

www.biogas-innovationskongress.de 

Der Fachverband Biogas bietet während 

der Corona-Krise regelmäßig Webinare zu 

verschiedenen Themen an. Aktuelles zu 

den Online-Programmen finden Sie auf 

der Homepage des Fachverbandes Biogas 

www.biogas.org gleich oben im Slider. 

GOES VIRTUAL! 

16. bis 20. November 

BIOGAS Convention 

(deutschsprachige Vorträge) 

8. bis 10. Dezember 

BIOGAS Convention International 

(englischsprachige Vorträge) 

Das gesamte Programm und den 

Ticketshop finden Sie ab Mitte September 

unter www.biogas-convention.com 

Frühbucherrabatt 

bis Freitag, 16.10.2020 

8


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AKTUELLES 

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BIOGAS-KIDS 

BIOGAS-KIDS 


Trocken muss es sein 

Pixabay 

Gärreste sind neben Biogas und Wärme das dritte Produkt, 

das in einer Biogasanlage erzeugt wird. Wegen strengerer 

Düngevorschriften dürfen nicht mehr so viel Gärreste auf die 

Felder aufgebracht werden. Daher behandeln immer mehr 

Anlagenbetreiber ihre Gärreste mit technischen Anlagen, die 

die Gesamtmenge reduzieren. Die Idee: Wegen der hohen 

Nährstoffanteile sollen daraus hochwertige Düngerprodukte 

gemacht werden. Oder Einstreu für die Rinderboxen im 

Stall. Das Problem: Gärreste sind flüssig oder zähflüssig und 

haben einen sehr hohen Wasseranteil von etwa 92 Prozent. 

Nur wenn der Substanz das Wasser weitgehend entzogen 

Mehr rollender Klimaschutz 

Der Hackl Schorsch ist wieder unterwegs – 

den Super-Sportler kennst du ja bereits 

als Botschafter für das umweltfreundliche 

Biogas. In einem neuen YouTube- Video 

macht er sich Gedanken über den 

Klimaschutz. Dabei sucht er nach Ideen 

und Wegen, wie die Landwirtschaft noch 

klimafreundlicher werden kann – zum 

Beispiel bei der Ernte. Beim Selbstversuch 

mit der Sense erkennt er am eigenen 

Leib, dass die Menschen nicht wie früher ernährt werden 

können – wie mühsam damals die Getreideernte mit der Sense 

auf dem Feld abgelaufen sein muss. Leider entsteht aber heute 

durch die vielen Fahrzeuge auch viel zusätzliches klimaschädliches 

Kohlendioxid. Aber das kann man ändern – und das Biogas 

kann dabei helfen: und zwar als Kraftstoff. Seit einigen Jahren 

laufen bereits erfolgreiche Tests mit Traktoren, die mit Biomethan 

statt Diesel angetrieben werden – ohne Verzicht auf Leistung 

und Komfort. Dafür mit viel mehr Klimaschutz. 

Bald wird es soweit sein, dass diese Modelle in 

Serie gehen sollen. Dann fahren hoffentlich immer 

mehr klimafreundliche Traktoren auch bei 

der Ernte. Schau dir mal dazu das interessante 

Video mit dem Hackl Schorsch an. 

wird, ist es sinnvoll nutzbar und es lohnt sich, das Endprodukt 

auch über größere Entfernungen zu transportieren. 

Um das Wasser zu entfernen, gibt es zwei wesentliche technische 

Prozesse. Das Separieren und das folgende Trocknen. 

Im ersten Schritt werden die Gärreste eingedickt. Das passiert 

zum Beispiel in sogenannten Zentrifugen wie bei einem 

Kettenkarussell: Durch schnelles Drehen entsteht eine Kraft, 

die nach außen wirkt. Sie wirkt jedoch unterschiedlich stark 

bei Flüssigkeiten und festen Teilen; ein Teil des Wassers wird 

so frei und kann entfernt werden. Die eingedickte Masse hat 

dann nur noch einen Wasseranteil von etwa 70 Prozent. Das 

ist aber immer noch viel zu viel. Deshalb muss als nächstes 

getrocknet werden. Zum Beispiel mit sogenannten Bandtrocknern. 

Um etwas zu trocknen, braucht 

man Wärme. Praktisch ist es deshalb, 

wenn dafür gleich die Wärme aus der 

Biogasanlage genutzt werden kann. Die 

eingedickten Gärreste gelangen in 

den Bandtrockner. Er hat eine oder 

mehrere Trocknungskammern, in 

denen das Material auf laufenden 

Bändern transportiert und dabei 

ständig von warmer Luft um und 

durchströmt wird. Am Ende sind die 

Gärreste wirklich trocken und können 

auch zu Pellets gepresst werden. 

Duftsäckchen 

Die Sommerzeit neigt sich dem Ende entgegen. Den Geruch des Sommers 

kannst du festhalten – in einem Duftsäckchen. Am besten eignet 

sich Lavendel. Die Blütenstängel sind langsam verblüht, werden trocken 

und leicht gräulich. 

Für ein Säckchen brauchst du: 

1 Gartenschere 

1 kreisrundes Stück Stoff mit etwa 25 cm Durchmesser 

Geschenkband 

1 Schale und 1 Bund Lavendel 

Schneide die Blütenstiele weit unten bei 

den Blättern mit einer Gartenschere ab, 

bis ein kleiner Strauß zusammen ist. Nun 

ziehe von jedem Stängel die Blüten mit 

Daumen und Zeigerfinger von den Stielen 

ab. Die Blüten lege in die Schale. Das Stück 

Stoff breite flach auf dem Tisch aus und lege die Lavendelblüten hinein. 

Dann werden die Ränder des Stoffes nach oben zusammen mit 

dem Band zusammengebunden – erst ein Knoten, dann eine schöne 

Schleife. Fertig! Wenn du das Duftsäckchen nun in den Kleiderschrank 

legst, hast du einen leichten Lavendel-Duft darin, der auch die Motten 

verjagt. Sie mögen diesen Lavendelgeruch gar nicht. 

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Landwirtschaft entdecken und verstehen – 

Die Fachzeitschrift für Kinder 

10


AKTUELLES 

ERFAHRUNG 

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JEDER INNOVATION 

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

effiziente Technik und eine einfache Handhabe. 

Als Erfinder der elastomerbeschichteten Drehkolbenpumpe und Innovationstreiber für 

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

Maschinenbauindustrie und ihrem Beitrag zur Energiewende verpflichtet. Seit der Gründung 

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

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

als Vorbild dienen. 

Unser umfassendes Know-how und die langjährige Erfahrung im Bereich Biogas nutzen 

wir, um unseren Kunden als kompetenter Partner zur Seite zu stehen. Mit schlagkräftiger 

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individuellen Beratungsleistungen. 

VOGELSANG – LEADING IN TECHNOLOGY 

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11

AKTUELLES 


Der Strom- 

Übertragungsnetzausbau: 

sinnvoll oder nicht? 

Wissen Sie persönlich, welcher Plan aktuell für den deutschen Stromnetzausbau gilt? 

Über welche Version des Netzentwicklungsplans Strom laufen gerade Konsultationen? 

Welcher Szenariorahmen hat schon den Segen der Bundesnetzagentur (BNetzA) oder 

des Bundestags? Zu welchem Dokument befragen die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) 

momentan Bürger und Behörden? Den Überblick zu behalten, das fällt sehr schwer. 


Umspannwerk Redwitz in Franken. 

Die wirr aufgebauten Internetseiten der 

Bundesnetzagentur (BNetzA) und der 

Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) tragen 

zusätzlich zur Irritation bei. Es würde 

schon viel helfen, wenn dort wenigstens 

irgendwo ein klares „Das hier gilt!“ stehen würde. Und 

so blicken höchstens absolute Fachleute noch durch: 

Was bewirkt die Teilnahme an einer Konsultation? Wie 

muss die BNetzA Einwendungen – ob schriftlich oder 

mündlich – in ihre Bewertungen jener Pläne einfließen 

lassen, die die vier deutschen ÜNB auf die Schreibtische 

der Bundesbehörde bringen (beziehungsweise 

in die Cloud-Speicher stellen)? Wie viele Kilometer 

Höchstspannungs-Gleichstromtrassen (HGÜ) haben 

die vier ÜNB derzeit in Auftrag? Und nicht zuletzt: Welche 

Trassen sind bereits endgültig genehmigt oder gar 

schon im Bau? 

Zu hören ist immer wieder: Die ersten HGÜ-Erdkabel 

sollen 2025 in Betrieb sein. Aber welche? Fünf Jahre 

sind eine kurze Zeit für die Energiewirtschaft. Werden 

also schon Leitungen vergraben und wenn ja, wo? Tennet, 

einer der ÜNB, hat seit 2017 viele schöne bunte 

FOTOS: HEINZ WRANESCHITZ 

12


AKTUELLES 

Broschüren und eindrucksvolle Videos ins Netz gestellt. 

Dafür gab es sogar Geld von der Europäischen Union. 

Aber ob und was inzwischen an HGÜ verlegt, an neuen 

Leitungsmasten aufgehängt wurde? Funkstille online. 

Dennoch steht schon als erster Satz in der „Fact Sheet 

Bedarfsermittlung 2019 - 2030“ genannten Kurzfassung 

des Umweltberichts zur Stromnetzplanung: „Der 

Ausbau des Höchstspannungsübertragungsnetzes 

ist von entscheidender Bedeutung für den Erfolg der 

Energiewende.“ Die BNetzA bekennt sich also uneingeschränkt 

zu 3.600 Kilometern neuen Stromtrassen. 

Drohen Stromengpässe im Süden? 

Aber was, wenn die HGÜ nicht bis 2025 fertig sind? 

Dann kann darin auch kein Kohlestrom aus Ostdeutschland 

(das sagen Kritiker) oder (wie von BNetzA, 

Regierung und ÜNB behauptet) Windstrom aus dem 

Norden nach Bayern und Baden-Württemberg fließen. 

Und dann bliebe dort neben vorhandenen Gas- und 

Kohlekraftwerken fast nur die vorhandene Ökostrom- 

Produktion übrig, um den Bedarf zu decken. Besonders 

die Industrie gibt sich im Süden sehr hungrig. 

Fest steht aber: Ab Jahresbeginn 2021 fallen die ersten 

Wind-, Solar- und natürlich auch Biogas-Kraftwerke 

aus der „20-plus-Inbetriebnahmejahr“-Förderung des 

Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Dabei liefern 

Rotoren und PV-Anlagen, je nach Wetterlage und Tageszeit, 

mal mehr, mal weniger Strom. Nur Biogas könnte 

– gespeichert – immer bei solchen Lücken in den 

Blockheizkraftwerken (BHKW) verfeuert werden. Nach 

Ablauf der EEG-Förderperiode dürften aber die meisten 

Anlagen nur dann weiterbetrieben werden, wenn die 

Vergütung für die Betreiber weiterhin auskömmlich ist. 

Doch das wird beileibe nicht bei allen Biogasanlagen 

so sein. 

Beim „36. Fachgespräch KWKG“ der Clearingstelle 

EEG/KWKG ging es um die künftigen Boni für Kraft- 

Wärme-Kopplungsanlagen (KWK), die nach der Unterschrift 

des Bundespräsidenten unter das sogenannte 

Kohleausstiegsgesetz in Kraft getreten sind. Gerade 

der sogenannte „Südbonus“, der die Stromerzeugungsleistung 

im Süden Deutschlands selbst in jenen Zeiten 

erhalten soll, wenn gerade keine Wärme benötigt wird, 

könnte für Biogasproduzenten interessant sein. 

Hürde Vollbenutzungsstundenzahl 

Auf die Frage unserer Redaktion, „Wie ist bestehende 

und künftige Biogas-KWK von der Boni-Umstellung 

betroffen?“ antwortete Christoph Weißenborn vom 

Stromkonzern-Verband BDEW: „Ich halte es für eindeutig, 

dass die Vollbenutzungsstundenzahl (VBS) mit 

Inbetriebnahme beginnt. Wer noch nicht 30.000 VBS 

hat, kann ins KWKG wechseln. Ansonsten geht das nur 

durch Modernisierung.“ Und deren Vorbereitung geht 

nicht von heute auf morgen. Das würde also das Aus für 

viele alte EEG-Biogasanlagen bedeuten. Dennoch wird 

der Bedarf an Strom von anderswo und damit am 

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Reaktionsmittel auf Basis von Eisen(III)-oxidhydrat, FeO(OH) 

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Vergärung in Biogasanlagen entstehenden Schwefelwasserstoff 

(H 2 

S) bereits im Gär substrat bindet. 

FermWell ® Eisenhydroxid 50 entspricht dem aktuellen 

Dünge mittelrecht (DüMV) als Fällungsmittel in Biogasanlagen, 

ist kein Gefahrgut und ist gelistet in der Betriebsmittelliste 

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13 

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AKTUELLES 


Umweltbericht – was ist das? 

Der Umweltbericht zum „Netzentwicklungsplan Strom 2019 – 

2030“ besteht aus fünf Drucksachen. Der Umweltbericht selbst 

ist schon einmal zweigeteilt: Teil 1 enthält die „Strategische 

Umweltprüfung SUP“ selbst; in Teil 2 „Steckbriefe“ werden die 

voraussichtlichen erheblichen Umweltauswirkungen der einzelnen 

Maßnahmen des Plans dokumentiert, also der Vorschlagsvarianten 

und – sofern vorliegend – der Alternativen zu diesen 

Vorschlagsvarianten bewertet. In zwei Karten finden sich die 

„Übersichten über die Untersuchungsräume und die Konfliktrisiken“ 

für den Freileitungs- sowie den Erdkabel/Seekabel-Bau. 

Im „Fact Sheet zur SUP“ sind wesentliche Ergebnisse zusammengefasst. 

Dipl.-Ing. Heinz Wraneschitz 

Netzausbau gegeben sein, selbst wenn die Spitzenlast- 

Erzeugung zum Beispiel durch Biogas-Kraftwerke im 

Süden erhalten bliebe. Glaubt man der Studie „Der 

Zellulare Ansatz“ des Elektrotechniker-Verbands VDE, 

ist nur gut die Hälfte der vom Bundestag genehmigten 

Zusatzbedarfe notwendig. Egal wie umfangreich dieser 

Leitungs-Neu- und Ausbau ausfallen wird. 

Ganz klar ist: Jede Trasse wirkt sich auf Fauna und Flora 

aus. Wie die BNetzA dabei den Natur- und Umweltschutz 

bewertet, hat die Genehmigungsbehörde im 

Rahmen ihrer „Strategischen Umweltplanung“ (SUP) 

erarbeitet. Der zweiteilige Umweltbericht nebst Beilagen 

umfasst etwa 1.000 Seiten. 

Der Bundestag hat im „Gesetz zur Umweltverträglichkeitsprüfung“ 

(UVPG) die menschliche Gesundheit, 

Tiere, Pflanzen und die biologische Vielfalt, Klima und 

Landschaft, aber auch das sogenannte kulturelle Erbe 

und einiges andere mehr als schützenswert erklärt. 

Doch die Leitungen sollen über Berge, unter Feldern, 

quer durch Deutschlands blühende Landschaften geführt 

werden – darunter solche, die ganz besonders 

geschützt sind. Und überall leben Menschen, Tiere, 

Pflanzen. Darf dann überhaupt eine einzige neue Hochspannungstrasse 

gebaut werden? 

Eingriffe und Belastungen werden 

bewertet und rangiert 

Grundsätzlich ja, sagt die BNetzA, denn man vergleiche 

Alternativen miteinander, stelle „Vorschlagsvarianten 

und anderweitige Planungsmöglichkeiten gegenüber. 

Nach dem Prinzip einer Rangbildung werden die Vergleichsparameter 

untereinander bewertet“, erläutert 

die Behörde. 

Bei der SUP zählt die BNetzA einfach die Rangplätze 

mehrerer selbst definierter Kriterien zusammen: 

„Die Alternative mit der niedrigsten Rangsumme ist 

aus Umweltsicht als vorzugswürdig zu beurteilen, weil 

mit den vergleichsweise geringsten voraussichtlichen 

Über die Unabhängigkeit 

der 

Netzplanung 

Es sind jeweils jahrelange Findungsprozesse, 

bis die fortgeschriebenen 

Netzentwicklungspläne 

festgelegt sind. Aber am Ende, 

nach abschließenden, mehrwöchigen 

mündlichen und schriftlichen 

Konsultationen steht (fast) immer 

das, was die Bundesnetzagentur 

(BNetzA) will. Und die akzeptiert im 

Wesentlichen die Wünsche der Übertragungsnetzbetreiber 

(ÜNB). 

Zurzeit sind etwa 3.600 Kilometer Neubau und Ertüchtigung in Planung. 

Doch kürzlich hat der baden-württembergische ÜNB TransnetBW 

zwei weitere Nord-Süd-Verbindungen durch Deutschland 

gefordert. Aber wer will es den ÜNB verübeln? Dank hoher Garantie-Renditen 

sind sie an vielen neuen Höchstspannungsleitungen 

interessiert. Zahlen muss die Zeche vor allem der ganz normale 

Stromkunde über die Durchleitungsgebühr. Die macht heute schon 

einen erheblichen Teil des Strompreises aus. 

Umspannwerk Raitersaich in Franken. 

Eine auch durch Studien nachgewiesene gesamtwirtschaftlich 

günstigere Alternative könnte der Ausbau der Erneuerbaren Energiegewinnung 

in der Fläche sein. Doch dagegen sträuben sich seit 

Jahren ÜNB, BNetzA und BMWi unisono. 

Übrigens hat die EU-Kommission Deutschland vor dem Europäischen 

Gerichtshof verklagt. Denn die Agentur ist dem BMWi nachgeordnet. 

Für die Kommission Grund genug, die Unabhängigkeit 

der BNetzA anzuzweifeln. Dipl.-Ing. Heinz Wraneschitz 

14


AKTUELLES 

erheblichen Umweltauswirkungen zu rechnen ist.“ Wie 

hoch die an bestimmten Orten sind, spielt bei dieser rein 

mathematischen Bewertung der „Konfliktrisikodichte der 

einzelnen Schutzgüter“ keine erkennbare Rolle. 

Als Vorbemerkung ihrer „Bedarfsermittlung 2019 - 

2030“ stellt die BNetzA ohnehin fest: „Leider kann es 

nicht immer gelingen, jede Frage und jedes Missverständnis 

zur Zufriedenheit aller Beteiligten aufzuklären und allen 

individuellen Anliegen gänzlich nachzukommen. Das 

gilt besonders dann, wenn gar nicht um Tatsachen oder 

Zusammenhänge gestritten wird, sondern verschiedene 

Menschen, Interessensgruppen und Institutionen naturgemäß 

zu unterschiedlichen Einschätzungen kommen 

und auch gegensätzliche Meinungen vertreten.“ 

Ballungsräume nicht nur von außen versorgen 

Auf Nordbayern bezogen steht folgender Absatz in der 

„Bedarfsermittlung 2019 - 2030“ der BNetzA: „Beispielsweise 

eine Metropolregion wie Nürnberg mit 3,5 

Millionen (Mio.) Einwohnern bräuchte, um ihren Jahresenergiebedarf 

von etwa 19 Terawattstunden (TWh) zu decken, 

3.000 Windräder der 3-Megawatt-Klasse. Bei einer 

dreiwöchigen „Windflaute“ ergäbe sich im Jahresmittel 

ein Speicherbedarf von 1,1 TWh. Um diese Menge zu 

speichern, benötigte man die Kapazität von über 58 Mio. 

Elektroautos vom Typ BMW i3 oder 130 Pumpspeicher 

in den baulichen Dimensionen des PSW Goldisthal, ganz 

zu schweigen von den Kosten. Ein solcher für Deutschland 

typischer Ballungsraum kann also ‚dezentral‘ (im 

Sinne von ‚autark‘) weder regenerativ produzieren noch 

speichern.“ 

In diese Bewertung hätte die BNetzA aber neben Windstrom 

den Energiemix mit Sonne und speicherbarer Bioenergie 

unbedingt einfließen lassen müssen, heißt es 

aus dem Umfeld des nordbayerischen Energiekonzerns 

N-ERGIE. Ganz fehle die gesamtwirtschaftliche Betrachtung 

der Kosten. 

Die SUP der BNetzA alleine löst jedenfalls nicht alle 

Probleme um den Höchstspannungsnetzausbau. So 

könnten Ideen wie die eines vom Helmholtz-Zentrum für 

Umweltforschung (UFZ) geführten Dreier-Forschungskonsortiums 

helfen: Das Projekt „Flexsignal soll die 

„bedarfs orientierte Stromproduktion attraktiver machen“, 

und das auch noch „kosteneffizient und klimaschonend“. 

Aber werden solche Forschungsergebnisse 

überhaupt von der BNetzA wahrgenommen? Wir wissen 

es nicht. 

Mehr Aufwuchsfläche für Methan bakterien – 

Mehr BiogAs Möglich! 

Bindung von Ammonium! 

Weniger geruch! 

Weniger rühraufwand! 

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Fein vermahlenes, aktiviertes Naturgestein mit großer verfügbarer 

Oberfläche und i.d.R. sedimentationsstabil. Es ist sedimentären 

Ursprungs, in der EU als Futtermittelzusatzstoff 

zugelassen und kein Gefahrgut („Bio“ FiBL Öko 2020) 

Vorteile als Prozesshilfsmittel im Biogasprozess: 

• Ideale Aufwuchsfläche für Mikroorganismen, dadurch 

verbesserte Biogasausbeute 

• Reduziertes Ausgasen von Ammoniak aus dem Gärprodukt 

und Verringerung der Emissionen bei offener Lagerung 

sowie bei der Ausbringung auf landwirtschaftlicher Fläche 

• Stickstoffeinsparung durch Nährstoffabgabe 

• Reduktion substratbedingter Schaum bildung 

• Verbesserte Viskosität dadurch weniger Rühraufwand 

• Besonders geringer Gehalt an Schwermetallen. 

Liefermenge 

1 t 435 €/t 

2 t 419 €/t 

3 t 405 €/t 

4 t 398 €/t 

5 t 389 €/t 

10 t 369 €/t 

12 t 360 €/t 

16 t 343 €/t 

20 t 325 €/t 

24 t 295 €/t 

Autor 


Feld-am-See-Ring 15a · 91452 Wilhermsdorf 

0 91 02/31 81 62 

heinz.wraneschitz@t-online.de 

www.bildtext.de 

www.wran.de 

15 


02644 954071 

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Preise einschließlich Transport 

frei Biogas anlage im Inland, freibleibend, 

zzgl. MwSt. 

Lieferform: 25 kg Papiersäcke, 

palettiert zu 1.000 kg, Big Bags und 

lose Ware auf Anfrage. 

per E-Mail: 


FermWell GmbH 


53545 Ockenfels

AKTUELLES 


2020 GOES 

VIRTUAL! 

16. – 20. November 2020 

08. – 10. Dezember 2020 

Die Zukunft gestalten – 

allen Hindernissen zum Trotz: 

BIOGAS Convention 2020 

2020 markiert für die Biogasbranche einen großen Einschnitt. Die Zukunft nach dem EEG ist bereits da oder 

rückt für viele Anlagen immer näher. Trotz steigender elektrischer Leistung, trotz Vermeidung von über 20 

Millionen Tonnen CO 2 

/Jahr, trotz erfolgreicher Wärmekonzepte und trotz Biomethan als Option für die grüne 

Mobilität ist die Zukunft der Branche unklar. Vom 16. bis 20.11.2020 und vom 8. bis 10.12.2020 wird die 

BIOGAS Convention daher ausloten, welche Chancen und Herausforderungen die kommenden Jahre bieten. 

Corona bedingt muss die BIOGAS 

Convention neue Wege gehen 

und präsentiert ihr Programm 

2020 im virtuellen Raum: Vom 

16. bis 20. November 2020 

werden die deutschsprachigen Vorträge 

und Diskussionsrunden übertragen, vom 8. 

bis 10. Dezember 2020 folgt das englischsprachige 

Programm. 

Auch wenn die persönliche Begegnung 

fehlt, der virtuelle Raum eröffnet den Teilnehmern 

neue Optionen. Ob am PC, über 

das Mobiltelefon oder das Tablet, eine Teilnahme 

ist immer überall möglich. Und der 

Zeitpunkt ist flexibel: Alle Vorträge stehen 

Teilnehmern nach der Veranstaltung auf 

Abruf zur Verfügung. Virtuell ist die BIO- 

GAS Convention nachhaltig und schont 

Umwelt und Geldbeutel, da der Aufwand 

für Reisen und Hotel entfällt. 

Nicht zu kurz kommen wird der Austausch: 

Rund um das Programm kann man sich untereinander, 

mit den Referenten oder den 

Vertretern vom Fachverband austauschen, 

Fragen stellen oder Firmen treffen. 

Das Angebot der deutschsprachigen BIO- 

GAS Convention umfasst an fünf Tagen 

acht Themenblöcke. Los geht es am Montag, 

16.11.2020, 14.00 Uhr, mit „Biomethan“. 

Vor dem Hintergrund der fortlaufenden 

Transformation des Energiemarkts 

und der anstehenden Mobilitätswende 

rücken Themen wie der Status quo der Biomethannutzung, 

neue Marktperspektiven 

oder die Realisierung von Power-to-Gas- 

Konzepten in den Mittelpunkt. 

Am Dienstag wird es sowohl politisch als 

auch praktisch (17.11.2020). Live aus 

dem Studio widmet sich der Vormittag aktuellen 

Themen der Energie- und Klimapolitik. 

Welche Strategien zur Energieversorgung 

werden aktuell verfolgt? Wie steht der 

Fachverband Biogas dazu, welche Chancen 

dürfen nicht verpasst werden? Wie kann 

man die Biogasbestandsanlagen als festen 

Bestandteil verankern? Welches Ergebnis 

hat die EEG-Novelle gebracht? Welche 

Auswirkungen hat das auf den Alltag der 

Biogasanlagenbetreiber? Diese und andere 

Fragen werden in Vorträgen und einer Diskussionsrunde 

mit Vertretern aus Politik 

und Ministerien beleuchtet. 

Welche Zukunftskonzepte den Betrieb von 

Biogasanlagen sichern können, wird am 

Nachmittag mit Praxisbeispielen gezeigt: 

So rückt das Thema Bioökonomie immer 

stärker in den Fokus. Dabei geht es darum, 

dass aus Biomasse nicht allein Energie erzeugt 

wird, sondern eine stoffliche Nutzung 

vorgeschaltet wird, eine Kaskadennutzung. 

Vorgestellt wird dies an einem Beispiel, 

bei dem aus der Biomasse Fasern für die 

Papierproduktion gewonnen werden, bevor 

die eigentliche Vergärung beginnt. Weiter 

werden vorgestellt: die Zusammenfassung 

kleinerer Anlagen über Biogassammelleitungen 

für eine gemeinsame Biomethanaufbereitung 

und die regionale Vermarktung 

von Biogasstrom. Schlussendlich 

gilt es auch die Kosten im Blick zu haben, 

beispielsweise durch eine Aufbereitung von 

Gärprodukten Lager- und Ausbringungskosten 

einzusparen. Vorgestellt wird, wie 

dies mittels Vakuumverdampfung erreicht 

werden kann. 

„Zukünftige Herausforderungen für die 

BIOGAS Branche“ (18.11.2020) widmet 

sich technischen und rechtlichen Themen. 

Wie entwickeln sich die Folgen der Ausweisung 

der „Roten Gebiete“? Welche Anforderungen 

gemäß TRAS 120, 44. BImSchV, 

16


AKTUELLES 

BIOGAS Convention Konzept (deutschsprachiger Teil)* 

Montag, 

16.11.2020 

Dienstag, 


Mittwoch, 


Donnerstag, 


Freitag, 


10.00 – 12.00 BLOCK 2 

Perspektiven Biogas 

BLOCK 4 

Herausforderungen für die 

Biogas-Branche 

BLOCK 6 

Bioabfall & Fremdstoffabscheidung 

BLOCK 8 

Aktuelle Technische Anforderungen 

(TRwS, TRAS, AwSV) 

14.00 – 16.00 BLOCK 1 

Biomethan 

BLOCK 3 

Post-EEG und Best 

Practice 

BLOCK 5 

Innovationen 

(Einbindung der Gold-Sponsoren) 

BLOCK 7 

Recht 

anschließend Mitgliederversammlung Netzwerk-Event * Änderungen vorbehalten 

BIOGAS Convention International (englischsprachiger Teil) findet vom 8. bis 10.Dezember 2020 statt. 

TRGS 529 etc. muss ich als Betreiber 

kennen? Dann wird die Perspektive gewechselt: 

Ein Anlagenhersteller teilt seine 

Erfahrungen zu genehmigungsrechtlichen 

Anforderungen mit den Teilnehmern. Der 

Mittwochnachmittag präsentiert Innovationen 

von Mitgliedsunternehmen und wie 

sie dabei helfen, Kosten zu senken, den 

Ertrag zu verbessern oder die Sicherheit zu 

optimieren. 

Neue rechtliche Vorgaben an die Fremdstoffabscheidung 

in der Abfallvergärung 

stehen am vierten Tag (19.11.2020) auf 

der Agenda: Die Qualität von Einsatzstoffen 

und Produkten ist ausschlaggebend für 

den ganzen Prozess. Und was bringt die 

kleine Novelle der Bioabfallverordnung? 

Ein Praxisbericht zu Vergärung und Kompostierung 

von Bioabfällen schließt den 

Kreis. Im zweiten Teil des Tages wird ein 

Klassiker der BIOGAS Convention angeboten: 

„Recht – Wie es sie weiterbringt“. Aktuelle 

Entwicklungen in biogasrelevanten 

Rechtsgebieten werden vorgestellt. 

Am letzten Tag (20.11.2020) stehen die 

technischen Anforderungen im Mittelpunkt. 

Im vergangenen Jahr hat es erneut 

einige Schadensfälle an Biogasanlagen 

gegeben. Der Fachverband gibt einen 

Überblick über die Unfallschwerpunkte 

und erklärt, wie sie als Betreiber präventive 

Schutzmaßnahmen entwickeln und 

umsetzen können. Welche Anforderungen 

die TRAS 120 in der Praxis mit sich bringt, 

wird aus der Sicht eines §29b BImSchG- 

Sachverständigen gezeigt. Zum Abschluss 

werden die Herausforderungen durch die 

Umsetzung der AwSV und der TRwS 793-1 

dargestellt. 

Unverzichtbar ist natürlich die Mitgliederversammlung, 

dieses Jahr ebenfalls virtuell 

(17.11.2020). Und auch wenn die beliebte 

Abendveranstaltung nicht zu ersetzen 

ist, der Fachverband wird einen virtuellen 

BIOGAS-Treff außerhalb der Vortragsveranstaltungen 

organisieren, an dem sich die 

Branche unkompliziert austauschen kann. 

Für alle Interessenten weltweit geht es vom 

8. bis 10.12.2020 in die zweite Runde zur 

BIOGAS Convention International (englischsprachige 

Vorträge). Hier wird u.a. die 

„German Biogas Competence“ vorgestellt. 

Wir zeigen, warum Deutschland in der Biogastechnologie 

– trotz aller Schwierigkeiten – 

zum Marktführer wurde. Beispielhaft wird 

präsentiert, wie deutsche Unternehmen 

ihre Technologien erfolgreich weltweit vermarkten 

und mit welchen Anforderungen 

sie zu kämpfen haben. Und dann geht es 

in die Welt: Wie sind die Entwicklungen 

in anderen Ländern? Wird in Zukunft die 

Produktion von Biomethan zum Erfolgsschlüssel? 

Was sind Auswirkungen der 

EU-Düngeprodukteverordnung? Bietet die 

Abfallvergärung einen Teil der Lösung weltweiter 

Müllprobleme? Und warum braucht 

man Standards, um Biogas erfolgreich in 

einem Land zu etablieren? Mit Referenten 

und Teilnehmern aus allen Teilen der Welt 

werden wir diese Fragen beleuchten. 

Unter www.biogas-convention.com finden 

Sie ab Mitte September das Programm 

der BIOGAS Convention 2020 und den Ticketshop. 

Sichern Sie sich frühzeitig Ihre 

Tickets für den 16. bis 20 November 2020 

und/oder den 8. bis 9. Dezember 2020. Bei 

Anmeldung bis zum 16.10.2020 erhalten 

Sie 20 Prozent Nachlass auf den regulären 

Ticketpreis. Der Fachverband Biogas freut 

sich auf Ihre Teilnahme! 

GOES VIRTUAL! 

16. bis 20. November 

BIOGAS Convention 

(deutschsprachige Vorträge) 

8. bis 10. Dezember 

BIOGAS Convention International 

(englischsprachige Vorträge) 

Das gesamte Programm und den 

Ticketshop finden Sie ab Mitte September 

unter www.biogas-convention.com 

Frühbucherrabatt 

bis Freitag, 16.10.2020 

17

POLITIK 


BADEN-WÜRTTEMBERG 

Fehlende Dynamik beim Ausbau der 

Erneuerbaren im Südwesten 

Windpark im Hochschwarzwald: 

Die 

Windenergie deckt 

nur 4,4 Prozent des 

Strombedarfs in 

Baden-Württemberg. 

Neue Untersuchungen 

zeigen, dass sich 

das vor acht Jahren 

berechnete theoretische 

Potenzial heute 

verdoppeln lässt. 

Die Abschaltung von Atom- und Kohlekraftwerken bei gleichzeitig fehlendem Ausbau der 

Erneuerbaren Energien sorgen dafür, dass Baden-Württemberg zunehmend Strom importieren 

muss. Die Erneuerbaren Energien müssten ihre Erzeugung im Land verdreifachen, 

wenn die Atom- und Kohlestromlücke geschlossen werden soll. Das ist kaum anzunehmen, 

daher wird einen Teil der Lücke einstweilen das Erdgas füllen. 

Von Bernward Janzing 

Die Mitteilung aus dem Stuttgarter Umweltministerium 

klang spektakulärer als sie am 

Ende war: „Anteil der Erneuerbaren Energien 

an der Stromerzeugung im ersten Quartal 

2020 auf Rekordhoch“ ließ Minister 

Franz Untersteller Anfang April verkünden. In derselben 

Mitteilung allerdings musste er dann bereits etwas 

kleinlaut einräumen, dass die erneuerbare Stromerzeugung 

in Baden-Württemberg zwar „prozentual enorm 

gestiegen“ sei, aber „absolut nur wenig mehr Kilowattstunden 

erzeugt wurden“. 

Der vermeintliche Fortschritt der Erneuerbaren Anfang 

2020 war nicht mehr als ein statistischer Effekt. Weil 

zum vergangenen Jahreswechsel das Atomkraftwerk 

Philippsburg vom Netz ging, sank die Stromerzeugung 

in Baden-Württemberg 2020 erheblich. Damit erzielten 

dann die Erneuerbaren ohne jeden Zubau automatisch 

einen höheren Anteil an der Stromerzeugung. 

Bewusst bezieht das Land seine Statistik der Erneuerbaren 

gerne auf die Stromerzeugung im Land – und 

nicht, was die aussagekräftigere Bezugsgröße ist, auf 

den Stromverbrauch. 

In Baden-Württemberg ist das ein erheblicher Unterschied. 

Denn der Südwesten ist seit vielen Jahren auf 

Stromimport angewiesen – anders als die Bundesrepublik 

insgesamt, die seit fast zwei Jahrzehnten alljährlich 

Exportsalden erzielt. Im Jahr 2019 lag der Importsaldo 

in Baden-Württemberg bei 12,6 Terawattstunden 

(Milliarden Kilowattstunden); nur 82 Prozent des im 

Land verbrauchten Stroms wurde auch hier erzeugt. 

Dieser Wert dürfte im Jahr 2020 auf unter 70 Prozent 

sinken, eben wegen der Abschaltung des Reaktors Philippsburg. 

Und 2023, nach dem Ende des letzten AKW 

Neckarwestheim, werden es nur noch gut 50 Prozent 

sein. Zusätzlicher Stromverbrauch, der durch Elektroautos 

oder Wärmepumpen droht, ist bei den Betrachtungen 

noch gar nicht eingerechnet. 

Absinken auf 35 Prozent 

Eigenstromversorgung 

Zugleich kalkuliert das Stuttgarter Umweltministerium 

– basierend auf einer Studie des Öko-Instituts – 

damit, dass die Kohleverstromung im Land von rund 

18 Terawattstunden (2018) auf 7,8 Terawattstunden 

im Jahr 2030 zurückgehen wird. Damit wäre der Südwesten 

nur noch bei gut 40 Prozent Eigenerzeugung 

angelangt. Und einige Jahre später, wenn alle Steinkohlekraftwerke 

vom Netz sind, wären es nur noch 35 

Prozent – sofern keine nennenswerten Stromerzeuger 

hinzukommen. 

Neue Kraftwerke wird es in gewissem Maße natürlich 

geben. Nur wie viele und welche? Wollten die Erneuerbaren 

Energien den Kohle- und Atomstrom mengenmäßig 

ersetzen, müsste ihre Erzeugung im Land verdreifacht 

werden. Das ist kaum anzunehmen, daher wird 

einen Teil der Lücke einstweilen das Erdgas füllen – vermutlich 

speziell dort, wo heute Kohlekraftwerke auch 

Fernwärme liefern, etwa in Karlsruhe und Mannheim. 

FOTOS: FAMILIE-EISENLOHR.DE 

18


POLITIK 

Nimmt man die Energiewende ernst, müssten nun die 

Erneuerbaren massiv zulegen. Doch danach sieht es 

aktuell nicht aus. In Baden-Württemberg wurden im 

Jahr 2019 nur acht Windkraftanlagen mit zusammen 

25 Megawatt in Betrieb genommen. Im Bundesländervergleich 

war das ein dürftiger Platz zehn – lediglich 

unterboten von Hessen, Bayern, dem Saarland und den 

Stadtstaaten. 

Ziele des Koalitionsvertrages von 2011 

werden verfehlt 

Bescheidene 4,4 Prozent des Strombedarfs deckte 

unterdessen die Windkraft in Baden-Württemberg. Der 

Südwesten ist also weit entfernt von jenem Ziel, das die 

grüne Landesregierung im Jahr 2011 in ihren Koalitionsvertrag 

schrieb: „Wir wollen bis 2020 mindestens 

10 Prozent unseres Stroms aus heimischer Windkraft 

decken.“ 

Ein Mangel an windkrafttauglichen Flächen herrsche 

nicht, hatte im vergangenen Jahr das Stuttgarter Umweltministerium 

betont. Es könne sogar mehr Wind 

geerntet werden als bisher angenommen – eine Neubearbeitung 

des acht Jahre alten Windatlas´ habe eine 

Verdopplung des theoretischen Potenzials ergeben. 

Grund dafür sei die im Vergleich zur früheren Analyse 

differenziertere wissenschaftliche Betrachtung sowie 

die Berücksichtigung der neueren Anlagen und der 

immer höheren Türme. Doch Potenziale allein bringen 

noch keine Kilowattstunden. 

Da auch die Photovoltaik im Land eher langsam vorankommt 

– gerade 452 Megawatt Zubau im Jahr 2019, 

nachdem es im Spitzenjahr 2010 mehr als 1.100 Megawatt 

waren –, ist aktuell davon auszugehen, dass 

Baden-Württembergs Eigenerzeugung in den kommenden 

Jahren tatsächlich einbrechen wird. Zumal auch 

das Biogas seit einigen Jahren stagniert; 2019 deckte 

es mit 2,9 Terawattstunden gerade 4 Prozent des 

Strombedarfs. Damit liegt das Bundesland, das einst 

das Biogas wie kein anderes voranbrachte, inzwischen 

unter dem bundesweiten Vergleichswert. Die Leistung 

der Biogasanlagen stieg 2019 gerade um 28 Megawatt 

auf 529 Megawatt. 

Vom Vorreiter zum lahmen Entlein 

Angesichts der geringen Fortschritte ist das Land in den 

vergangenen 20 Jahren bei den Erneuerbaren Energien 

stetig zurückgefallen, verglichen mit der bundesweiten 

Entwicklung. Historisch war Baden-Württemberg ein 

starkes Land der Erneuerbaren: In den 1980er Jahren 

bescherte die Wasserkraft an Rhein, Neckar sowie 

vielen kleineren Flüssen dem Land bereits einen erneuerbaren 

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19

POLITIK 


Wasserkraftwerk Iffezheim: Im Jahr 2019, als der Stromverbrauch bundesweit schon zu 42 Prozent erneuerbar 

gedeckt wurde, hing man im Südwesten noch bei knapp 26 Prozent fest. Vom einstigen Vorreiter bei der Erzeugung 

Erneuerbarer Energien in den 1980er Jahren – vor allem durch die Wasserkraft – belegt das Bundesland 

im Ländervergleich heute den zehnten Platz – nur die Länder Hessen, Bayern, das Saarland und die Stadtstaaten 

liegen dahinter. 

Prozent. Das war deutlich überdurchschnittlich, denn 

der Vergleichswert deutschlandweit dümpelte in jener 

Zeit gerade um 4 Prozent. 

Doch bald verlor Baden-Württemberg den Anschluss. 

Im Norden begann der Ausbau der Windkraft und 

erstmals im Jahr 2003 lag der Anteil der Erneuerbaren 

bundesweit höher als im gleichen Jahr in Baden- 

Württemberg. Seither fiel der Südwesten immer weiter 

zurück: Im Jahr 2019, als der Stromverbrauch bundesweit 

schon zu 42 Prozent erneuerbar gedeckt wurde, 

hing man im Südwesten noch bei knapp 26 Prozent 

fest. 

8 Prozent des Strombedarfs werden in Baden-Württemberg 

derzeit durch Photovoltaik gedeckt, was im bundesweiten 

Vergleich zwar immerhin mittelmäßig ist. 

Aber vor dem Hintergrund, dass der Südwesten mit seiner 

weltweit renommierten Solarforschung und vielen 

Solarinitiativen immer ein besonders aktives Bundesland 

war, ist der Wert dann doch überraschend niedrig. 

Auch 2020 werden die meisten Installationszahlen 

eher durchwachsen ausfallen. „Wir erwarten ordentliche 

Zubauzahlen bei der Photovoltaik, die anderen 

Erneuerbaren Energien werden hierzulande kaum ausgebaut 

werden“, sagt Franz Pöter, Geschäftsführer der 

Plattform Erneuerbare Energien Baden-Württemberg. 

Zwar werde Baden-Württemberg „zu Recht für die Bemühungen 

für bessere Rahmenbedingungen gelobt“, 

wie es etwa aus dem Ländervergleich der Agentur für 

Erneuerbare Energien hervorgehe. Zumeist aber gingen 

die Aktivitäten auf Vorschläge des Umweltministeriums 

zurück: „Es fehlt an einer beherzten, gemeinsamen, 

ressortübergreifenden Umsetzung“, sagt Pöter. Das 

zeige zum Beispiel die Diskussion um die Solardachpflicht. 

Verpflichtende PV kommt, aber 

nicht auf neuen Wohngebäuden 

Baden-Württemberg nämlich hat als erstes 

Flächenland in Deutschland beschlossen, 

Photovoltaikanlagen auf Neubauten ab 

2022 verpflichtend vorzuschreiben. Allerdings 

soll die Regelung im ersten Schritt 

nur für Nichtwohngebäude gelten – ein politischer 

Kompromiss innerhalb der grünschwarzen 

Regierung. Während die Grünen 

gerne sofort alle Neubauten aufgenommen 

hätten, sieht die CDU eine Baupflicht 

grundsätzlich kritisch. 

An den Rahmenbedingungen, die das Land 

gestalten kann, werde es vor der Landtagswahl 

im kommenden März kaum noch Änderungen 

geben, vermutet Pöter. Er fordert 

daher, „dass die nächste Landesregierung 

dann sehr zügig den Ausbau der Erneuerbaren 

Energien in Baden-Württemberg zur 

Chefsache macht“. Im Biogassektor gehe 

es unter anderem darum, zu erreichen, 

dass künftig mehrere Biogasanlagen in 

Zusammenarbeit mit Gasnetzbetreibern oder Gasverkäufern 

gemeinsam Biomethan aufbereiten und ins 

Gasnetz einspeisen. 

Das Ministerium für Ländlichen Raum rühmt sich unterdessen 

seines Förderprogramms für Agrarumwelt, 

Klimaschutz und Tierwohl (FAKT). Gegenüber früheren 

Programmen zeichne es sich aus durch „eine bessere 

Förderung der Grünlandstandorte, eine stärkere Förderung 

des Ökologischen Landbaus und durch spezifische 

Maßnahmen zum Gewässer- und Erosionsschutz“, 

so das Ministerium. 

Aus Sicht der Biogasbranche hat das Programm aber 

erhebliche Defizite. Denn FAKT erlaube zwar den Anbau 

von Wildpflanzen, nicht aber deren Nutzung, sagt 

Otto Körner, Regionalgruppensprecher Schwarzwald/ 

Südbaden beim Fachverband Biogas. Es bestehe 

Mulchpflicht – womit die Nutzung zur Biogasgewinnung 

natürlich ausscheidet. Daher sei von den in den 

Jahren 2012 bis 2015 in der Bodenseeregion vorhandenen 

53 Hektar Wildpflanzen heute nichts mehr übrig. 

Für Körner ein absolutes Unding: „Biogas kann Artenvielfalt“, 

sagt der Raum- und Umweltplaner, „aber 

die Förderregelungen, ob auf EU-Ebene beim Greening 

oder auf Landesebene im Rahmen von FAKT lassen das 

derzeit nicht zu.“ 

Auch deswegen wird Baden-Württemberg nun wohl immer 

mehr zum Stromimportland werden. 

Autor 

Bernward Janzing 

Freier Journalist 

Wilhelmstr. 24a · 79098 Freiburg 

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POLITIK 

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POLITIK 


Auftakt zur letzten Runde in dieser 

Legislaturperiode: Was steht an in Berlin? 

Mit Ende der parlamentarischen Sommerpause bricht ab September das letzte Jahr der Legislaturperiode 

an – im Herbst 2021 steht die Bundestagswahl an. Grund und Zeit also für eine kurze Zwischenbilanz und 

einen Ausblick auf das „Finale“ aus Sicht der Biogasbranche. 

Von Sandra Rostek und Dr. Guido Ehrhardt 

Zugegeben, die große Koalition 

konnte wegen der schleppenden 

Regierungsbildung später 

mit der eigentlichen Regierungsarbeit 

beginnen. Doch 

dies war nicht der einzige Grund, warum 

die vorläufige Zwischenbilanz dieser Legislatur 

noch nicht wirklich zufriedenstellend 

ausfällt: Zunächst lähmten andauernde 

Zwistigkeiten rund um Klimaschutz und 

Energiewende das politische Geschehen, 

dann schließlich kam Corona und legte den 

Betrieb vollends lahm. 

Immerhin kam mit dem sogenannten 

„Klimapaket“ 2019 ein gewisser erster 

Durchbruch. Auch wenn das Gesetzespaket 

häufig als „Päckchen“ tituliert wurde 

und wegen seiner aus Sicht vieler mangelnden 

Ambition in Sachen Klimaschutz 

stark kritisiert wurde – es enthielt doch 

eine ganze Reihe an Anknüpfungspunkten 

und Ankündigungen gerade auch für die 

Bioenergie. 

Davon ist freilich Stand heute noch einiges 

offen und der Herbst verspricht daher 

spannend zu werden. Allen voran natürlich 

das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). 

Das Klimaschutzprogramm (KSP) 2030 

weist aus, dass die Stromerzeugung aus 

Bioenergie bis 2030 in etwa auf dem heutigen 

Niveau erhalten werden soll – doch 

in der Praxis hat der Rückbau bereits eingesetzt! 

Wir benötigen dringend klare und 

deutliche Korrekturen der Ausschreibungen 

und anderer Bedingungen im EEG. 

Nach neuestem Stand der Planung soll der 

Kabinettsbeschluss des EEG am 23. September 

erfolgen – allerdings ist dies nicht 

der erste geplatzte Termin für dieses Vorhaben, 

an dem sich die Koalitionärs-Geister 

leider scheiden. 

Auch im Bereich der Wärmenetze verspricht 

das KSP 2030, für mehr erneuerbaren 

Anteil sorgen zu wollen. Die sogenannte 

„Bundesförderung für effiziente 

Wärmenetze“ sowie ein im Zuge des Kohleausstiegs 

von den Parlamentariern ergänztes 

Förderprogramm zur „Erzeugung 

und Nutzung treibhausgasneutraler Wärme“ 

werden bereits politisch diskutiert 

und konzipiert. Unser erklärtes Ziel: Mehr 

Zusatzerlöse für Biogas- und Biomethan- 

Wärme durch neue Anreize! 

Derzeit läuft zudem die Implementierung 

eines der Herzstücke des Klimapakets – 

die CO 2 

-Bepreisung. Auf lange Sicht erwarten 

wir hier durchaus eine positive 

Lenkungswirkung hin zu den Erneuerbaren. 

Kurzfristig gilt es aber, die Umsetzung 

eng zu begleiten, um sicherzustellen, dass 

biogene Energieträger nicht unnötigen zusätzlichen 

Nachweispflichten ausgesetzt 

werden. 

Eine große Hausaufgabe hat die Bundesregierung 

auch noch in Bezug auf die Umsetzung 

der Erneuerbare-Energien-Richtlinie 

„RED II“ der EU in nationales Recht. Bereits 

ab Sommer 2021 sollen Nachhaltigkeitsanforderungen 

zur Vergütungsvoraussetzung 

auch für Biogasanlagen (ab 2 MW 

Feuerungswärmeleistung) werden – die 

genaue Umsetzung ist indes noch unbekannt 

und das Bundesumweltministerium 

lässt mit dem Referentenentwurf auf sich 

warten. 

Daneben böte sich im Zuge der durch 

die RED II erforderlichen Anpassung der 

Treibhausgas-Minderungsquote im Bundes-Immissionsschutzgesetz 

(BImSchG) 

die Möglichkeit, mit Biomethan im Verkehrssektor 

den seit Jahren stagnierenden 

Klimaschutz endlich ein gutes Stück nach 

vorn zu bringen. Allerdings legt auch hier 

das federführende Umweltministerium 

nicht übermäßige Eile an den Tag, und wir 

warten auch hier noch auf den Startschuss 

zum Gesetzgebungsverfahren. Ebenfalls 

im KSP 2030 angekündigt, aber seitens 

der Bundesregierung noch ausstehend, 

sind zusätzliche Förderprogramme für die 

Güllevergärung (jenseits des EEG), neue 

Anreize für alternative Antriebssysteme 

und Impulse für die Errichtung von Erzeugungsanlagen 

für fortschrittliche Biokraftstoffe, 

wobei große Biogasanlagen ebenfalls 

explizite Erwähnung finden. 

Die große Koalition hat also noch einiges 

vor. Berücksichtigt man zudem, dass traditionell 

das parlamentarische Geschehen 

im Jahr der Bundestagswahl hinter 

dem Wahlkampf zurückbleibt, steht uns 

(hoffentlich) ein turbulenter politischer 

Herbst-Endspurt ins Haus. 

Autoren 

Sandra Rostek 

Leiterin des Berliner Büros 

Dr. Guido Ehrhardt 

Leiter des Referats Politik 


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PRAXIS / TITEL 


NuTriSep: Nährstoffextraktion 

und Torfersatz aus Gärprodukten 

Als hier der Pilotversuch lief, vor zwei Jahren, hat sie noch in einen Container auf dem 

Landwirtschaftsbetrieb im Kupferzeller Ortsteil Füßbach gepasst. Aber inzwischen füllt 

eine voll funktionierende Verwertungsanlage für Gärprodukte das komplette Gebäude, 

in dem früher Schweine gehalten wurden, auf der Betriebsfläche der Agro Energie 

Hohenlohe GmbH & Co. KG aus. 


Eine „Nährstoffgewinnungsanlage“ nennt 

Fabian Geltz das Nährstoffrecyclingsystem 

und wirkt dabei ziemlich zufrieden. 

Denn „hier werden neben Phosphor weitere 

Nährstoffe und Torfersatzstoffe gezielt und 

in hochwertigen, separaten Fraktionen zurückgewonnen“, 

erklärt der Verfahrenstechnik-Ingenieur. Er ist 

Juniorchef und Assistent der Geschäftsleitung der 

Geltz Umwelttechnologie GmbH aus Mühlacker, einem 

Ort im Nordwesten Baden-Württembergs. 

Phosphor: Etwa 40 Millionen Tonnen jährlich werden 

als Phosphat-Dünger auf Felder und in Gärten dieser 

Welt ausgebracht. Das sind über 80 Prozent des Bodenschatzes 

an weißen Phosphat-Mineralien, die per 

anno aus der Erde geholt werden. Meist in Afrika, in 

China, in Nordamerika. Doch die Phosphatgestein-Reserven 

werden nur noch für wenige Jahrzehnte reichen, 

da sind sich Wissenschaftler weltweit einig. Deshalb 

laufen eine ganze Reihe Forschungsvorhaben, um genutztes 

Phosphat zurückzugewinnen. Viele Versuche 

laufen mit den verschiedensten Flüssigkeiten. Auch in 

Deutschland: In großen städtischen Kläranlagen versucht 

man diese Rückgewinnung beispielsweise. Oder 

eben auf der Biogasanlage in Kupferzell-Füßbach. 

Das Kraftwerk der Agro Energie Hohenlohe, elektrische 

Bemessungsleistung 700 Kilowatt (kWel), läuft 

seit 2001. Inzwischen sind die Gasspeicher mehrfach 

erweitert worden, die Spitzenleistung weist doppelte 

Überbauung auf, verfügt über insgesamt drei Blockheizkraftwerke 

(BHKW). An die größte Maschine ist 

seit 2019 zur Effizienzsteigerung noch eine ORC-Turbine 

zur Abgas-Wärmeverstromung installiert. 

Die Abnahme der BHKW-Wärme ist seit Jahren zu 100 

Prozent gesichert, sagt Geschäftsführer Thomas Karle. 

Denn Füßbach selbst ist ein echtes Bioenergiedorf, 

bezieht seit zehn Jahren die Energie, Strom als auch 

Wärme zu einem Großteil von seiner Biogas-Anlage. 

Außerdem gibt es am Firmengelände schon länger eine 

Halle, in der Getreide und andere Stoffe gegen Entgelt 

entfeuchtet werden. 

NADU mit positiver Umweltbilanz 

Nicht zuletzt werden die Gärprodukte der Anlage hier 

getrocknet. „NADU Natürdünger“ heißt das Produkt, 

für das die Agro Energie Hohenlohe im Internet so 

wirbt: „Ein innovativer Dünger aus Baden-Württemberg, 

der nicht nur Ihren Pflanzen etwas Gutes tut, 

sondern auch der Umwelt.“ Wegen seiner „positiven 

Umweltbilanz ist NADU mehrfach für Nachhaltigkeit 

ausgezeichnet! Er entsteht durch einen kontrollierten 

Fermentationsprozess und ausschließlich aus natürlichen 

Rohstoffen und Produkten.“ 

Auch bei den Substraten für den Fermenter unterscheidet 

sich die Füßbacher Biogasanlage von vielen 

anderen. „Verschiedene Fraktionen von Gülle und 

Mist – von Rindern, Schweinen, Pferden. Und dazu 

hauptsächlich pflanzliche Reststoffe wie Traubentrester 

oder Gemüsereste“, erklärt Karle. Die tierischen 

Exkremente liefern großteils Haupterwerbslandwirte 

aus dem 100-Seelen-Dorf selbst und aus einem Umkreis 

von 3 Kilometern an, die Pflanzenreste kommen 

aus höchstens 17 Kilometer Umgebung. 

Thomas Karle propagiert schon länger die Idee, den 

Nährstoff aus der Flächenausbringung herauszunehmen. 

„Wo kann ich sinnvoll die Nährstoffe außerhalb 

der landwirtschaftlichen Ausbringung unterbringen?“ 

Diese Frage versucht er bislang hauptsächlich mit jenem 

aus dem Gärprodukt gewonnenen NADU zu beantworten. 

Das Engagement hat sicher auch damit zu 

tun, dass er ehrenamtlicher Vorstandsvorsitzender der 

Gütegemeinschaft Gärprodukte e.V. (GGG) ist, die eng 

mit dem Fachverband Biogas e.V. kooperiert. 

„Durch die Düngeverordnung wird das Problem mit 

den Nährstoffen immer größer“, weiß Karle. Und 

während man woanders durch Gärproduktentwässerung 

„normalerweise nur das Volumen reduziert, 

wird hier etwas herausfiltriert, einzelne handelbare 

Stoffe“, erklärt der Biogasanlagen-Betreiber begeistert. 

Und er zeigt auf die riesige Anlage mit vielen 

Behältern und Maschinen im ehemaligen Schweinestall. 

24


NuTriSep – Technologie im 

Industriemaßstab 

Im Prinzip ist dieses von Geltz entwickelte 

und 2019 aufgebaute System die Hochskalierung 

des bereits an gleicher Stelle 

getesteten Container-Prototypen auf industriellen 

Maßstab. Kleiner Haken dabei: 

Die Großanlage könnte jährlich 70.000 

Tonnen (t) Flüssigkeit verarbeiten, der 

Durchsatz der Agro-Energie-Biogasanlage 

liegt aber nur bei 18.000 t pro Jahr. 

Für die NuTriSep-Entwicklung und den 

Schritt hin zum vielseitig nutzbaren Industriemaßstab 

wurde Geltz 2019 mit 

dem Hauptpreis des Innovationspreises 

der VR-Banken in Baden-Württemberg 

ausgezeichnet. Ein Erfolg bereits für die 

Versuchsanlage, die damals in Füßbach 

in Betrieb war. 

Seit Januar 2020 kann Isabella Maier, 

Projektingenieurin bei Geltz mit einem 

Master in Umweltschutztechnik, bei 

einem Rundgang real zeigen, dass die 

vorweggenommene Auszeichnung offensichtlich 

gerechtfertigt war. Auch wenn 

Besucher natürlich auf den ersten Blick 

nicht wirklich wissen, was da zu sehen 

ist. Im ehemaligen Schweinestall stehen 

genau 30 Einzelmodule, der Reihe 

nach durchnummeriert. Die Firma Geltz 

beschreibt das so: „Eine Aneinanderreihung 

mehrerer Filtrations-, Lösungs- und 

Fällungsschritte, um die Nährstoffe aus 

Gärprodukten zu extrahieren und unbelastetes 

Restwasser ohne Düngewirkung 

zu gewinnen und wertvolle, marktfähige 

Produkte zu erzeugen.“ 

Thomas Karle 

erläutert die Anlage zur 

Rückgewinnung von 

Phosphor (Phosphat) 

und anderen Stoffen. 

Der Weg des Gärprodukts 

Von der Biogasanlage wird das Gärprodukt 

über eine Leitung herübergepumpt. Dafür 

wurde eigens ein Versorgungsschacht neu 

gebaut. Auf ihrem Weg durch die Module 

im Ex-Stall muss die Flüssigkeit immer 

feinere Filter durchströmen und wird zwischendurch 

mehrfach mit Chemikalien 

versetzt. Am Anfang der Verfahrenskette 

stehen die beiden identischen Speichertanks 

T1 und T2. „Durch die Zugabe 

von Schwefelsäure wird hier Phosphor 

aus dem Feststoff gelöst, er geht in die 

Flüssigphase über. Der grobe organische 

Feststoff wird abgetrennt“, so Maier. 

Die ausgefilterten Fest- und Faserstoffe 

beschreibt Thomas Karle als „lockeres 

Produkt, das eine hohe Ähnlichkeit 

25



Das NuTriSep-Verfahren 

im Überblick 

Abtrennung 

Organik 

Organischer 

Feststoff 

Biogasanlage der 

Agro Energie Hohenlohe 

GmbH & Co. KG. 

Im ersten Verfahrensschritt werden die organischen 

Feststoffe abgetrennt: Durch den Zusatz von 

Schwefelsäure löst sich Phosphat und Ammonium- 

Stickstoff; der Feststoff wird also davon befreit. Das 

(gasbildende) Ammoniak wandelt sich durch die 

Absenkung des pH-Werts zu flüssigem Ammonium 

und kann so nicht austreten. 

Die verwendete Schwefelsäure gefährdet das Pflanzenwachstum 

nicht. Das ist wichtig, denn nach der 

Hygienisierung soll der anfallende organische Feststoff 

im Gartenbau als Torfersatz dienen können. Der 

Wert dieses Materials wird mit über 10 Euro pro Kubikmeter 

beziehungsweise mehr als 40 Euro je Tonne 

angesetzt. 

„Aus der verbleibenden Flüssigkeit wird nun Phosphat 

ausgefällt. Die entstehenden Phosphatsalze 

Verregnung auf 

Ackerflächen 

Phosphatfällung 

Ammoniakstrippung 

Physikalische 

Trennung 

Direkteinleitung 

Phosphat- 

Salze 

Stickstofflösung 

(ASL) 

haben mineralische Qualität und können entweder 

statt Apatit direkt als Düngemittel oder in der chemischen 

Industrie eingesetzt werden“, beschreibt 

Geltz den nächsten Prozess-Schritt. Der Wert des 

Phosphatsalzes liegt bei etwa 80 Euro je Tonne. 

Die nun phosphatfreie Flüssigkeit wird in einer geschlossenen 

Strippinganlage von Ammoniak befreit – 

durch Erhöhung von pH-Wert und Temperatur. Laut 

Geltz werde hierbei „das Ammonium wieder in Ammoniak 

umgewandelt und geht in der Strippanlage 

in die Gasphase über. Die wird in einem sauren Gaswäscher 

von Ammoniak entfrachtet. Dabei wird Ammoniumsulfatlösung 

gewonnen, kurz ASL.“ ASL mit 

einem Stickstoffanteil von 8 Prozent ist ein gängiges 

Handelsprodukt. Wert: etwa 25 Euro je Tonne. 

Nach diesen Verfahrensschritten ist das Restwasser 

frei von Feststoffen, Phosphat und Ammonium. 

Es kann zur Bewässerung auf Ackerflächen ausgebracht 

werden. 

Isabella Maier von der Firma Geltz Umwelttechnologie 

hält Phosphatschlamm in verschiedenen 

Ausprägungen in den Händen. 

Schwefelsäure-Dosierung: Durch die Zugabe von 

Schwefelsäure wird Phosphor aus dem Feststoff 

gelöst, er geht in die Flüssigphase über. 

mit Torf hat“. Diesen Torfersatz verkauft 

Agro Energie „an einen konkreten Gewerbekunden, 

der damit Reitplatzmischungen 

herstellt oder für die Rollrasenproduktion 

verwendet“. 

Für die Flüssigkeit folgen im Wesentlichen 

drei Filterschritte: Eine Schneckenpresse 

sortiert Faserstoffe aus. Dann werden in einem 

Vakuumseparator, auch Vakuum-Wendelfilter 

genannt, noch kleinere Feststoffe 

ausgesiebt. Die abschließende Mikrofiltration 

sondert den ganzen Schwebstoff-Rest 

über 0,2 Mikrometer (µm) aus. „Nachher 

schaut das Gärprodukt aus wie Apfelsaft“, 

zeigt Isabella Maier ein Glas mit dieser 

Flüssigkeit. Darin sind aber weiterhin noch 

Salze und anderen Nährstoffe gelöst, die 

später extrahiert werden. 

Gewinnung von Phosphatsalzen 

und Ammoniumsulfat 

„Phosphat wird durch den Zusatz von Natronlauge 

entzogen. Die Phosphatsalze fal- 

FOTOS: HEINZ WRANESCHITZ 

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Typische Eigenschaften J 2.5: 

Korndurchmesser (mm) 4 

Jod-Imprägnierung (Gew. %) ca. 2,5 

Rütteldichte (kg/m³) 515 ± 30 

Wassergehalt (Gew. %) ca. 10 

BET-Oberfläche (m²/g) ca. 1.100 

len als Phosphatschlamm aus und nach der Trocknung stehen 

am Ende Phosphatplatten, die granuliert werden können“, 

erläutern Maier und Anlagenbetreiber Karle gemeinsam. Der 

Stickstoff wiederum wird als „Ammoniumsulfat“ aus der Flüssigkeit 

getrennt. Im sogenannten „Ammoniak-Stripping“ wird 

die Flüssigkeit auf 50 Grad Celsius erhitzt, der pH-Wert steigt, 

Ammoniak wird gasförmig und entweicht. Später wird der aufgeheizten 

Flüssigkeit die Energie per Wärmerückgewinnung 

wieder entzogen. 

„Die Füllkörper der Stripping-Anlage vergrößern die Flüssigkeitsoberfläche, 

durch die das Ammoniak austritt“, zeigt Maier 

auf ein mit Plexiglas umschlossenes Gehäuse mit zwei redundanten 

Systemen. Dort werde das Ammoniakgas zudem in einem 

„saurem Wäscher“ gefiltert und verbinde sich mit Schwefelsäure 

zu Ammoniumsulfatlösung ASL. „Wenn der pH-Wert 7 

beträgt, also neutral, ist die Prozedur beendet“, so Maier. Die 

Ausbeute an ASL beträgt etwa 200 Liter je Stunde. 

Der vierte Separationsschritt ist im Test 

Doch die NuTriSep-Entwicklung geht noch weiter: Geltz Umwelttechnologie 

versucht momentan, das Restwasser mittels 

Umkehrosmose so aufzubereiten, damit es in Fließgewässer 

eingeleitet werden kann. „Die Umkehrosmose ist aufgrund 

der vorhergehenden Verfahrensführung äußerst effizient. Das 

Konzentrat der Umkehrosmose ist kaliumreich und kann zur 

Kalidüngung eingesetzt werden.“ Gibt es also bald neben Torfersatz, 

Phosphat und Ammoniumsulfatlösung ASL ein viertes 

verwertbares Produkt aus dem oftmals als „Tabuthema“ 

(Thomas Karle) betrachteten Gärprodukt der Biogasanlage von 

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Von links: Franz Xaver 

Sewald, Maximilian 

Peisl, Andreas Tiemann 

und Ludwig Haberzagl 

mit Frau Christine vor 

der Trocknungsanlage. 



Organische Düngermenge reduziert, 

Mineraldünger produziert 

Mit einer Gärdüngertrocknungs-Anlage können in der Regel Lagerraum, Transporte und 

damit Kosten eingespart werden. Die Anlage von Ludwig Haberzagl kann noch mehr: Sie 

schleust Ammoniumsulfat-lösung aus, einen hochkonzentrierten Mineraldünger, was viele 

Vorteile bringt. 

Biogasanlage Haberzagl: 

rechts im Bild ist 

das Gärdüngerlager mit 

grüner Gasspeicherhaube 

zu sehen, links 

daneben auf der Betondecke 

des Fermenters 

befindet sich die 

Gärdüngertrocknung 

und -aufbereitungsanlage. 

Im Hintergrund ist 

eine Maschinenhalle zu 

sehen, in der auch der 

BHKW-Raum untergebracht 

ist. 


Ich fahr nicht mehr ins Lagerhaus, sondern hab 

meinen eigenen Mineraldünger.“ Damit bringt es 

Ludwig Haberzagl auf den Punkt, worin für ihn der 

größte Vorteil seiner Gärdüngertrocknungs-Anlage 

besteht: Sie wandelt einen Teil des organischen 

Düngers in Ammoniumsulfat-Lösung um. „Noch bring 

ich die AS-Lösung mit der Feldspritze aus“, erzählt der 

Niederbayer aus Windorf bei Eggenfelden, „in Zukunft 

will ich aber eine Maschine zur Cultan-Injektion ausleihen“. 

Diese Maschinen verfügen über einen Tank 

und eine Stachelradwalze. Das Düngemittel wird über 

Druckschläuche in die Stacheln geleitet und von dort 

in den Boden injiziert. „Damit genügt eine Langzeitdüngung 

im Frühjahr“, fährt Haberzagl fort, „die AS- 

Lösung wird nicht als Nitrat ausgewaschen. Das ist seit 

den 1970er Jahren bekannt. Der enthaltene Schwefel 

mobilisiert den Stickstoff, sodass er pflanzenverfügbar 

wird.“ Die Ausführungen des Landwirts lassen sein 

chemisches Fachwissen erkennen: Neben der Bewirtschaftung 

seines Hofes und der Biogasanlage arbeitet 

er full time in der Chemieindustrie. 

Zwei Drittel seiner 65 Hektar Nutzfläche sind Ackerland. 

Haberzagl wirtschaftet viehlos, bekommt aber 

Mais und Rindergülle von anderen Betrieben auf seine 

Anlage geliefert. „Die AS-Lösung erleichtert mir die 

Nährstoffbilanz nach der Düngeverordnung“, erläutert 

er. Nach einer Fest/Flüssig-Separation entziehe die 

Trocknungsanlage dem flüssigen Gärdünger etwa 40 

Prozent des Ammoniumstickstoffs. Während bilanzierungspflichtiger, 

organischer Dünger reduziert werde, 

erhalte er einen hochkonzentrierten Mineraldünger. 

Optimierung der sommerlichen 

Wärmenutzung 

„Die Feststoffphase soll auf den Acker zur Humusbildung“, 

sagt Haberzagl, „eine Feststoff-Separation 

hatten wir deshalb vorher schon. Wir waren dann auf 

der Suche nach einer optimalen Verwertung der Flüs- 

FOTOS: CHRISTIAN DANY 

28

A LL E S. LÄ U FT. 




Gärdünger-Lagerraum 

einsparen 

Eine neue RondoDry-Gärdüngertrocknung ist vor 

kurzem auf einem Hähnchenmast-Betrieb (Anmerkung 

der Redaktion: Betreiber wollte nicht genannt 

werden) in Niederbayern mit 30.000 Mastplätzen 

installiert worden. Hier war eine Genehmigung 

nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz 

(BImSchG) erforderlich. 

„Der Gärdüngertrockner löst keine 

BImSchG-Pflicht aus, aber hier unterliegt 

bereits die Biogasanlage dem 

BImSchG“, erklärt Planer Franz Xaver 

Sewald. Der Betreiber hatte zwei Probleme: 

Er wollte an dem abgelegenen 

Standort die im Sommer überschüssige 

BHKW-Wärme besser nutzen. Außerdem 

stand er vor der Herausforderung, 

wegen der längeren Sperrfristen in der 

Düngeverordnung zusätzliche Lagerkapazitäten 

für Gärdünger zu brauchen. 

„Ein neues Gärdüngerlager muss gasdicht 

abgedeckt werden. Damit steigt 

die Menge an gelagertem Biogas, 

was in manchen Fällen dazu führen 

kann, dass die Biogasanlage damit 

der Störfallverordnung (12. BImSchV) 

unterliegt“, gibt Sewald zu bedenken. 

Bei der Biogasanlage mit 340 kW el 

Bemessungsleistung 

ist Hähnchenmist der Haupteinsatzstoff. 

Mit der Gärdüngeraufbereitungs-Anlage 

fand der Betreiber jetzt eine gute Lösung: So kann 

er die sommerliche Überschusswärme nutzen, um 

die Gärdüngermenge zu verringern. Die Anlage 

spart ihm etwa 2.000 Kubikmeter Lagerraum für 

den Gärdünger ein. 

OPTIMAL 

sigphase.“ Gleichzeitig wollte Haberzagl, 

dessen Biogasanlage ein Nahwärmenetz 

versorgt, die sommerliche Wärmenutzung 

optimieren. Nachdem er von einer Gärdüngertrocknung 

in der Umgebung gehört 

hatte, die mit Staubentwicklung zu kämpfen 

hat, entschied er sich für eine Flüssig- 

Flüssig-Eindickung. 

Seit 2016 steht auf der großen Betondecke 

seines Ring-in-Ring-Fermenters ein 

RondoDry-Rotationstrockner. Haberzagl 

bekam den ersten in der Praxis eingesetzten 

Trockner des Landtechnik-Herstellers 

Fliegl in Mühldorf am Inn geliefert. Dessen 

Herzstück ist die langsam drehende Gittertrommel 

(1,5 bis 3 Umdrehungen pro Minute). 

„Ihre Oberflächenstruktur weist mit 

einer Oberfläche von 400 Quadratmetern 

ideale Bedingungen zur Verdampfung von 

Wasser im heißen Luftstrom auf“, erläutert 

Andreas Tiemann von der Biorganics 

GmbH, dem exklusiven Vertriebspartner 

von Fliegl für den RondoDry. Im Dauerbetrieb 

mit 500 Kilowatt thermischer Leistung 

(kW th 

) Wärmeaufnahme verdampfe 

die Anlage bis zu 4.000 Kubikmeter Wasser 

im Jahr. 

Nährstoffe präziser und 

kostengünstiger ausbringen 

Neben der Einsparung von Lager- und 

Transportkosten bieten die vielfältigen 

Verfahren zur Gärdüngeraufbereitung die 

Möglichkeit, die Nährstoffe präziser und 

kostengünstiger auszubringen oder durch 

die Vermarktung von Düngemitteln Zusatzerlöse 

zu erzielen. Die Wahl des Aufbereitungsverfahrens 

ist sowohl abhängig von 

der Biogasanlage und ihren Einsatzstoffen 

als auch vom Anlagenbetreiber und dessen 

Zielvorstellungen. Das macht die Konzeption 

eines Systems zur Gärdüngeraufbereitung 

zu einer komplexen Angelegenheit. 

Wie Maximilian Peisl vom Fliegl-Vertrieb 

schildert, habe sich der Landtechnik-Hersteller 

deshalb entschieden, exklusiv 

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mit einem erfahrenen Vertriebspartner zusammenzuarbeiten. 

Biorganics-Geschäftsführer Tiemann hat selbst 

einen Bauernhof im Emsland und ist seit vielen Jahren 

im Bereich Biogas und organische Düngung tätig. 

Hochkomplex ist auch die Genehmigungsplanung, 

die deutschlandweit vom Planungsbüro Sewald in 

Schnaitsee/Südbayern ausgeführt wird. „Abhängig von 

der Größe des Landwirtschafts- oder Biogas-Betriebs 

Stoffstromschema der Gärdüngeraufbereitung auf dem Betrieb Haberzagl 

Gärrest 

P, TS 

Parameter Separator 

TS 

50% 

P (=fest) 70% 

N (=flüssig) 20% 

Gärrest 

Flüssigphase 

Menge 

7.500 t 

Menge 

6.549 t 

TS-Gehalt 7,10 % TS-Gehalt 4,1% 

TS-Masse 533 t 

TS-Masse 

266 t 

flüssig 93% 

flüssig 

95,9% 

- jährlich 6.968 t 

Flüssig-Masse 6.283 t 

N 

4,88 kg/t 

N 

4,47 kg/t 

N-Masse 

37 t 220 ha 

NH4 -N 

2,68 kg/t 

P 1,80 kg/t NH4-N-Masse 18 t 

P-Masse 

14 t 250 ha 

N-Masse 

29 t 170 ha 

P 

0,62 kg/t 

Flächenbedarf Dickphase aus Separator P-Masse 4 t 70 ha 

P 

55 kg/ha 

Menge 

951 t 

N 170 kg/ha TS-Gehalt 28,0% 

TS-Masse 

266 t 

BILANZ Dickphase nach Rondodry ASL flüssig 72% 

P-Fracht 70% 30% 0% Flüssig-Masse 684,6 t 

N-Fracht 20% 46% 34% N 7,70 kg/t 

N-Masse 7 t 40 ha 

P 

9,94 kg/t 

P-Masse 

9 t 170 ha 

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kann neben der bau- auch eine immissionsschutzrechtliche 

Genehmigung erforderlich sein“, verweist Franz 

Xaver Sewald. Peisl betont den Vorteil der Kompetenzbündelung 

bei der Konzeption und Planung dieser Anlagen. 

Die Entwicklung des RondoDry im Mühldorfer 

Werk habe schon 2013 begonnen. Inzwischen seien 

etwa 20 Anlagen ausgeliefert worden, sechs davon 

nach Großbritannien. 

Biorganics plant aus den Komponenten ein Gesamtsystem 

zur Gärdüngeraufbereitung. Beim RondoDry 

Parameter Rondodry 

Wärme 

Laufzeit 

Verdampfungsleistung 

NH4-Übergang 

Wasserverdampfung 

2.000 t 

ASL 

N Konzentration 

in ASL max. 80 kg 

NH4-N 

Gärreste Output 

Menge 

4.549 t 

TS-Gehalt 6% 

TS-Masse 266 t 

Schwefelsäure Frischwasser flüssig 94,1% 

18.726 ltr. 3 

990 m Flüssig-Masse 4.283 t 

34,5 t N 

3,73 NH4-N-Masse 5 t 30 ha 

N-Masse 17 t 100 ha 

P 0,89 

kg/t 

P-Masse 

4 t 70 ha 

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Details am RondoDry: Oben der Wärmemengenzähler, 

in der Mitte die Lagerung der Zentralwelle 

der Rotationstrommel, unten ein Schauglas mit 

Messsensoren rechts. 

gehört hier neben einem ASL-Tank in jedem 

Fall der fest mit dem Rotationstrockner verbundene 

Abluftwäscher dazu. Am Anfang 

steht jedoch der Feststoff-Separator: „Wir 

müssen die Faserstoffe rausbekommen. 

Sie würden das Gitter der Trommel verstopfen“, 

erläutert Tiemann. 

Mit den Feststoffen werde der Großteil des 

Phosphors abgeschieden. Bei der Flüssigphase 

solle der Trockensubstanz(TS)-Gehalt 

so gering wie möglich sein. Der Rondo- 

Dry bewirke eine Eindickung um den Faktor 

0,5: „Wenn wir mit 5 Prozent TS-Gehalt 

reingehen, kommen wir mit 7,5 Prozent 

raus“, lautet das einfache Berechnungsbeispiel 

des Düngerexperten. Der Gärdünger 

bleibe somit leicht noch pumpfähig. 

Aus Ammoniak 

wird ASL 

Die Abluft aus dem Trockner wird einer 

chemischen Wäsche zugeführt. Wie Tiemann 

erklärt, entferne der Abluftwäscher 

im Wesentlichen Staub, Geruchsstoffe und 

Ammoniak oder andere Störstoffe aus dem 

Luftstrom. Hierzu müsse der Wäscher mit 

Schwefelsäure und Frischwasser versorgt 

werden. Das Waschwasser werde in einem 

ständigen Kreislauf über Füllkörper verteilt, 

Biogas Journal 210x140 

deren große Oberfläche einen optimalen 

Stoffübergang sicherstelle. Durch die Zugabe 

von Schwefelsäure werde Ammoniak gebunden. 

Es entstehe Ammoniumsulfat, das 

sich im Waschwasser anreichere. „Wir messen 

ständig den elektrischen Leitwert der 

Waschflüssigkeit in Mikrosiemens“, erläutert 

der technische Betriebswirt. Daraus errechne 

die Software den Düngewert. Dieser 

müsse für die Anerkennung als handelbarer 

Mineraldünger über 11 % (mindestens 5 % 

Stickstoff, mindestens 6 % Schwefel) liegen. 

Bei ausreichender Konzentration werde 

ein Teil als AS-Lösung abgepumpt und 

durch frisches Wasser ersetzt. 

Bei der Konstruktion des RondoDry sei Tiemann 

zufolge großer Wert auf Einfach- und 

Robustheit, Bedienungs- und Wartungsfreundlichkeit 

gelegt worden: „Das Gehäuse 

des Trockners kann mit Klapprahmen geöffnet 

und die Gittertrommel mit dem Dampfstrahler 

gereinigt werden.“ Die Anlage laufe 

vollautomatisch im Batchbetrieb. Dabei 

könne sie sich einem schwankenden Wärmeanfall 

durch prioritäre andere Wärmenutzungen 

anpassen – von 150 bis 550 kW th 

. 

FOTOS: CHRISTIAN DANY 

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Software überwacht Stoffströme 

und liefert Dokumentation 

„Die Rotationstrommel wird bis unterhalb 

der Zentralwelle befüllt“, erläutert 

Tiemann, „mittels Wiegeeinrichtung und 

Durchflussmessung wird erfasst, wie viel 

Wasser verdampft wird. Beim Erreichen 

eines Schwellenwerts wird erneut gefüllt 

und ein neuer Trocknungszyklus eingeleitet.“ 

Sämtliche Stoffströme würden von der 

Software überwacht und dokumentiert, sodass 

gegenüber den Behörden Nachweise 

erbracht werden könnten. „Mit einem Tabletcomputer 

lässt sich die Anlage vom Büro 

aus übers Internet steuern und Betriebsdaten 

können schnell abgerufen werden“, 

ergänzt der Emsländer. 

Die Anlagentechnik werde ständig weiterentwickelt, 

fährt Tiemann fort. Bei Haberzagl 

sei der Schwefelsäuretank in einer 

Einheit mit dem Technikraum untergebracht: 

„Das ändern wir zukünftig und liefern 

einen größeren, freistehenden Tank. 

Der Vorteil liegt vor allem darin, dass der 

Dienstleister den Tank dann füllen kann, 

ohne dass der Betreiber anwesend sein 

Rechts im Bild (schwarzes Gehäuse) 

ist der RondoDry. Links daneben 

befindet sich die Abluftwäsche. In 

dem grauen Anbau davor sind der 

Technikraum untergebracht sowie der 

Tank für die Schwefelsäure. 

muss.“ Die Techniker im Mühldorfer Werk 

würden auch an einer Effizienzverbesserung 

arbeiten: Derzeit brauche die Anlage 

etwa 1,0 kWh th 

Energie, um einen Liter 

Wasser zu verdampfen. Mit einer ab Jahresende 

lieferbaren Verbesserung soll die 

Effizienz auf 1,25 l Wasser pro 1,0 kWh th 

steigen. Gärdünger-Aufbereitungsanlagen 

mit Vakuumverdampfung oder mit Ultrafiltration 

und Umkehrosmose scheiden zwar 

in einem effizienteren Betrieb größere Wassermengen 

vom Gärrest ab. Laut Tie- 

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Schematische Darstellung 

des RondoDry- 

Trockners. 

Blick auf die Gittertrommel 

des RondoDry- 

Gärdüngertrockners. 

Die Trommel steht im 

Prozess etwa bis zur 

Hälfte im zu trocknenden 

Medium. 

mann bleibe das Wasser dort aber auf den Betrieben. 

Es werde vollständig aufgereinigt, sodass es in den Vorfluter 

einleitfähig sei. Er gibt zu bedenken, dass diese 

Anlagen ungleich komplexer und teurer seien. 

Die Einleitung von Wasser in den Vorfluter werde von 

den Behörden streng überwacht und könne bei Grenzwertüberschreitungen 

zu Problemen führen. „Diese 

Anlagen wurden oftmals für die Lebensmittelindustrie 

konzipiert und an Gülle und Gärdünger angepasst. Mit 

dem heterogenen, zum Teil faserigen Material in der 

Landwirtschaft haben sie aber dann ihre Schwierigkeiten“, 

sagt der Betriebswirt. Außerdem würden manche 

Anlagen umweltbedenkliche Flockungshilfsmittel einsetzen. 

Bei der Membranfiltertechnik sei zu beachten, 

dass diese elektrische anstatt thermischer Energie benötigen. 

Der RondoDry habe eine Stromaufnahme von 

nur 6 kW. Hinzu komme der geringe Strombedarf der 

Peripherie. 

RondoDry in einer Standardgröße 

Inklusive des systemimmanenten Abluftwäschers kostet 

eine RondoDry-Anlage rund 250.000 Euro netto. 

Den RondoDry selbst gibt es nur in einer Standardgröße. 

Für Großbetriebe werden mehrere Geräte modular 

angeordnet. Wie Tiemann erklärt, könne der Kunde 

wählen, ob er die Anlage schlüsselfertig von Biorganics 

bauen lasse oder selbst Komponenten kaufe, einen Planer 

respektive Installateur beauftrage. 

Für eine schlüsselfertige Komplettanlage inklusive Genehmigungsplanung 

veranschlagt der Vertriebsberater 

in einem Kalkulationsbeispiel 358.000 Euro. Hier fehle 

lediglich der oftmals schon vorhandene Feststoffseparator. 

Die Amortisationsberechnung sei von vielen 

betriebsspezifischen und auch regionalen Aspekten 

abhängig. „Kann damit der Bau eines Gärdüngerlagers 

vermieden werden, braucht über die Rentabilität der 

Trocknungsanlage nicht mehr nachgedacht zu werden“, 

sagt der Niedersachse. Ähnlich liege der Fall, 

wenn für den Gärrest eingesparte (Entsorgungs-) Kosten 

von 20 Euro pro Tonne – wie in Nordwestdeutschland 

üblich – anstatt von 5 Euro pro Tonne angesetzt 

werden könnten. 

Zwei Instrumente erleichtern die Finanzierung: Das 

Vorhaben kann im Rahmen des KfW-Energieeffizienzprogramms 

Abwärme (Programm-Nr. 294 oder 494) 

mit einem Zuschuss von in der Regel 30 Prozent gefördert 

werden. Der Förderantrag muss auch eine Berechnung 

der eingesparten Energie und der eingesparten 

CO 2 

-Emissionen enthalten. Außerdem können Biogasanlagen, 

die vor dem 1. Januar 012 in Betrieb gegangen 

sind, den KWK-Bonus von 3,0 Cent pro Kilowattstunde 

(kWh) gemäß EEG 2009 in Anspruch nehmen. 

Trockner soll Baustein für Weiterbetrieb 

nach erstem EEG sein 

Für Ludwig Haberzagl soll seine Gärdüngeraufbereitungs-Anlage 

einen Beitrag leisten, um „nach 20 

Jahren EEG eine Grundlage für den Weiterbetrieb der 

Biogasanlage zu haben“. Diese ist 2010 in Betrieb gegangen. 

Zehn Jahre EEG-Vergütung hat Haberzagl noch 

vor sich. „Ich hab noch genug Zeit, um mich ranzutasten“, 

sagt er: an eine Änderung der Substratzusammensetzung, 

um dann den Maisdeckel einzuhalten, 

und an eine Senkung der Produktionskosten. 

Wichtig ist für ihn auch, dass die Gärdüngeraufbereitung 

mithilft, den Ruf der Landwirtschaft zu verbessern: 

„Ich brauche weniger Transporte. Außerdem wird 

die Ammoniakemission des Gärdüngers gesenkt, der 

dadurch kaum mehr stinkt. Der ASL-Dünger hat den 

Vorteil, das Risiko von Stickstoffverlusten durch Nitratauswaschung 

zu reduzieren.“ 

Autor 

Christian Dany 


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35



Umweltgerechter Umgang mit 

der Gülle – Wie wird gefördert? 

Die Einhaltung der neuen Düngeverordnung erfordert neben der Erweiterung der Güllelagerkapazität 

häufig auch Investitionen in die Technik zur Separierung und zur emissionsarmen 

Ausbringung. Bund und Länder fördern entsprechende Maßnahmen. Es gibt jedoch 

Unterschiede. Wir geben einen Überblick. 

Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 

Das kommt aus dem Bundeshaushalt 

Um die zusätzlichen Kosten abzufedern, die Landwirten 

durch die neue Düngeverordnung entstehen, wurden 

auf Antrag des Bundesministeriums für Ernährung 

und Landwirtschaft (BMEL) im Bundeshaushalt 2020 

zusätzliche Mittel für ein „Bundesprogramm Nährstoffmanagement“ 

veranschlagt. Gefördert werden 

sollen Techniken zur Separierung, zur Erhöhung der 

Nährstoffeffizienz und Transportwürdigkeit von Gülle 

sowie Baumaßnahmen zur Erweiterung der Güllelagerkapazität. 

In diesem und den kommenden beiden Jahren stehen 

dafür jeweils 16 Millionen (Mio.) Euro in der Gemeinschaftsaufgabe 

zur Verbesserung der Agrarstruktur und 

des Küstenschutzes (GAK) zur Verfügung. Nach Aussage 

des BMEL wurden den Ländern die Mittel bereits 

zugewiesen. Ihnen obliege nun die Umsetzung. 

Das GAK-Programm ergänzt die Zuwendungen der 

EU für Maßnahmen zur Entwicklung des ländlichen 

Raums. Diese nationale Kofinanzierung, beispielsweise 

für die Unterstützung landwirtschaftlicher Unternehmen 

über das Agrarinvestitionsförderprogramm (AFP) 

Im „Bundesprogramm Nährstoffmanagement“ 

stehen für dieses und 

das kommende Jahr jeweils 16 Mio. 

Euro als Investitionsbeihilfen unter 

anderem für Separierungstechnologien 

zur Erhöhung der Nährstoffeffizienz 

und Transportwürdigkeit von Gülle 

zur Verfügung. Die Vergabe der Mittel 

erfolgt über die Länder. 

36



oder das Kulturlandschaftsprogramm (KULAP), erfolgt 

durch Bund und Länder im Verhältnis 60:40. 

Bis Ende 2022 sind außerdem jährlich 7,5 Mio. Euro 

im Titel Ackerbaustrategie veranschlagt. Damit soll die 

Einführung innovativer Technologien, etwa zur Gülleaufbereitung, 

unterstützt werden. Die ersten Vorhaben 

(siehe Projekte „NIR-Sensoren“ und „Gülleaufbereitung“ 

auf der Website der Bundesanstalt für Landwirtschaft 

und Ernährung) werden voraussichtlich noch 

dieses Jahr bewilligt, informiert das BMEL auf Anfrage. 

Daneben gibt es das Investitions- und Zukunftsprogramm, 

die sogenannte Bauernmilliarde. „Hierfür ist 

ein Bundesprogramm in Vorbereitung, das sich klar 

von den GAK-Maßnahmen abgrenzt, um Doppelförderung 

und Konflikte mit dem EU-Beihilferecht zu verhindern“, 

informiert BMEL-Pressesprecherin Marion 

Kinzinger. 

Ziel sei es, das Programm am 1. Januar 2021 zu starten. 

Im Mittelpunkt stehe die Förderung von Investitionen 

in die Erweiterung von Güllelagern, in die Abdeckung 

von Lagerbehältern, in Maschinen und Geräte 

für die emissionsarme Ausbringung sowie in Separierungstechniken. 

Darüber hinaus sollen Mittel in Agrarumweltmaßnahmen, 

in die Innovationsförderung und 

Digitalisierung und als sozial flankierende Maßnahme 

in die Aufstockung der Alterssicherung der Landwirte 

(ADL) fließen. 

Förderung aus den Mitteln der Länder 

Die Bundesländer handhaben die einzelbetriebliche 

Förderung für eine umweltgerechte Nutzung von Gülle 

und Gärprodukten in der Landwirtschaft je nach den 

konkreten Anforderungen und politischen Machtverhältnissen 

unterschiedlich. Hier eine Übersicht auf 

Grundlage von Antworten der zuständigen Ministerien 

auf eine entsprechende Umfrage. 

Bayern 

In Bayern gibt es für den Ausbau von Güllelagern keine 

Zuwendungen, die über das geplante Bundesprogramm 

Nährstoffmanagement hinausgehen und es ist in dieser 

Hinsicht auch nichts vorgesehen. Möglich ist dies nur 

im Zusammenhang mit Stallneubauvorhaben als Einzelbetriebliche 

Investitionsförderung (EIF). 

Allgemein gefördert wird dagegen die emissionsarme 

Ausbringung von Wirtschaftsdünger. Da dies über 

KULAP erfolgt, also nicht als Investitionszuschuss für 

Technik, sondern nach Fläche, profitieren davon neben 

Landwirten indirekt auch die beauftragten Lohnunternehmen. 

Einen Zuschuss aus Mitteln des Landesprogramms 

BaySL Digital (Teil B) gibt es für die 

Anschaffung von NIR-Sensoren zur Bestimmung der 

Nährstoffgehalte. 

Nähere Erläuterungen enthält der Förderwegweiser: 

siehe Link 1 Seite 38. 

Niedersachsen und Bremen 

Neben der AFP-Basisförderung (siehe Kasten Seite 39) 

plant Niedersachsen für dieses Jahr eine Neuauflage 

des Programms von 2019 zur gesonderten Förderung 

von Investitionen in Wirtschaftsdüngerlagerstätten, 

dessen Volumen von 10 Mio. Euro schnell ausgeschöpft 

war. Förderfähig sind neben dem Ausbau der 

Lagerkapazität sowie moderner Gülletechnik diesmal 

auch die Abdeckungen bestehender Güllebehälter. Der 

Fördersatz ist mit 35 Prozent um 15 Prozent höher als 

bei einer Förderung über AFP. 

Dazu das niedersächsische Ministerium für Ernährung, 

Landwirtschaft und Verbraucherschutz: „Einzelheiten 

und die Förderbedingungen befinden sich noch in der 

Abstimmung und werden in Kürze veröffentlicht. Das 

Antragsverfahren wird dann kurzfristig durchgeführt 

werden, da die Bewilligungen noch in 2020 er- 

FOTOS: CARMEN RUDOLPH 

37



Viele Länder fördern 

die Anschaffung von 

Maschinen und Geräten 

zur emissionsarmen 

und nährstoffeffizienten 

Ausbringung von Gülle 

und Gärprodukten. 

folgen müssen. Insgesamt stehen wieder 10 Mio. Euro 

zur Verfügung.“ Bremen fördert gemäß der GAP-Regelsätze 

über eine mit Niedersachsen vereinbarte „AFP- 

Richtlinie“. 

Baden-Württemberg 

Die Zuwendungen erfolgen seit 2016 gemäß der bundeseinheitlichen 

Regelung zum AFP. Neu ab 2020 ist die besondere 

Förderung von Güllebehältern mit fester Abdeckung 

und einer Lagerkapazität, die zwei Monate über 

die betriebsindividuellen ordnungsrechtlichen Vorgaben 

hinausgeht. Der Fördersatz liegt bei 40 Prozent 

der zuwendungsfähigen Kosten. Sonstige Güllebehälter 

oder Wirtschaftsdüngerlager können wie andere 

Nebenanlagen eine Basisförderung in Höhe von 20 

Prozent erhalten. Unterstützt werden über das AFP 

ebenso fest installierte Aggregate zur Separierung sowie 

die Anschaffung von Geräten zur umweltgerechten 

Link 1: www.stmelf.bayern.de/agrarpolitik/foerderung/003555/index.php 

Link 2: www.landwirtschaft-bw.info/pb/MLR.Foerderung,Lde/Startseite/Foerderwegweiser/Einzelbetriebliche_Foerderung 

Link 3: www.landwirtschaftskammer.de/foerderung/laendlicherraum/investition/afp.htm 

Link 4: www.landwirtschaftskammer.de/foerderung/laendlicherraum/investition/emissionsminderung.htm 

Link 5: www.service.m-v.de/foerderfibel/?sa.fofifoerderung.foerderung_id=24&sa.fofi.kategorie_id=1 

Link 6: www.umwelt.hessen.de/landwirtschaft/foerderangebote/einzelbetriebliche-investitionsfoerderung/agrarinvestitions 

Link 7: www.inet17.sachsen-anhalt.de/Profilinet_ST_P/public/Hilfe/Info/infoinvestiv.htm#afp 

Link 8: www.smul.sachsen.de/foerderung/teil-b-ii-1-investitionen-in-landwirtschaftliche-betriebe-einschliesslich-garten-und-weinbau-4832.html 

Link 9: www.aufbaubank.de/Foerderprogramme/ILU-Teil-A 

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38


Aus Mitteln der sogenannten Bauernmilliarde 

will die Bundesregierung ab Januar 

2021 zusätzliche Beihilfen für die Errichtung 

und Erweiterung von Wirtschaftsdüngerlagern 

bereitstellen. 


Für jede Anwendung das 

richtige Pumpenprinzip 

Ausbringung von flüssigen Wirtschaftsdüngern. 

Die Ausbringtechnik muss spezifische 

Anforderungen erfüllen. So ist ein 

Schleppschuhverteiler mit oder ohne Tankwagen 

förderfähig. Ein einfacher Schleppschlauchverteiler 

jedoch nicht. 

Die detaillierten Zuwendungsvoraussetzungen 

und aktuellen Antragsunterlagen 

sind im Internet unter Link 2 Seite 38 abrufbar. 

Nordrhein-Westfalen 

Die Förderung für den Bau von Güllelagerbehältern 

erfolgt in NRW ebenfalls auf Basis 

des AFP. Seit 2016 wurden diesbezüglich 

37 Vorhaben mit insgesamt 1,2 Mio. 

Euro bezuschusst. Unter Verwendung von 

Mitteln des Europäischen Landwirtschaftsfonds 

für die Entwicklung des ländlichen 

Raums (ELER-Programm) bezuschusst das 

Land nach den Richtlinien zur Emissionsminderung 

in der Landwirtschaft die feste 

Abdeckung bestehender Güllelagerbehälter 

sowie den Kauf von Geräten zur bodennahen 

Ausbringung oder zur Injektion von 

Gülle oder flüssigen Gärresten. 

Informationen zu den Förderungen gibt es 

auf der Homepage der Landwirtschaftskammer 

Nordrhein-Westfalen: Link 3 und 

4, Seite 38. 

Brandenburg und Berlin 

Förderfähig ist der Neubau von Güllelagern 

mit gesetzlich vorgeschriebener Lagerkapazität 

nur bei Ersterrichtung von Ställen 

oder der Aufstockung von Tierbeständen, 

wenn keine Lagerkapazität vorhanden ist. 

Der Fördersatz beträgt 20 Prozent. Einen 

Zuschuss von 40 Prozent zahlt das Land 

bei Aufstockung der für 6 Monate vorhandenen 

Lagerkapazität für Gülle und Jauche 

auf mindestens 8 und maximal 12 Monate, 

sofern die Behälter eine feste Abdeckung 

erhalten. 

Für kleine Anlagen zur Separation von 

Gülle ist eine Förderung in Höhe von 20 

Prozent möglich, sofern sie ein Betrieb 

mit eigener Tierhaltung finanziert und der 

Wirtschaftsdünger im eigenen Unternehmen 

Verwendung findet. Ausgeschlossen 

sind Separationstechnik für Gärreste und 

mobile Anlagen. 

Bei Maschinen und Geräten zur emissionsarmen 

Ausbringung von flüssigem Wirtschaftsdünger 

beträgt der Fördersatz 20 

Prozent. 

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Anwendung passenden Pumpentyp. 

Basisförderung über das AFP 

Die aus EU- (50 %), Bundes- (30 %) und Landesmitteln (20 %) finanzierte Agrarinvestitionsförderung 

(AFP) ist bundeseinheitlich entsprechend der Gemeinschaftsaufgabe „Verbesserung der Agrarstruktur 

und des Küstenschutzes“ (GAK) geregelt, kann aber länderspezifisch ausgestaltet werden. 

Die Fördersätze beim AFP liegen bei allen Investitionsvorhaben mit Basisförderung bei 20 Prozent. 

Investitionen, die den baulichen Anforderungen an eine besonders tiergerechte Haltung gemäß den 

Premiumanforderungen entsprechen, können mit 30 Prozent im Bereich Rindvieh sowie 40 Prozent 

für Projekte in den Bereichen Schweine, Geflügel, Schafe und Ziegen gefördert werden. Junglandwirte 

können bei den entsprechenden Voraussetzungen zusätzlich einen Zuschuss von 10 Prozent der 

zuwendungsfähigen Investitionskosten, jedoch maximal 20.000 Euro erhalten. Insgesamt gilt eine 

prozentuale Förderobergrenze von 40 Prozent. 

39 

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Mecklenburg-Vorpommern 

Bedingung für einen Zuschuss von 40 Prozent aus 

GAK-Mitteln im Rahmen des AFP bei der Schaffung 

und Erweiterung von Güllelagern ist die feste Behälterabdeckung 

und eine Lagerkapazität von mindestens 9 

Monaten. Technik zur Separierung als auch zur umweltgerechten 

Ausbringung von Gülle und Gärresten wird 

mit 20 Prozent gefördert. 

Die Förderbedingungen und Anforderungen an die 

Technik können im Merkblatt zur AFP-Förderung auf 

der Website des Ministeriums für Landwirtschaft und 

Umwelt Mecklenburg-Vorpommern nachgelesen werden: 

Link 5 Seite 38. 

Hessen 

Den Bau und die Erweiterung von abgedeckten Lagerstätten 

für flüssige Wirtschaftsdünger sowie Investitionen 

in Maschinen und Geräte zur deutlichen Minderung 

von Emissionen bei der Ausbringung von Gülle 

und Gärresten bezuschusst Hessen über das AFP. Zusätzlich 

ist für entsprechende Vorhaben auch eine Förderung 

aus Mitteln des Integrierten Klimaschutzplans 

Hessen 2025 möglich (IKSP-Teilmaßnahme LF-13), 

die sich zu 100 Prozent aus Landesmitteln speist. Der 

geplante Mitteleinsatz für Neubewilligungen im Jahr 

2020 beträgt 500.000 Euro. 

Werden Lagerstätten für flüssige Wirtschaftsdünger 

in bauzeitlichem Zusammenhang mit einem Stallbau 

errichtet, werden diese Teilinvestitionen bei der Gesamtmaßnahme 

im Rahmen des AFP mitgefördert. Für 

entsprechende Stallbauvorhaben ist für das Haushaltsjahr 

2020 ein Mitteleinsatz von rund 11 Mio. Euro für 

Neubewilligungen geplant. 

Weitere Informationen zum AFP in Hessen unter: Link 

6 Seite 38. 

Sachsen-Anhalt 

Landwirtschaftliche Unternehmen unterstützt das Land 

bei der Errichtung von Gülle- und Gärrestlagern sowie 

beim Kauf umweltgerechter Ausbringtechnik (außer 

Selbstfahrer) über das AFP entsprechend der bundeseinheitlichen 

Regelung (Regelfördersatz 20 Prozent). 

Betreibt der Landwirt eine Biogasanlage, muss allerdings 

die für die Biogasanlage vorgeschriebene Lagerkapazität 

nachgewiesen werden. Bei Investitionen, die 

nach Durchführung zu einer deutlichen Minderung von 

Emissionen bei der Güllelagerung außerhalb von Stallbauten 

beitragen, kann ein 40-prozentiger Zuschuss 

gewährt werden. Dazu müssen diese über eine feste 

Abdeckung und über eine Mindestlagerkapazität verfügen, 

die zwei Monate über die betriebsindividuelle 

ordnungsrechtliche Vorgabe hinausgeht. 

Ferner besteht die Möglichkeit, über das AFP geförderte 

Investitionen in der Finanzierung durch eine GAK- 

Bürgschaft abzusichern. Die Bürgschaften werden als 

modifizierte Ausfallbürgschaften für bis zu 70 Prozent 

des Kreditbetrages übernommen. 

Weitere Informationen unter: Link 7 Seite 38. 

Rheinland-Pfalz 

Neben der Förderung baulicher Maßnahmen für die 

Güllelagerung entsprechend den Regelsätzen des AFP 

legt das Land einen Schwerpunkt auf die Förderung 

von Maschinen, Geräten und Techniken, die zu einer 

deutlichen Minderung von Emissionen bei der Ausbringung 

von Wirtschaftsdüngern führen. Entsprechende 

Maßnahmen waren bis März 2020 ebenfalls Bestandteil 

des AFP. Seit April 2020 erfolgt die Förderung als 

Landesförderung. 

Dadurch wurde der Umfang der Fördergegenstände 

ausgeweitet sowie der Fördersatz von 20 auf 40 Pro- 

Anlasser und Zündkerzen 

für Jenbacher, MWM, MAN, DEUTZ 

40



Verfahren wie zum Beispiel die sofortige 

Einarbeitung oder das Einschlitzen der 

Nährstoffgaben mittels Gülle und Gärprodukten 

sind Voraussetzung für eine Förderung über das 

Agrarinvestitionsförderprogramm (AFP). 

zent angehoben, und auch Lohnunternehmen und 

Maschinenringe können Zuschüsse bei Investitionen 

in Gülleausbringtechnik erhalten. Die Geräte müssen 

nachweislich dem neuesten Stand der Technik entsprechen. 

Dies ist zum Beispiel der Fall, wenn die Geräte in 

einem Testverfahren nach DLG oder VERA erfolgreich 

geprüft wurden. 

Sachsen 

Investitionszuschüsse in bauliche Anlagen und Technik 

im Zusammenhang mit der Nutztierhaltung gewährt 

Sachsen nicht über das AFP, sondern über ein Landesprogramm 

auf der Grundlage des Europäischen Landwirtschaftsfonds 

für die Entwicklung des ländlichen 

Raums (ELER). Dies ermöglicht einen Basisfördersatz 

von 25 Prozent. Dieser erhöht sich um 5 Prozent, wenn 

sich der Betriebssitz in einem benachteiligten Gebiet 

befindet (zum Beispiel Erzgebirgsregion) und um 15 

Prozent bei besonders tiergerechter Haltung (Premiumförderung), 

bei Schaffung von Lagerkapazität für 

Gülle, Jauche, Silosickersaft, Festmist und Kompost 

sowie bei Investitionen in umweltfreundliche Ausbringtechnik 

für Wirtschaftsdünger. Der aktuelle Förderaufruf 

läuft bis September 2020, in diesem 

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Die Ausstattung der 

Gülleausbringfahrzeuge 

mit NIR-Sensoren zur 

Erfassung der Nährstoffzusammensetzung 

ist in manchen Bundesländern 

förderfähig. 

Manche Bundesländer 

unterstützen Landwirte 

auch bei Baumaßnahmen 

zur festen 

Abdeckung bestehender 

Güllebehälter mit einem 

Investitionszuschuss. 

Zeitraum sind die Anträge zu stellen. Details zur Förderung 

unter: Link 8 Seite 38. 

Thüringen 

Die Investitionsförderung landwirtschaftlicher Unternehmen 

(ILU) ist Bestandteil des Thüringer Entwicklungsprogramms 

für den ländlichen Raum. Es basiert 

auf dem AFP sowie dem Rahmenplan der GAK. Der 

erhöhte Fördersatz von 40 Prozent beim Bau von Güllebehältern 

setzt neben der festen Abdeckung eine damit 

erreichbare Mindestlagerkapazität voraus, die zwei Monate 

über die betriebsindividuelle ordnungsrechtliche 

Vorgabe hinausgeht. Die Anschaffung von Maschinen 

und Geräten für eine umweltgerechte Gülleausbringung 

bezuschusst das Land mit 20 Prozent, ebenso 

Technik zur Separierung (40 Prozent, wenn Bestandteil 

einer Premium-Stallbauinvestition). 

Es ist vorgesehen, die Förderung in der GAK für die 

Jahre 2021 bis 2024 auszusetzen und eine Förderung 

über die Landwirtschaftliche Rentenbank mit einem 

Zuschuss von 40 Prozent sowie wahlweise günstigen 

Rentendarlehen für die restliche Finanzierung anzubieten. 

Informationen im Netz unter: Link 9 Seite 38. 

Schleswig-Holstein 

Die Antragsfrist für das aktuelle Förderprogramm 

„Nährstoffeffizienz“ auf Grundlage des AFP endete 

am 30. Juni 2020. Es umfasste unter anderem den 

Bau und die Erweiterung von Güllelagerbehältern sowie 

umweltgerechte Ausbringtechnik. Dafür stehen 

4,8 Mio. Euro zur Verfügung, die bis Ende 2022 ausgezahlt 

werden sollen. 

Der Fördersatz beträgt 20 Prozent für die Anschaffung 

von Gülleausbringtechnik, den Bau von Festmistlagerstätten 

sowie die Errichtung von Lagunen/Erdbecken 

zur Sammlung verunreinigter Oberflächenwasser, wie 

zum Beispiel Sickerwasserausträge oder Regenwasser, 

von Hofflächen. Ein Zuschuss in Höhe von 40 

Prozent wird für neue Lagerbehälter gewährt, die im 

Interesse des Klimaschutzes über feste Abdeckungen 

zum Schutz vor Emissionen verfügen müssen. Der Zuschuss 

von 40 Prozent gilt ebenfalls für die Nachrüstung 

bestehender Behälter (20 Prozent bei Einsatz von 

Schwimmkörpern und schwimmenden Folien). 

Für Techniken zur Separierung gibt es kein gesondertes 

Förderprogramm, jedoch das Projekt „ENEGÜLL“ im 

Rahmen der Europäischen Innovationspartnerschaft 

(EIP). Es verfolgt die Idee, Gülle und Mist nicht nach, 

sondern vor dem Biogasprozess durch den Entzug von 

Phosphat und Wasser aufzubereiten. Hierdurch reduziert 

sich die Einsatzmenge an Substrat und die Transportwürdigkeit 

wird verbessert. 

Saarland 

Das Land hält sich ebenfalls an die in der GAK vorgegebenen 

Rahmenbedingungen zur Förderung von baulichen 

Anlagen für die Güllelagerung und von moderner 

Ausbringtechnik. Seit 2018 flossen in diesem Zusammenhang 

Zuschüsse von insgesamt rund 277.000 

Euro an landwirtschaftliche Betriebe. Dazu gehört auch 

ein Zuschuss für eine Anlage zur Separierung von Gülle. 

Der Fördersatz beträgt durchweg 20 Prozent. 

Hamburg 

Der Bau und die Erweiterung von Güllelagerbehältern, 

Techniken zur Separierung und umweltgerechte Ausbringtechnik 

sind im Rahmen der Agrarinvestitionsförderung 

grundsätzlich mit 20 Prozent förderfähig. Die 

Antragstellung kann laufend erfolgen, entweder über 

die Landwirtschaftsberatung oder bei größeren Anlagen 

ab 100.000 Euro über einen zugelassenen Betreuer. 

Autor 

Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 

Freier Journalist ∙ Rudolph Reportagen – Landwirtschaft, 

Umwelt, Erneuerbare Energien 

Kirchweg 10 · 04651 Bad Lausick 

03 43 45/26 90 40 

info@rudolph-reportagen.de 

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42



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43



Vereinheitlichung ermöglicht 

flächenschärfere Abgrenzung der 

belasteten Gebiete 

Ab Januar 2021 gelten die verschärften Anforderungen in 

belasteten Gebieten, die im Zuge der neuen Düngeverordnung 

festgelegt wurden. Die Bundesregierung hat für eine bundeseinheitliche und 

transparente Ausweisung der belasteten Gebiete („Rote Gebiete“) nun eine Bundesverwaltungsvorschrift 

als Entwurf veröffentlicht. Die Verwaltungsvorschrift soll noch im September 

in Kraft treten, so dass bis Ende des Jahres die Bundesländer angewiesen sind, anhand 

der Verwaltungsvorschrift die Gebietskulisse neu auszuweisen und bekanntzugeben. 

Von Dipl.-Ing. Mathias Hartel 

Mit dem Entwurf der neuen Allgemeinen 

Verwaltungsvorschrift zur Ausweisung 

von Nitrat belasteter und eutrophierter 

Gebiete (AVV - Gebietsausweisung AVV 

GeA) wurde im Juni ein bundeseinheitliches 

Konzept durch das Bundeslandwirtschaftsministerium 

vorgelegt, das den Ländern ermöglichen soll, 

zu einer flächenschärferen und verursachergerechteren 

Gebietsausweisung zu gelangen. Damit kommt 

die Bundesregierung der Verpflichtung aus der neuen 

Düngeverordnung (DüV) nach, wonach eine allgemeine 

Verwaltungsvorschrift zu erlassen war. 

Einer der Hauptkritikpunkte an der Ausweisung der belasteten 

Gebiete bezog sich in der Vergangenheit auf 

die Auswahl geeigneter Messstellen. Diese Kritik hat 

nach wie vor Bestand. Im Entwurf sind als Ausgangspunkt 

für die Ausweisung der mit Nitrat belasteten Gebiete 

nach wie vor die Grundwasserkörper auf Basis der 

Grundwasserverordnung und für die der eutrophierten 

Gebiete auf Basis der Oberflächengewässerverordnung 

hinterlegt. 

Allerdings wird nun die Abgrenzung der Gebietskulisse 

am Ende des Verfahrens vorgegeben und somit der 

Wille zu einer stärkeren Binnendifferenzierung mit Berücksichtigung 

des landwirtschaftlichen Bezuges sowie 

einer besseren Transparenz zur Vorgehensweise bei der 

Ausweisung durch die Landesregierungen bestärkt. 

Die Wirkung der konkretisierenden Anlagen der Verwaltungsvorschrift 

auf die landwirtschaftlichen Betriebe 

kann dennoch nur schwer abgeschätzt werden. 

Ausweisungsmessnetz neu festgelegt 

Neu festgelegt wurde ein verbindliches Ausweisungsmessnetz 

als Basis für das Ausweisungsverfahren, das 

mindestens alle Messstellen aus verschiedenen Messnetzen 

umfasst. Dazu zählen die Messstellen, die nach 

den Vorgaben der europäischen Wasserrahmenrichtlinie 

(WRRL) ausgewählt wurden und zur Berichterstattung 

zum Zustand der Grundwasserkörper dienen (EU-WRRL- 

Messnetz), die Messstellen der Europäischen Umweltagentur 

(EUA) zur Berichterstattung über den Zustand 

des Grundwassers (EUA-Messnetz) und die darin enthal- 

FOTOS: WWW.LANDPIXEL.DE 

44



tenen Messstellen gemäß EU-Nitratrichtlinie als Teilmessnetz 

des EUA-Messnetzes (EU-Nitratmessnetz), das als Grundlage 

für den alle vier Jahre erscheinenden Nitratbericht dient. 

Dabei müssen für die einzelnen Messstellen eine Messstellenidentifikation 

zur Lage und Messnetzzugehörigkeit sowie deren 

Messstellenart in Bezug auf das Gewässer vorliegen. Zusätzlich 

müssen die Anforderungen an Vermessungsdaten zur Geländehöhe 

und Messpunkthöhe im Wasserkörper sowie Informationen 

zum Ausbau der Messstelle für die Erfüllung der hinterlegten 

Mindestanforderungen eingehalten werden. 

Zusätzlich ist es nun möglich, auch Messstellen außerhalb des 

Ausweisungsmessnetzes hinzuziehen zu können, wenn sie den 

Mindestanforderungen genügen. Sogenannte Stützmessstellen 

können ebenfalls herangezogen werden, wenn sie den Mindestanforderungen 

zwar nicht genügen, aber die Einhaltung 

der Anforderungen an die Grundwasser-Probenahme erfüllen. 

Generell ausgeschlossen sind Messstellen, die keinem landwirtschaftlichen 

Bezug zuzuordnen sind, wie zum Beispiel dominierende 

Punktquellen in Form von Zufluss aus Oberflächen, 

Drainagen oder Fremdwasser, die als Einflussfaktor ursächlich 

dem Menschen zuzuordnen sind. 

Ausweisungsverfahren von mit Nitrat 

belasteter Gebiete 

Ausgelöst wird das Ausweisungsverfahren als immissionsbasierte 

Abgrenzung nur, wenn sich die Grundwasserkörper gemäß 

Grundwasserverordnung in einem schlechten Zustand befinden, 

somit deren Nitratgehalt über 50 Milligramm pro Liter 

Grundwasser (mg/l) liegt oder mit einer steigenden Tendenz 

von mehr als 37,5 mg/l Nitrat belegt ist. Im Anschluss sollen 

diese Gebiete dann verkleinert werden und so einen Ausgleich 

schaffen, damit nicht mehr der gesamte Grundwasserkörper als 

belastet ausgewiesen wird. 

Für vereinzelte Gebiete kann dies schwierig sein, wird aber über 

die landwirtschaftliche Bewertung möglich gemacht. Wie sich 

das zukünftig entwickelt und welche Bandbreite dies hat, kann 

zum jetzigen Zeitpunkt nicht abgesehen werden. Damit es aber 

keine extremen Veränderungen gibt, soll zukünftig eine Evaluierung 

stattfinden. 

Regionalisierungsverfahren 

Das Regionalisierungsverfahren erfolgt auf Basis der standörtlichen 

Gegebenheiten. Darin wird der räumliche Zusammenhang 

von Gebieten anhand flächendeckender Daten zur Hydrogeologie, 

Landnutzung, naturräumlichen Ausstattung und möglicher 

Störungen mit den vorhandenen Messstellen und den Konzentrationsangaben 

hergestellt. Durch die Plausibilisierung mit 

Stützmessstellen soll so bereits zu diesem Zeitpunkt ein sachlicher 

Zusammenhang gewährleistet werden können. 

Das Ausweisungsverfahren ist durch die Festlegung der Gebietsabgrenzung 

am Ende des Verfahrens aufeinander aufbauend 

zu verstehen. Das heißt, wenn keine ausreichende 

Plausibilisierung – durch beispielsweise fehlende Messstellen 

- erfolgen kann, wird unweigerlich der nächste Schritt erforderlich. 

Dies erfolgt durch die Nitratauswaschungsgefährdung des 

zu betrachtenden Gebietes, das mit einem maximal tolerierbaren 

Stickstoffsaldo ermittelt wird. 

45 

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Dabei wird erörtert, welche Nährstoffflüsse aus der 

Landwirtschaft in den Teilgebieten zu erwarten sind. 

Als Basis dienen hier Standortfaktoren zur naturräumlichen 

Gegebenheit, zu Klimadaten, Störungen, Bodenart 

und der Grundwasserneubildung. Danach erfolgt 

die Ermittlung der potenziellen Nitratausträge unter 

Berücksichtigung der Stickstoffzufuhr und Stickstoffabfuhr. 

Werden am Ende des Ausweisungsverfahrens 

Flächen ermittelt, in denen der maximal tolerierbare 

Stickstoffsaldo überschritten wird, werden diese als 

landwirtschaftliche Flächen mit hohem Emissionsrisiko 

und somit als belastet eingestuft. Die Einstufung 

dieser Gebiete wird schließlich in der Gebietskulisse 

mit der Farbkennung rot dargestellt (rotes Gebiet). 

Ausweisungsverfahren eutrophierter 

Gebiete 

Als Ausgangspunkt dienen hier die Wasserkörper der 

Fließgewässer und Seen gemäß Oberflächengewässerverordnung. 

Maßgeblich ist für die Bewertung des physikalischen 

Zustandes der Parameter Orthophosphat 

für Fließgewässer und der Parameter Gesamtphosphor 

für Seen. Werden die Wasserkörper anhand ihrer biologischen 

Qualität als schlecht eingestuft, erfolgt die 

Ermittlung signifikanter Nährstoffeinträge aus landwirtschaftlichen 

Quellen. 

Der Anteil der Phosphoreinträge in Binnengewässer 

gilt demnach dann als signifikant, wenn der Anteil der 

Phosphoreinträge am Gesamtphosphoreintrag größer 

als 20 Prozent ist. Dabei werden die Werte für den 

flächenspezifischen landwirtschaftlichen Phosphoreintrag 

in Fließgewässertypen (aggregiert zu Ökoregionen) 

geteilt durch die landwirtschaftliche Fläche des 

Einzugsgebietes angegeben und im Hinblick auf naturräumliche 

Gegebenheiten das Austragsverhalten bei 

der Kulissenausweisung berücksichtigt. 

Die festgelegten Werte können nicht durch Messung ermittelt 

werden und wurden von bisherigen Erfahrungen 

der Bundesländer und bundeseinheitlichen Modellierungsansätzen 

abgeleitet. Werden schließlich Gebiete 

hinsichtlich der P-Kulisse als eutrophiert eingestuft, 

ergeben sich nach Maßgabe der DüV zusätzliche Anforderungen 

in der Form, dass nur geringere Phosphatmengen 

aufgebracht werden dürfen oder das Aufbringen 

phosphathaltiger Düngemittel untersagt werden 

kann sowie der Verbotszeitraum zur Aufbringung um 

bis zu zwei Wochen verlängert werden kann. 

Zukünftige Gebietsausweisung 

Die in der Vergangenheit berechtigte Forderung, die 

Messstellendichte durch den Zubau von Messstellen 

zu erhöhen, ist nun bis 2024 mit 1 Messstelle pro 50 

Quadratkilometer (km²), in Gebieten mit hydrologischen 

Besonderheiten mit 1 Messstelle pro 20 km² zu 

erfüllen. Dann wird die Gebietskulisse erneut ausgewiesen. 

Dieser Turnus lehnt sich an den alle vier Jahre 

zu erstellenden Nitratbericht an, um die Datenaktualität 

zukünftig zu verbessern. 

Dabei dürfen die erhobenen Daten nicht älter als 48 

Monate zum 31. Dezember des Vorjahres sein. Für eine 

erste Ausweisung bis zum 31. Dezember 2020 können 

auch ältere Daten herangezogen werden beziehungsweise 

der gesamte Grundwasserkörper als belastet herangezogen 

werden, wenn zu diesem Zeitpunkt die erforderliche 

Messstellendichte nicht erreicht werden kann. 

Demnach dürfte es schwer sein, große Veränderungen 

bei der Gebietskulisse hinsichtlich Nitrat zu erwarten. 

Darüber hinaus bleibt es abzuwarten, ob durch den 

Ausbau des Messnetzes auch in grünen Gebieten zukünftig 

ein Ausweisungsverfahren ausgelöst wird. Hinsichtlich 

Phosphat wird erwartet, dass es in einzelnen 

Bundesländern dazu kommen kann, dass ehemals unbelastete 

Gebiete hinsichtlich Nitrat nun über die P- 

Kulisse erstmalig als eutrophierte Gebiete ausgewiesen 

werden. 

Der Fachverband Biogas e.V. hat zum Entwurf der AVV 

GeA eine Stellungnahme am 6. Juli eingereicht, die 

auf der Homepage des Fachverbandes frei abrufbar ist. 

Des Weiteren findet die jährlich stattfindende BIOGAS 

Convention erstmalig virtuell vom 16. bis 20. November 

2020 statt. Dort wird es am 18. November einen 

Vortrag des Bundesumweltministeriums zum aktuellen 

Stand des bundeseinheitlichen Ausweisungsverfahrens 

mit weiterführenden Informationen zur Umsetzung der 

Verwaltungsvorschrift geben. 

Autor 

Dipl.-Ing. Mathias Hartel 

Fachreferent 

Referat Abfall, Düngung und Hygiene 


0 81 61/98 46 60 

mathias.hartel@biogas.org 

46



BHKW-Synchron-Linie 

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47



Neue Chancen für die Vermarktung 

von Gärprodukten als EU-Düngeprodukte 

mit CE-Kennzeichen 

Die Europäische Düngeprodukte-Verordnung 2019/1009 schließt mit ihrer Novellierung 

nun auch organische Komponenten wie Gärprodukte und Komposte mit ein. Damit wird die 

Vermarktung von gärprodukt- und komposthaltigen Düngemitteln innerhalb und außerhalb 

der EU forciert und gleichzeitig das Ende der Abfalleigenschaft für diese Stoffe erreicht. 

Von Dipl.-Ing. David Wilken 

Ziel der Novellierung der EU-Düngeprodukte- 

Verordnung war die Harmonisierung des Europäischen 

Düngerechts mit einheitlichen 

Vorgaben für alle Mitgliedsstaaten. Dies soll 

durch die Vergabe des CE-Kennzeichens für 

alle EU-Düngeprodukte gewährleistet und damit die 

Vermarktung über die Grenzen hinweg vereinfacht werden. 

Damit wird der freie Warenverkehr, der bereits seit 

2007 im Lissabon-Vertrag verankert ist, nun auch für 

organische Düngemittel ermöglicht. 

Sehr erfreulich ist dabei die Erweiterung um organische 

Komponenten, wie in unserem Fall Gärprodukte und 

Komposte. Bisher waren nur Mineral- und Kaldkünger 

in der „alten“ Verordnung (EG) 2003/2003 geregelt. 

Jedoch gibt es weiterhin eine Vielzahl von Anforderungen 

und Hürden, vor allem für flüssige Gärprodukte. Die 

EU-Düngeprodukte-Verordnung ist aber nicht zwangsläufig 

anzuwenden. Abgeber von Düngemitteln können 

sich entscheiden, ob sie diese unter nationalem Recht 

(Düngemittelverordnung) oder unter EU-Recht mit CE- 

Kennzeichen in Verkehr bringen. 

Produktfunktionskategorien (PFC) 

Die hergestellten Produkte müssen einer der sieben 

Produktfunktionskategorien (PFC) zugeordnet werden. 

Für Gärprodukte sind vor allem die organischen beziehungsweise 

organisch-mineralischen Düngemittel 

(PFC1A; PFC1B), organische Bodenverbesserungsmittel 

(PFC3A) und Kultursubstrate (PFC4) zu nennen. 

Für organische Düngemittel müssen die in der Tabelle 

dargestellten Mindestnährstoffgehalte nachgewiesen 

werden. Durch den Bezug der Nährstoffgehalte auf die 

Frischmasse können diese von Gärprodukten nicht beziehungsweise 

nur mittels starker Aufkonzentrierung 

oder Beimischung von mineralischen Komponenten 

erreicht werden. 

Für organische Bodenverbesserungsmittel (PFC3A) 

gibt es keine Mindestnährstoffgehalte, jedoch müssen 

diese mindestens 20 Prozent Trockenmasse enthalten, 

so dass nur separierte beziehungsweise kompostierte 

Gärprodukte für diese Produktfunktionskategorie verwendet 

werden können. Für Kultursubstrate (PFC4) 

gibt es keine dieser Vorgaben konkret, jedoch stellt 

diese Produktfunktionskategorie im Wesentlichen Erden 

dar, in denen Pflanzen, Pilze oder Algen wachsen 

können. Aufgrund der Konsistenz sind flüssige Gärprodukte 

auch hierfür weniger geeignet. 

Komponentenmaterialkategorien (CMC) 

Zur Herstellung der verschiedenen Düngeprodukte 

(PFC1-7) ist der Einsatz von elf Komponentenmaterialkategorien 

(CMC) vorgesehen. Hier wurde bereits 

FOTO: WWW.LANDPIXEL.DE 

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Kompost (CMC3) genannt. Gärprodukte sind unterteilt 

in „Frische Gärrückstände von Pflanzen (CMC4)“ und 

„Andere Gärrückstände als frische Gärrückstände von 

Pflanzen (CMC5)“. Weitere Komponenten sind Folgeprodukte 

aus tierischen Nebenprodukten (CMC 10) 

oder abfallrechtliche Nebenprodukte (CMC 11), die 

aber ohne biologische Behandlung eingesetzt werden 

können. 

Komposte (CMC3) müssen bestimmte Zeit-Temperatur-intervalle 

durchlaufen (70 °C ≥3 Tage, 65 °C ≥5 

Tage, 60 °C ≥7 Tage oder 55 °C ≥14 Tage). Gärprodukte 

müssen entweder pasteurisiert (70 °C ≥1 Stunde), 

thermophil vergoren (55 °C ≥ 24 Stunden), bei einer 

hy draulischen Verweilzeit von 20 Tagen oder entsprechend 

den vorgenannten Kriterien nachkompostiert 

werden. Das gilt sowohl für Gärprodukte, die aus Abfällen 

oder Güllen hergestellt wurden (CMC5), als auch 

derjenigen auf Basis von Energiepflanzen (CMC4), 

auch wenn keine nach deutschem Recht behandlungspflichtigen 

Abfälle eingesetzt werden. 

Generell gilt, dass bei Einsatz von tierischen Nebenprodukten 

auch alle veterinärrechtlichen Vorgaben 

zu erfüllen sind. Das Europäische Kompostnetzwerk 

(ECN) hat bereits einen Antrag für alternative Kompostierungsverfahren 

bei der Europäischen Behörde 

für Lebemittelsicherheit (EFAS) eingereicht, die dann 

anstatt der Pasteurisierung verwendet werden könnten. 

Hier wären weitere alternative Verfahren denkbar. 

Ende der Abfalleigenschaft 

Die Düngeprodukte-Verordnung wurde im Rahmen des 

Kreislaufwirtschaftspaketes der EU-Kommission novelliert 

und legt – nach intensiver und langjähriger Arbeit 

– nun endlich auch das Ende der Abfalleigenschaft 

für Gärprodukte und Komposte beziehungsweise für 

Düngeprodukte (PFC), die diese Materialien enthalten, 

fest. Voraussetzung ist, dass alle Anforderungen der 

Verordnung, wie Mindestgehalte an Nährstoffen oder 

Trockenmasse, erfüllt sind. Damit bleibt die Möglichkeit, 

das Abfallregime zu verlassen, im Grunde nur für 

feste (separierte) Gärprodukte und Komposte. 

Zudem werden nur bestimmte Ausgangsstoffe zugelassen. 

Für „Frische Gärrückstände von Pflanzen (CMC4)“ 

sind dies Pflanzen oder Pflanzenteile, die zur Erzeugung 

von Biogas angebaut werden. Dazu zählen auch 

Algen mit Ausnahme von Blaualgen. Des Weiteren ist 

auch der Einsatz von notwendigen Zusatzstoffen mit 

entsprechender REACH-Registrierung erlaubt. Sehr ärgerlich 

ist, dass trotz mehrfacher Einwände Gülle hier 

nicht aufgenommen wurde. 

Für die Herstellung von Komposten (CMC3) und Gärprodukten 

auf Basis von Abfällen (CMC5) können 

Einladung 

2020 13 

13. INNOVATIONSKONGRESS 

Kongressprogramm unter 

biogas-innovationskongress.de/kongressprogramm 

Die Preisträger/innen 2019 

Verleihung des mit 10.000 € dotierten 

Biogas Innovationspreises 

OSNABRÜCK 

24. und 25. November 2020 

Vordere Reihe von links: Maria Braune, Dr. Heike Sträuber,Timo Middendorf 

Hintere Reihe von links: Dr. Hans-Christian Schäfer (DBU), Dr. Christian Bock (Landw. Rentenbank), Michael Kralemann (3N) 

05121 - 206 260 | biogas@messen-profair.de 

49 

www.biogas-innovationskongress.de



Mindestnährstoffgehalte von organischen Düngemitteln (PFC1A) 

Einnährstoff-Dünger Mehrnährstoff-Dünger Einnährstoff-Dünger Mehrnährstoff-Dünger 

Form fest fest flüssig flüssig 

Corg ≥ 15 % ≥ 15 % ≥ 5 % ≥ 5 % 

Stickstoff (N) ≥ 2,5 %* ≥ 1 % ≥ 2 %* ≥ 1 % 

Phosphat (P 2 

O 5 

) ≥ 2 %* ≥ 1 % ≥ 1 %* ≥ 1 % 

Kalium (K 2 

O) ≥ 2 %* ≥ 1 % ≥ 2 %* ≥ 1 % 

Summe (NPK) - ≥ 4% - ≥ 3 % 

Alle Werte sind auf die Frischmasse (FM) bezogen 

*Einer der drei Werte muss mindestens erreicht werden 

Abbildung 1: Produktfunktionskategorien (PFC1-7) 

Abbildung 2: Komponentenmaterialkategorien (CMC1-11) 

PFC1: Düngemittel 

PFC2: Kalkdüngemittel 

(A) Organisch 

(B) Organisch-mineralisch 

(C) Anorganisch 

(I) Fest 

(II) Flüssig 

(I) Fest 

(II) Flüssig 

CMC 1: Stoffe und Gemische aus unbearbeiteten Rohstoffen 

CMC 2: Pflanzen, Pflanzenteile oder Pflanzenextrakte 

CMC 3: Kompost 

CMC 4: Frische Gärrückstände von Pflanzen 

PFC3: Bodenverbesserungsmittel 

PFC4: Kultursubstrat 

PFC5: Hemmstoff 

(A) Organisch 

(B) Anorganisch 

CMC 5: Andere Gärrückstände als frische Gärrückstände von Pflanzen 

CMY 6: Nebenprodukte der Narungsindustrie 

CMC 7: Mikroorganismen 

CMC 8: Nährstoff-Polymere 

PFC6: Pflanzen-Biostimulans 

PFC7: Düngeproduktmischung 

CMC 9: Sonstige Polymere mit Ausnahme von Nährstoff-Polymeren 

CMC 10: Folgeprodukte im Sinne der Verordnung (EG) Nr. 1069/2009 

CMC 11: Nebenprodukte im Sinne der Richtlinie 2008/98/EG 

unter anderem getrennt erfasste Bioabfälle, tierische 

Nebenprodukte (u.a. Gülle), die den Endpunkt der 

Herstellungskette erfüllen, verwendet werden. Wie 

bereits vorstehend erwähnt ist auch die Zugabe von 

für die Kompostierung oder Vergärung notwendigen 

Zusatzstoffen erlaubt. Klärschlämme und gemischte 

Siedlungsabfälle (Restabfall) werden grundsätzlich 

ausgeschlossen. Nebenbei angemerkt befasst sich die 

EFSA (Europäische Behörde für Lebemittelsicherheit) 

derzeit mit den Anforderungen an dem Endpunkt der 

Herstellungskette gemäß Europäischer Hygieneverordnung 

Nr. 1069/2009. Es ist zu hoffen, dass dieses bis 

zum Inkrafttreten am 16. Juli 2022 abgeschlossen ist. 

Zusätzlich gibt es weitere Hürden beziehungsweise 

weitere Fragezeichen bezüglich Grenzwerte und Untersuchungsmethoden 

wie etwa zu Schwermetallgehalten 

(CrVI, Biuret), C org 

, Polyzyklische aromatische Kohlenwasserstoffe 

(PAK16), Pathogene, Stabilitätskriterien 

und Fremdstoffe. 

Der Europäische Biogasverband (EBA) bereitet derzeit 

eine Online-Umfrage vor, die an die nationalen Verbände 

und Organisationen verschickt wird, um die Probleme 

und den Umgang mit der Düngeprodukte-Verordnung 

abzufragen und zusammenzutragen, um dann 

stärkeren Einfluss auf die Europäische Gesetzgebung 

nehmen zu können. 

Konformitätsbewertungsstellen 

Die Düngeprodukte-Verordnung trat bereits am 16. Juni 

2019 in Kraft, gilt aber erst ab dem 16. Juli 2022. Bis 

zu diesem Zeitpunkt müssen die Mitgliedsstaaten die 

Verordnung implementieren. Das geschieht vor allem 

durch die Einrichtung von Konformitätsbewertungsstellen, 

die die Kontrolle und Vergabe des CE-Kennzeichens 

durchführen. Diese Konformitätsbewertungsstellen 

müssen offiziell bei der Deutschen Akkreditierungsstelle 

(DAkkS) akkreditiert sowie bei der Bundesanstalt 

für Landwirtschaft und Ernährung (BLE) notifiziert sein 

und unabhängig von den Zeichennehmern agieren. 

Demnach können nur die Düngeprodukte (PFC1-7), 

nicht aber die einzelnen Komponenten (CMC1-11) zertifiziert 

werden. So stellt sich allem die Einmischung 

organischer Materialien wie Komposte und Gärprodukte 

in Dünge-, Bodenhilfsstoff- und Erdenmischungen als 

Zukunftsperspektive dar, neue (außerlandwirtschaftliche) 

Vermarktungswege zu erschließen. 

Autor 

Dipl. Ing. David Wilken 

Leiter des Referats Abfall, Düngung und Hygiene 


0 81 61/98 46 60 

david.wilken@biogas.org 

50



KRAFTSTOFFE 

DER ZUKUNFT 

18. Internationaler Fachkongress 

für erneuerbare Mobilität 

18. – 22. Januar 2021, Digitaler Fachkongress 

„Kraftstoffe der Zukunft 2021 – digital & international vernetzt!“ 

• Mehr als 600 Teilnehmer 

• 15 verschiedene Fachforen (davon 2 Biomethan-Sessions) 

• Mehr als 60 Referenten 

• Zahlreiche einzigartige Präsenzmöglichkeiten 

MENSCH UMWELT MASCHINE 

INNOVATIVE 

LÖSUNGEN FÜR 

DIE UMWELT 

Seit Sommer 2019 gelten laut der 

44. BlmSchV neue und verschärfte Abgasvorschriften, 

bei denen diese Grenzwerte 

dauerhaft unterschritten werden müssen. 

Fischer SCR-Systeme und Biogas- 

Oxidationskatalysatoren stellen sichere 

Lösungen dar, um diese Richtlinien zur 

Stickoxid- und Formaldehydreduzierung 

einzuhalten. 

DER UMWELT ZULIEBE: 

* * 

EMISSIONEN REDUZIEREN 

ÜBER 

Im Januar 2021 werden wieder mehr als 600 internationale Teilnehmer erwartet, darunter 

Vertreter aus der Rohstoffproduktion und Logistik, Biokraftstoffproduzenten, Vertreter der 

Mineralölwirtschaft, der Fahrzeugtechnologie und Automobilindustrie, der chemischen 

Industrie, der Politik, Auditoren und Umweltgutachter, der Zertifzierungssysteme und aus 

Wissenschaft und Forschung. 

BETEILIGUNGS- UND PRÄSENTATIONSMÖGLICHKEITEN: 

Unternehmen und Organisationen, die ihr Engagement im Biokraftstoffsektor und für 

erneuerbare Mobilität öffentlichkeitswirksam und zielgruppengenau vermarkten möchten, 

können den Fachkongress als Partner unterstützen und sich im Rahmen des Kongresses 

präsentieren. Die Präsentation dient der 

• Anbahnung von Geschäftskontakten 

• Verbesserung der Informationsbasis und 

der Akzeptanz eigener Produkte und 

Dienstleistungen 

• Präsentation der Fortschrittlichkeit und des 

technischen Know-hows 

• Großen Breitenwirkung vor internationalem 

Fachpublikum und in der Fachpresse 

• Öffentlichen Wahrnehmung einer führenden 

Marktposition im Biokraftstoffbereich 

und bei der erneuerbaren Mobilität 

• Exklusiven Werbung im Direktmailing durch 

Logoabdruck im Kongressprogramm, auf 

der Website und online an allen 5 Veranstaltungstagen 

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51

Die Verwendung von 

separiertem Gärdünger 

als Torfersatzprodukt 

hat ausbaufähige 

Chancen. Die Anforderungen 

der Weiterverarbeiter 

beziehungsweise 

Endkunden sind zu 

berücksichtigen. 



Gärprodukt – 

ein Rohstoff mit Potenzial 

Wegen ständig wachsender Herausforderungen müssen Betreiber von Biogasanlagen ihre 

Geschäftsmodelle häufig anpassen. Die neue Düngeverordnung (DüV-20), seit dem 1. Mai 

2020 in Kraft, erzeugt Anreize, über eine gezielte Verwertung der Gärprodukte nachzudenken. 

Insbesondere in Regionen mit hohem Nährstoffüberschuss ist interessant, die 

Gärsubstrate nach der Biogaserzeugung aufzubereiten und überregionalen oder außerlandwirtschaftlichen 

Nutzungen zuzuführen. Zudem steigt die Nachfrage nach natürlichen 

Bodenverbesserern und Düngern weltweit. 


Aus Klimaschutzgründen erhöht sich auch 

der Bedarf an Torfersatzstoffen. Torf ist ein 

fossiler Rohstoff, in dem im Laufe der Entstehung 

viel Kohlenstoff gebunden wurde. 

Beim Abbau setzt er CO₂ und Methan frei. 

Der Klimaschutzplan 2050 der Bundesregierung führt 

daher verschiedene Maßnahmen zur Erhöhung des Einsatzes 

von Stoffen auf, die helfen, Abbau und Verwendung 

des Kohlenstoffspeichers Torf zu reduzieren. 

Bundesministerin Julia Klöckner hat erst Anfang August 

wieder darauf hingewiesen, dass die Nutzung von 

Torf mit 2 Prozent zum Ausstoß von klimawirksamen 

Gasen in Deutschland beitrage und die Bundesregierung 

einen Ausstieg aus der Torfverwendung in der Blumenerde 

bis Ende 2026 anstrebe. Eine entsprechende 

Strategie zur Reduktion des Torfverbrauchs in Deutschland 

solle noch dieses Jahr vorgestellt werden. 

Gärdünger oder Torfersatz – die Sache 

muss sich rechnen 

Diese Entwicklungen können Biogasanlagenbetreiber 

nutzen, um zusätzliche Einnahmequellen zu generieren. 

Die Wirtschaftlichkeit von Maßnahmen zur Verwertung 

des Gärprodukts als Dünger oder als Torfersatzstoff 

hängt von vielen Kriterien entlang der Wertschöpfungskette 

ab. Wichtige Einflussgrößen auf der Rohstoffseite 

sind Art und Beschaffenheit der eingesetzten Substrate 

und Rahmenbedingungen und Kosten im Hinblick auf 

die Gärdüngerverbringung. In Gebieten mit hoher Viehdichte 

und gleichzeitiger Anhäufung von Biogasanlagen 

ist eine Weiterverarbeitung des Gärproduktes eher 

eine Notwendigkeit als eine Option, da die zulässige 

Stickstoffobergrenze der DüV-20 in Höhe von 170 Kilogramm 

pro Hektar (kg/ha) oft keine Wahl lässt. 

Im Hinblick auf die Rentabilität der weiteren Prozesskette 

ist zu klären, ob und wie die Weiterverarbeitung 

vor Ort erfolgen soll und der Biogaserzeuger 

die Vermarktung des Produktes selbst übernimmt. Die 

Investition in Separation und Trocknung erschließt 

mannigfaltige Vorteile: die Ersparnis von Lager- und 

Transportvolumen und gleichzeitige ökologische Vorteile 

durch entfallende Transporte sowie die Chance, 

die Nährstoffe kompakt und in konzentrierter Form aus 

dem Betriebskreislauf zu exportieren. Biogasanlagen, 

FOTO: ADOBE STOCK_HOLGER T.K. 

52



die den Gärdünger separieren, können mit einer höheren 

Akzeptanz in der Nachbarschaft rechnen. Denn 

mit der Halbierung des Gärproduktvolumens verringern 

sich die Transportverkehre. 

Selbst vermarkten oder durch Spezialisten 

Zur Deckung des Aufwandes ist wiederum ein ausgegorenes 

Konzept für die Vermarktung mit langfristig 

gesicherten Absatzverträgen erforderlich. Möglich ist, 

den Vertrieb direkt vom Hof oder im Zusammenschluss 

mehrerer Höfe zu organisieren. Oft ist es sinnvoll, direkt 

mit größeren Spezialunternehmen der Düngemittelbranche 

zusammenzuarbeiten. Diese haben sich auf 

eine Bedienung des Marktes mit einer Vielzahl von bedarfsgerechten 

Produkten spezialisiert, um das wachsende 

Interesse an natürlichen Meliorationshilfen zu 

bedienen. Sie verwerten dazu verschiedene Materialien 

aus der Landwirtschaft oder Industrie wie Gärprodukte, 

Holzhackschnitzel, Klärschlamm, Geflügelkot oder 

Maissilage. 

Der Fachverband Biogas beschäftigt sich seit einiger 

Zeit mit diesen Potenzialen und bietet eine Informationsbroschüre 

„Düngen mit Gärprodukten“ an. Die Experten 

stehen im Austausch mit verschiedenen Unternehmen, 

die Gärsubstrate weiterverarbeiten. Mathias 

Hartel, Fachreferent aus dem Referat Abfall, Düngung 

und Hygiene, weist darauf hin, dass riechende Gärprodukte 

ein häufig angeführtes Absatzhindernis sind. Ein 

optimaler Betrieb der Biogasanlage kann diese verhindern. 

NawaRo-Anlagen sind sicher geeignet, Abfallanlagen 

seien es oft nicht. Auch gäbe es große Vorbehalte 

der Boden- und Düngerproduzenten, was Rückstände 

von Pflanzenschutzmitteln und ihre Umwandlungsprodukte 

betrifft. 

„Der Seniorchef war der erste, der 

Erde in Plastiktüten packte“ 

Regelmäßig konsultieren Firmen den Fachverband, die 

Biogasanlagen als Lieferanten suchen. Ein solches Unternehmen 

ist die ASB Grünland Helmut Aurenz GmbH, 

1958 als familiengeführtes Unternehmen gegründet. 

„Der Seniorchef war der erste, der Erde in Plastiktüten 

packte,“ beschreibt Ute Herrmann, Winzerin und Gartenbau-Ingenieurin 

im Unternehmen, die Anfänge des 

Unternehmens in Ludwigsburg. Inzwischen gehört es 

zu den führenden Anbietern bei der Herstellung 

Ute Herrmann 

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53



Die Bundesregierung 

verfolgt das Ziel, dass 

in Deutschland ab dem 

Jahr 2026 Torf nicht 

mehr als Pflanzerde 

verwendet wird. 

Nährstoffentfrachtete 

Gärprodukte könnten 

eine gute Alternative 

sein. 

und im Vertrieb von erstklassigen Gartenprodukten wie 

Blumenerde und Kultursubstrate für den Gartenbau. 

Mit Produktionsstätten in ganz Deutschland sowie in 

Tschechien, Estland und Nordamerika erzeugt ASB 

Grünland Blumen- und Spezialerden und Dünger in allen 

Einsatzvarianten. 2017 hat das Unternehmen 1,8 

Millionen (Mio.) Kubikmeter Blumenerde und Substrate, 

10 Mio. Tonnen (t) Flüssigdünger und 3 Mio. t 

Düngestäbchen produziert. 

In den vergangenen Jahren hat ASB Grünland den Einsatz 

von Torf in der Blumenerde-Produktion bereits um 

mehr als 50 Prozent auf 34 Prozent reduziert. Derzeit 

beschäftigt sich das Unternehmen mit dem Einsatz von 

Gärprodukten und sucht den Kontakt zu Biogasanlagenbetreibern. 

ASB designt eine Fülle von speziellen Erzeugnissen mit 

definierten Eigenschaften sowohl für den professionellen 

Gartenbau als auch für Privatkunden. Wichtigstes 

Kriterium für die Zulassung von Lieferanten sei daher 

die Gütesicherung und eine Zertifizierung der Einsatzstoffe 

nach RAL. Man benötige verlässliche Angaben zu 

Schlüsselparametern wie Stickstoffgehalt, Phosphat, 

Kalium, Magnesium, Schwefel, basisch wirksamen 

Stoffen (CaO), pH-Wert 9,5, Salzgehalt, organischen 

Substanzen und Humusanteilen. 

Bei den Produzenten hochwertiger Pflanzen im Erwerbsgartenbau 

besteht eine hohe Abhängigkeit von 

der Qualität des Bodensubstrats, daher ist die Wechsel- 

beziehungsweise Risikobereitschaft gering. Gärtnereien 

setzen weiterhin auf Torf, weil er niedrige Nährstoff- 

und Salzgehalte aufweist sowie über ein gutes 

Wasserbindevermögen verfügt. Auch ist er nahezu unkrautfrei 

beziehungsweise frei von Unkrautsamen sowie 

von Schadstoffen. Für die Substratherstellung wird 

vor allem der nährstoffarme Hochmoortorf abgebaut. 

Torf eine eher unrealistische Zielsetzung sei. Denn die 

derzeit als Torfersatzstoffe genutzten Materialien, Holz 

und Kokos, erfüllen nicht alle Funktionen des Torfs und 

bringen ab einem Anteil von 30 bis 40 Prozent ihre 

schwierigen Eigenschaften zum Tragen. Auch sie haben 

kein gutes Wasserbindevermögen. 

Das Gießmanagement sei beim Produktionsprozess in 

den hochtechnisierten Betrieben aber zunächst kein 

besonderes Problem. Die Wasserspeicherung im Substrat 

komme erst auf dem Weg der Pflanzenvermarktung 

und beim Endkunden der Pflanzen zum Tragen, 

wo die Wasserversorgung nur schlecht zu steuern sei. 

Bisher verfüge man über wenig Untersuchungen zum 

Einsatz von Gärsubstraten, obwohl Biogasanlagenbetreiber 

sich immer wieder anböten. Grundsätzlich 

kann er sich vorstellen, einen gewissen Anteil von 

Gärprodukten einzusetzen, wenn die Gärprodukte aus 

NawaRo-Anlagen stammen. Auch er plädiert für eine 

stringente Güteüberwachung. Analog zur Verwendung 

von Kompost sieht er den Einsatz von Gärsubstraten 

eher bei größeren Containerpflanzen und bei salzunempfindlichen 

Gewächsen. 

Nährstoffentfrachtung: Chance für 

Gärprodukte 

Gemäß den Ausführungen von Karin Luyten-Naujoks, 

Bundesgütegemeinschaft Kompost e. V., bei der Tagung 

zur Torfminderung im Februar werden „Gärprodukte 

aus Vergärungsanlagen in der Substratindustrie 

kaum eingesetzt, da diese typischerweise einen hohen 

Nährstoffgehalt und eine geringe Strukturstabilität aufweisen. 

Allerdings werden zunehmend Aufbereitungstechniken 

zur Nährstoffentfrachtung (zum Beispiel 

Phosphatfällung, Ammoniakstrippung) in Kombination 

mit einer Nachrotte geprüft, die zu einem Produkt führen, 

das sich als Substratausgangsstoff eignen könnte.“ 

Sie rät, dies weiter zu verfolgen, weil hier ein hohes 

Mengenpotenzial besteht. 

Grundsätzlich hat der Einsatz des Gärsubstrats also ausbaufähige 

Chancen. Wichtig sind eine gleichbleibende 

Qualität und der Nachweis durch Zertifikate. Hier leistet 

die GüteGemeinschaft Gärprodukte e.V. wertvolle Unterstützung. 

Es scheint aber, dass noch einiges an Imagearbeit 

geleistet werden sollte. Dabei ist sicher hilfreich, 

den landläufigen Ausdruck Gärrest auszuklammern, 

um keine Assoziation zur Resteverwertung zuzulassen. 

Denn Gärsubstrate sind nährstoff- und humusreiche 

Produkte von hoher Qualität, die sich für verschiedene 

Bedarfe des gewerblichen und des privaten Gartenbaus 

aufbereiten und konditionieren lassen. 

Kompletter Torfersatz unrealistisch? 

Andrew Gallik, Leiter der Versuchszentren für Gartenbau 

in Straelen und in Köln-Auweiler, ist einer der Experten, 

die länderübergreifend an Torfminderungsstrategien 

arbeiten. Er glaubt, dass der totale Verzicht auf 

Autorin 

EUR ING Marie-Luise Schaller 

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FOTO: ADOBE STOCK_INTS 

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PRAXIS 


Branchenzahlen 2019/2020: Kipppunkt 

der Biogasproduktion in Deutschland? 

Im Juli hat der Fachverband Biogas e.V. seine aktuelle Branchenzahlenauswertung für 

das Jahr 2019 und die Prognose für das laufende Jahr 2020 veröffentlicht. Es zeigen 

sich signifikante Stilllegungen im Anlagenpark, die vermutlich erstmals zu einem Rückgang 

bei der Stromerzeugung führen werden. 

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

Auf Basis der im Marktstammdatenregister 

(MaStR) veröffentlichten Anlagendaten 

sowie weiteren Länderdaten beziehungsweise 

Expertenbefragungen hat der Fachverband 

seine jährlichen Branchenzahlenberechnungen 

durchgeführt. Wie sich bereits in den 

Vorjahren abgezeichnet hat, bietet das MaStR nur bedingt 

nutzbare Daten, da jeweils nur einzelne Stromerzeugungseinheiten 

erfasst werden und keine explizite 

Ausweisung von Biogaserzeugungsanlagen erfolgt. 

Aus diesem Grund müssen insbesondere die Hochrechnungen 

für neue Biogaserzeugungsanlagen immer 

mit einer detaillierten Prüfung aller Datensätze (Stilllegungen, 

Neuerrichtungen, Flexibilisierungen etc.) 

einhergehen. Da bis Ende Januar 2021 die Frist zur 

Eintragung aller Anlagendaten – auch für bestehende 

Anlagen – endet, ist ab 2021 zumindest eine sehr 

belastbare Aussage zur installierten elektrischen Leistung 

in Deutschland möglich. Welchen Beitrag diese 

Leistung dann aber an der Stromproduktion haben wird 

beziehungsweise wie flexibel die teilweise überbauten 

BHKW-Anlagen dann fahren, bleibt abzuwarten. 

Auswertung für 2019 

Auch in 2019 hat sich der Neubau an Biogasanlagen 

noch weiter auf das Segment der Güllekleinanlagen und 

auf weitere Flexibilisierungsmaßnahmen fokussiert. 

Der Nettozubau sinkt auch aufgrund erstmals spürba- 

1.800 

Abbildung 10.0001: Entwicklung des jährlichen Zubaus von neuen Biogasanlagen in Deutschland 

6.000 

Anzahl Biogasanlagen 

1.600 

installierte elektrische Leistung inkl. Überbauung [MW] 

Anlagenzubau pro Jahr 

Anlagenzahl 

Nettozubau Biogasanlagen pro Jahr von 2009-2020 

arbeitsrelevante elektr. Leistung [MW] 

(Neuanlagen abzüglich Stilllegungen) 

1.314 

9.500 

1.400 

1.800 

9.527 

5.500 

9.444 

1.526 

9.331 

9.359 

1.200 

1.107 

1.600 

9.209 

5.000 5.030 

4.953 

9.000 1.314 

5.000 

1.400 

9.014 

1.000 

1.200 

1.107 

8.746 

4.550 

800 

8.649 

8.500 

4.500 

1.000 

4.237 

600 

8.292 

800 

4.018 

400 

8.000 

3.905 

4.000 

600 

3.755 

3.769 3.800 3.810 3.794 

7.838 

3.637454 

3.723 

200 

357 

400 

3.720 

7.500 

3.352 

3.604 

0 

3.500 

150 195 122 113 

200 

2009 2010 

97 

83 

3.097 

-200 

-168 

2011 

0 

7.000 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Prognose3.000 

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Prognose 2020 

-200 

2020 

Jahre 

Jahre 

© Fachverband Biogas e.V. 


Nettozub 

elektr. Leistung 

1.526 

56 

© Fachverband Biogas e.V.


PRAXIS 

Abbildung 2: Entwicklung der Anzahl an Biogasanlagen und der gesamten installierten elektrischen 

Leistung sowie der arbeitsrelevanten elektrischen Leistung (MW) 

Anlagenzahl 

10.000 

9.500 

9.000 

8.500 

8.000 

7.500 

7.000 

7.838 

Anzahl Biogasanlagen 

installierte elektrische Leistung inkl. Überbauung [MW] 

arbeitsrelevante elektr. Leistung [MW] 

3.097 

8.292 

3.352 

8.649 

3.637 

3.604 

8.746 

3.905 

3.720 

9.014 

4.018 

3.723 

9.209 

4.237 

3.755 

9.331 

4.550 

9.444 

4.953 

9.527 

9.359 

1.200 

5.000 5.030 

3.769 3.800 3.810 3.794 

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Prognose 


Jahre 


1.800 

1.600 

1.400 

1.000 

800 

600 

400 

200 

0 

-200 

6.000 

1.314 

5.500 

5.000 

4.500 

4.000 

3.500 

3.000 

1.107 

elektr. Leistung 

1.5 

2009 2010 20 


Nettoz 

rer Stilllegungen im Bestand auf 83 neue Biogasanlagen 

(siehe Abbildung 1). Ende 2019 waren somit nach 

Schätzungen des Fachverbandes 9.527 Biogasanlagen 

sowie 206 Biomethananlagen im Betrieb. 

Die installierte elektrische Leistung aller Biogasanlagen 

ist durch den Zubau in 2019 auf insgesamt 5.000 

Megawatt installierte elektrische Leistung (MW el. 

) gestiegen 

(siehe Abbildung 2). Einen wesentlichen Anteil 

an diesem Leistungszuwachs in Höhe von 46 MW el. 

trägt 

die fortschreitende Flexibilisierung insbesondere bei 

den Bestandsanlagen. Da nur eine geringe Erhöhung 

der arbeitsrelevanten Leistung (relevant für die Bemessungsleistung) 

mit etwa 10 MW el. 

erfolgte, beträgt die 

arbeitsrelevante Leistung in 2019 3.810 MW el. 

.

PRAXIS 


Abbildung 3: Anzahl an Biogasanlagen in den 

Bundesländern im Jahr 2019 

Abbildung 4: Installierte elektrische Leistung der Biogasanlagen 

in den Bundesländern im Jahr 2019 

32 

Nettozubau Biogasanlagen pro Jahr von 2009-2020 

(Neuanlagen 2019* abzüglich Stilllegungen) Prognose 2020** 

1.800 

Anlagenzahl Vergleich ausgewählter Branchenzahlen 1.526für 2019 und 2020 9.527 (206) 9.359 (208) 

32 

on Biomethan-Einspeiseanlagen) 

1.600 

eitsrelevante elektr. 1.314 Leistung 

2019* Prognose 2020** 

1.400 

10 -16 

in MW pro Jahr 

Anlagenzahl 

9.527 (206) 9.359 (208) 

Leistung durch Überbauung 

(davon Biomethan-Einspeiseanlagen) 

1.200 

1.107 

37 46 

in MW pro Zubau Jahr arbeitsrelevante elektr. Leistung 

10 -16 


erte elektr. Leistung 1.000 in MW 

Zubau el. Leistung durch Überbauung 5.000 5.030 

Stromeinspeisung durch Biomethan) 

37 46 


mproduktion 800installierte inTWh pro elektr. Jahr Leistung in MW 

(ohne Überbauung) (inkl. der Stromeinspeisung durch Biomethan) 

33,33 5.000 33,31 5.030 

trom versorgte Brutto-Stromproduktion 600 Haushalte in Mio. inTWh pro Jahr 

(ohne Überbauung) 

454 

9,52 33,33 

9,52 33,31 

mit Biogas-Strom versorgte Haushalte in Mio. 

te Wärmemenge 400 in TWh pro Jahr 

357 

12,83 

9,52 

9,52 

12,82 

extern genutzte Wärmemenge in TWh pro Jahr 12,83 12,82 

ersorgte Haushalte mit der extern 

150 195 122 113 

200 

rfügbaren Biogaswärme 

theoretisch versorgte Haushalte mit der extern 

1,09 Mio. 97 

1,09 Mio. 

1,09 Mio. 1,09 Mio. 83 

verfügbaren Biogaswärme 

-168 

insparung durch 0 

COBiogas 

2 -Einsparung durch Biogas 

2009 2010 2011 2012 2013 20,15 201420,15 2015 2016 2017 20,12 2018 20,12 2019 Prognose 

in Mio. Tonnen in Mio. Tonnen 


-200 

volumen in D Umsatzvolumen in Mrd. Euro in D in Mrd. Euro 8,8 Jahre 8,8 

8,8 8,8 

Arbeitsplätze 46.000 46.000 

.V. 


Arbeitsplätze 46.000 46.000 

© Fachverband Biogas e.V. * eigene Hochrechnung auf Basis von Daten der Länderbehörden/Marktstammdatenregister 

* eigene Hochrechnung auf ** Basis auf Basis von einer Daten Expertenbefragung/Hochrechnung der Länderbehörden/Marktstammdatenregister 


** auf Basis einer Expertenbefragung/Hochrechnung Marktstammdatenregister 

58


INNOVATIVE 

PRAXIS 

EINBRINGTECHNIK 

FÜR BIOGAS- UND 

RECYCLINGANLAGEN 

Somit konnten 2019 mehr als 33 Terawattstunden 

(TWh) Bruttostrom erzeugt 

werden, die dem theoretischen Stromverbrauch 

von über 9,5 Millionen (Mio.) 

Durchschnittshaushalten entsprechen 

(siehe Tabelle). Mit einer CO 2 

-Einsparung 

von über 20 Mio. Tonnen trug die Biogasbranche 

in 2019 einen erheblichen Beitrag 

zum Klimaschutz in Deutschland bei. 

Die Stromerzeugung aus Biogas hatte somit 

einen Anteil von knapp 14 Prozent am 

Gesamtstrom der Erneuerbaren Energien. 

Neben der Bereitstellung von Strom lieferten 

die deutschen Biogasanlagen auch 

12,83 TWh an Wärme für externe Nutzungen 

(ohne Prozessenergie), was einer 

theoretischen ganzjährigen Wärmeversorgung 

von über 1 Mio. durchschnittlichen 

Haushalten entspricht. Der durch die Biogasbranche 

generierte Umsatz hat sich 

aufgrund der rückläufigen Zubauzahlen bei 

den Neuanlagen und insbesondere der Flexibilisierung 

auf 8,8 Milliarden Euro reduziert. 

Dementsprechend haben sich auch 

die durch die Biogasbranche generierten 

Arbeitsplätze auf 46.000 verringert. 

Wie bereits in den Vorjahren stehen die 

Bundesländer Bayern (2.553 Biogasanlagen 

mit 1.163 MW el. 

) und Niedersachsen 

(1.689 Biogasanlagen und 1.236 MW el. 

) 

jeweils an der Spitze des bundesweiten 

Vergleichs bezüglich Anlagenzahlen und 

installierter elektrischer Leistung (siehe 

Abbildungen 3 und 4). Es folgen Nordrhein-Westfalen, 

Baden-Württemberg und 

Schleswig-Holstein. 

Prognose für 2020 

Basierend auf den bis Mai 2020 vorliegenden 

Veränderungen im Marktstammdatenregister 

wurde eine Hochrechnung auf das 

restliche Jahr vorgenommen. Zudem wurden 

in diversen Expertengesprächen, unter 

anderem auch mit Netzbetreibern, Schätzungen 

eingeholt, welche Anzahl an Biogasanlagen 

Ende 2020 entweder am Ende der 

Vergütungsdauer ankommen oder aufgrund 

der massiv gestiegenen rechtlichen und 

technischen Anforderungen ihren Betrieb 

einstellen könnten. 

Nach unseren Prognosen (siehe Abbildung 

1) könnte somit im Jahr 2020 erstmals 

eine signifikante Stilllegung von etwa 250 

Biogasanlagen eintreten. Dieser erheblich 

gestiegenen Stilllegung stehen vermutlich 

auch nur 82 neue Biogasanlagen 

gegenüber, was zu einem negativen Nettozubau 

von minus 168 Anlagen führen 

könnte. Zwar erhöht sich wahrscheinlich 

die installierte elektrische Leistung (siehe 

Abbildung 2) durch den Anlagenneubau 

beziehungsweise die weitere Flexibilisierung 

leicht auf 5.030 MW el. 

, doch werden 

sich vermutlich die Stilllegungen verstärkt 

auf die arbeitsrelevante Leistung (3.794 

MW el. 

) und die damit verbundene Stromproduktion 

(33,31 TWh) auswirken. 

Für den Bereich der Biomethananlagen ist 

ein leichter Zubau auf 208 Anlagen für das 

Jahr 2020 geschätzt. Auf Basis dieser negativen 

Prognose ist auch mit einer Stagnation 

der extern genutzten Wärme aus Biogasanlagen 

auf unter 13 TWh sowie einer 

gleichbleibenden CO 2 

-Einsparung in Höhe 

von 20,1 Mio. Tonnen CO 2 

zu rechnen. Der 

Gesamtbranchenumsatz sowie die Arbeitsplatzzahlen 

werden auf dem Vorjahresniveau 

bestehen bleiben. 

Fazit: Die Prognosen für das Jahr 2020 

verheißen nichts Gutes für die Biogasbranche. 

Erstmals könnte ein signifikanter 

Einbruch im Anlagenbau beziehungsweise 

der Strombereitstellung eintreten, der sich 

durch die zunehmende Anzahl an Anlagen, 

die das Ende der 20 Jahre des ersten Vergütungszeitraumes 

erreichen, noch erhöht. 

Ohne weitere politische Signale und Perspektiven 

besteht die große Gefahr, dass 

funktionstüchtige und weltweit konkurrenzfähige 

Biogasanlagen sukzessive in 

Deutschland vom Netz genommen werden 

müssen. 

Volkswirtschaftliche Investitionen von zwei 

Jahrzehnten müssten kurzfristig wieder 

zurückgebaut werden und könnten keinen 

Beitrag mehr zum Klimaschutz und zur 

notwendigen Energiewende beisteuern. 

Mühsam aufgebautes Know-how bei den 

Betreibern sowie den am Bau und Service 

beteiligten Fachfirmen würde in kürzester 

Zeit verlorengehen beziehungsweise ins 

Ausland abwandern. 

Autor 


Geschäftsführer 


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PRAXIS 


Die BEX berichtet: „Flexibilität gewinnt 

in Zeiten von Corona an Bedeutung“ 

Der Anteil der Erneuerbaren an der Stromproduktion ist im ersten Halbjahr 2020 nochmal 

deutlich gestiegen. Rund die Hälfte des Bedarfs wurde durch Biomasse, PV, Wind und 

Co. gedeckt. Ursächlich dafür ist neben steigender Produktion aus PV und Wind vor allem 

die Corona-Krise mit deutlich verringertem Strombedarf. Anlass genug, sich im Juni zum 

Geschehen auf den Strommärkten mit Betreibern auszutauschen. 


Der höhere Anteil 

an insbesondere 

fluktuierenden Erneuerbaren 

Energien hat 

dafür gesorgt, dass 

die Strommärkte für 

flexible Biogasanlagen 

interessanter geworden 

sind. 

Am 23. Juni traf sich die sogenannte Betreiberexpertengruppe 

(kurz BEX) des 

Fachverbandes Biogas – natürlich digital. 

Die Mitglieder der BEX sind erfahrene Anlagenbetreiber, 

die sich intensiv mit den 

Strommärkten auseinandersetzen und teilweise seit 

vielen Jahren mit ihren Anlagen flexibel fahren und 

verschiedenste Märkte bedienen. Einig war sich die 

Gruppe darin, dass der höhere Anteil an insbesondere 

fluktuierenden Erneuerbaren dafür gesorgt hat, dass 

die Strommärkte für flexible Biogasanlagen interessanter 

geworden sind. 

Die Experten verfolgen die Preisentwicklung im Detail 

und versuchen, im Fahrplanmanagement vor allem 

die Zeiten mit negativen Preisen zu vermeiden. Schon 

einfache Fahrpläne können hier zu erfreulichen Mehrerlösen 

im Vergleich zur konstanten Einspeisung führen. 

Dennoch gilt weiter: Je flexibler die Anlage und je 

genauer der Markt beobachtet wird, desto größer die 

Chancen. 

Der Coronaeffekt mit steigenden Anteilen Erneuerbarer 

hat leider auch negative Auswirkungen. Das Strompreisniveau 

ist aufgrund des hohen Angebots insgesamt 

gesunken, so dass ein Preisausschlag von 50 

Prozent weniger Preisdifferenz als beispielsweise vor 

einem oder zwei Jahren bewirkt. Insgesamt wirken viele 

Einflussfaktoren und rechtliche Rahmenbedingungen 

auf die Entstehung der Energiepreise. Beispielhaft zu 

nennen ist hier die Vorgabe zur Berechnung des reBAP 

(regelzonenübergreifende einheitliche Bilanzausgleichsenergiepreis), 

der aktuell wieder teurer ist und 

somit die Einhaltung der Bilanzkreistreue und damit 

zuverlässige Anlagen belohnt. 

An vielen Stellschrauben dreht der Gesetzgeber regelmäßig. 

So wurde beim Onlinetreffen der BEX auch das 

Thema Redispatch 2.0 diskutiert. Dieses Redispatch 

2.0 soll die Überlastung der Netze vermeiden. Unter 

anderem geht das bekannte Einspeisemanagement darin 

auf. Der Fachverband Biogas mit seinen Gremien 

kümmert sich in Zusammenarbeit mit seinem Dachverband, 

dem Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. 

(BEE), um eine Umgestaltung des Energiesystems, das 

die Systemdienstleistungen von Biogas besser honoriert. 

Auf der anderen Seite ist es Aufgabe der Betreiber, sich 

über Vermarktungschancen zu informieren und, wenn 

es ökonomisch sinnvoll ist, flexibel zu fahren. Nicht zuletzt 

wegen der anstehenden EEG-Novelle beäugt die 

Politik genau, wie sich Biogasanlagen verhalten. Ein 

falsches Signal wäre, wenn Biogasanlagen trotz dauerhaft 

negativer Preise konstant durchfahren würden. 

Autor 

Dr. Stefan Rauh 




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FOTO: ADOBE STOCK_COUNTRYPIXEL 

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PRAXIS 


7 Biogasanlagen 

versorgen eine 

Gaseinspeiseanlage 

Ein Großteil der Biogasanlagen von Rheinland-Pfalz befinden 

sich im Eifelkreis Bitburg-Prüm. Die meisten sind von 

2009 bis 2011 in Betrieb gegangen, manche bereits im 

Jahre 2001. So stehen deren Betreiber vor der Frage, wie 

es mit dem Auslaufen der EEG-Förderung weitergehen soll. 


Wolfgang Francois 

und Jürgen Neuß 

vor dem Rohgasspeicher 

der Aufbereitungsanlage. 

Der regionale Energieversorger, die Stadtwerke 

Trier (SWT), beschäftigt sich damit, die 

bewährten Potenziale der regionalen Biogaserzeuger 

in die künftige Energieversorgungsstrategie 

einzubeziehen. Im Projekt 

„Regionales Verbundsystem Westeifel“ verknüpfen die 

Kommunalen Netze Eifel (KNE, 2009 vom Eifelkreis 

Bitburg-Prüm und den SWT gegründet) die langfristige 

Sicherheit der Trinkwasserversorgung mit der Verbesserung 

der Strukturen für den Ausbau regenerativer 

Energien. 

Kernstück dieses bundesweit einmaligen Infrastrukturprojektes 

ist eine 80 Kilometer lange Pipeline-Trasse 

für Trinkwasser-, Strom-, Breitband- sowie Bio- und 

Erdgasleitungen. Sie verläuft von der Landesgrenze zu 

Nordrhein-Westfalen im Norden bis in die Region Trier 

im Süden. Arndt Müller, technischer Vorstand der SWT, 

ist es wichtig, die reichlich vorhandenen Erneuerbaren 

Energien optimal zu nutzen, indem ein flexibles System 

im Verbund mit Biogas errichtet wird. 

Und so wurde er zu einem der Hauptinitiatoren einer 

weiteren Verbundlösung, die dem Repowering der Biogasanlagen 

dient. In konzeptioneller und planerischer 

Begleitung durch das Ingenieurbüro H. Berg & Partner 

aus Aachen wurden bereits 2013 erste Machbarkeitsanalysen 

erstellt, die die Idee untersuchten, mehrere 

Betriebe an eine Biogassammelleitung anzuschließen, 

um das Biogas in einer zentralen Anlage großmaßstäblich 

zu Biomethan aufzubereiten und im neuen Erdgasverbundnetz 

einzuspeisen. 

Die Akteure gründeten eigens zu diesem Zweck die 

Biogaspartner Bitburg GmbH, deren Gesellschafter die 

SWT Stadtwerke Trier, der private Entsorgungsbetrieb 

Luzia Francois sowie die Landwerke Eifel AöR sind. 

An den Landwerken Eifel wiederum sind die Kommunalen 

Netze Eifel (KNE), der Eifelkreis Bitburg-Prüm, 

die Stadtwerke Bitburg und die Verbandsgemeinden 

Bitburger Land, Speicher, die Südeifelwerke AöR, der 

Zweckverband Wasserwerk Trier-Land und der Zweckverband 

Wasserwerk Kylltal beteiligt. 

42 Kilometer lange Gassammelleitung 

Bei der Idee ist es auch hier nicht geblieben. Die 42 

Kilometer lange Biogassammelleitung mit ost-westlichem 

Verlauf wurde verlegt, sieben Biogasanlagen 

angeschlossen, und im Februar 2020 startete der Einfahrbetrieb 

der zentralen Aufbereitung nach nur sechs 

Monaten Bauzeit. 

Wolfgang Francois, Geschäftsführer der Biogaspartner 

Bitburg GmbH, stellt im Rückblick auf die bewegten 

Zeiten fest, in denen seine Partner und er das Projekt 

entwickelten: „Angesichts der Komplexität und Größe 

des Projekts waren zahlreiche intensive Gespräche nötig, 

um die Landwirte für den Anschluss ihrer Anlage 

an die Sammelleitung zu gewinnen. Sie sind erfahrene 

Experten in der Biogaserzeugung und leisten damit ihren 

Beitrag. Ihnen bietet die Beteiligung an dem Projekt 

Perspektiven für die Zeit nach dem Auslaufen der 

EEG-Förderung. Auch die Banken hatten speziellen 

FOTO: MARIE-LUISE SCHALLER 

62


PRAXIS 

PSA-Gasaufbereitungsanlage der Biogaspartner Bitburg GmbH mit einer Rohgaskapazität von 1.800 Nm³/h. 

FOTO: ETW ENERGIETECHNIK GMBH 

Klärungsbedarf angesichts der enormen 

Projektdimension, um die Finanzierung 

des Projektes sichern zu können.“ 

Zusätzlich hatten die Novellen des EEG 

immer neue Herausforderungen an die 

Wirtschaftlichkeit generiert, wodurch die 

Partner gezwungen wurden, stets neue 

Strategien zu entwickeln. „Generell fokussieren 

wir uns darauf, die Kosten auf ein 

wettbewerbsfähiges Niveau zu senken und 

Geschäftsmodelle zu entwickeln, die ohne 

EEG-Förderung auskommen und mit grünen 

Gasen zum Erfolg der Energiewende 

beitragen.“ 

Und da kann sich der Beitrag dieses Großprojektes 

durchaus sehen lassen. Jürgen 

Neuß, Geschäftsführer beim Ingenieurbüro 

H. Berg & Partner, weist darauf hin, dass 

zukünftig etwa 40 Prozent des Erdgasverbrauches 

von Bitburg durch die Einspeisung 

des Biogases aus der Aufbereitungsanlage 

der Biogaspartner Bitburg GmbH 

ersetzt würden. Das entspräche immerhin 

fast genau der Bedarfsmenge der Bitburger 

Brauerei, die zu den größten und bedeutendsten 

Privatbrauereien zählt. 

Die Stadtwerke Trier spielen als Partner 

eine Schlüsselrolle, da sie den regionalen 

und überregionalen Vertrieb des Biomethans 

übernehmen und so die Wertschöpfung 

in der Region halten. Wolfgang 

Francois erläutert: „Ein wichtiger Zukunftsaspekt 

für uns und unsere Partner 

ist der baldige Einstieg in die Vermarktung 

als Kraftstoff für den ÖPNV der SWT und 

für den Schwerlastverkehr. Dabei helfen 

die Sparte ÖPNV der SWT und der Standort 

inmitten des Gewerbeparks am Flughafen 

Bitburg.“ Lieferant der Aufbereitung ist 

die ETW Energietechnik GmbH aus Moers. 

In der technologieoffenen Funktionalausschreibung 

des Ingenieurbüros H. Berg 

& Partner konnte sie mit den niedrigsten 

Energiekosten punkten. Dr. Oliver Jende, 

Vertriebsingenieur von ETW, hebt hervor, 

dass das ETW SmartCycle ® PSA-Gasaufbereitungsverfahren 

sich zudem durch eine 

simple Prozessführung und eine hohe Verfügbarkeit 

(Referenzanlagen mit 99 Prozent 

Verfügbarkeit) auszeichnet und gut 

mit wechselnden Rohgasqualitäten und 

-mengen zurechtkommt. 

Jürgen Neuß weist darauf hin, dass die 

Hauptherausforderung des Planungsauftrags 

darin bestand, den Transport des 

Rohgases über die 42 Kilometer lange 

Sammelleitung energetisch und technisch 

zu optimieren. Hierhin liefern die Biogaserzeuger 

das Biogas. Errichtung und Betrieb 

der Einspeiseanlagen übernimmt bereits 

die Biogaspartner GmbH. Am Anlagenstandort 

am Flughafen Bitburg wird das 

Rohbiogas zunächst von dem Gasspeicher 

mit einem Fassungsvermögen von bis zu 

5.300 Kubikmetern aufgenommen. 

Es besteht zu etwa 53 Prozent aus Methan 

(CH 4 

) und zu rund 46 Prozent aus Kohlendioxid 

(CO 2 

). Zudem enthält es in geringen 

Konzentrationen Sauerstoff, Schwefelwasserstoff, 

Stickstoff etc. Zur Eliminierung 

von Schadstoffen, insbesondere Schwefelwasserstoff, 

ist der Biogasaufbereitungsanlage 

ein Aktivkohlefilter vorgeschaltet. 

Die Aufbereitung entfernt vor allem 

63 

dreckspatz 

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PRAXIS 


Offizielle Inbetriebnahme 

der Bitburger 

Biogaseinspeiseanlage 

am 24. August. 

CO 2 

aus dem Rohbiogas. Dies erfolgt in sechs abwechselnd 

mit Druck beaufschlagten Behältern (Adsorbern), 

die mit einer speziellen Aktivkohle gefüllt sind. 

Reingas mit 98 Prozent Methangehalt 

In der ersten Phase wird das Rohbiogas mit rund 3 bar 

in die Behälter gepresst. Bei diesem Druck werden die 

CO 2 

-Moleküle in der Aktivkohle adsorbiert. Der Reingasstrom 

wird mit einem Methangehalt von etwa 98 

Prozent abgezogen und zur Einspeisestation am Erdgasnetz 

weitergeleitet. Beim anschließenden Senken 

des Druckes in der zweiten Phase des Druckwechsel- 

Adsorptionsverfahrens entweicht das abgetrennte CO 2 

aus den Adsorbern. 

Die Anlage ist auf die Verarbeitung 

von 1.800 Nm³ Rohbiogas pro 

Stunde ausgelegt, derzeit läuft sie 

etwa mit halber Last. Es ist angedacht, 

bis zu drei weitere Biogasanlagen 

an den bestehenden Verbund 

anzuschließen. Insgesamt 

könnte in der Region das Biogas 

von bis zu 48 Biogasanlagen genutzt 

werden, um zentral aufbereitet 

zu werden. Dafür müssten 

weitere Transportanlagen und Aufbereitungen 

errichtet werden. 

Die ersten Betriebserfahrungen 

des Betreibers Biogaspartner Bitburg 

GmbH erweisen sich gemäß 

den Ausführungen von Wolfgang 

Francois durchweg als positiv. 

Derzeit erfolgen Feinabstimmungen. 

In einigen Monaten wird man 

über wertvolle Erkenntnisse aus 

der Praxis verfügen, die zum Teil 

übertragbar auf andere Standorte und Grundlage der 

weiteren Projektentwicklungen sein werden. 

Flexible Verwertung des Biogas möglich 

Die beteiligten Landwirte erschließen sich zwei Verwertungsmöglichkeiten 

für ihr Biogas. Einerseits können 

sie durch maximal mögliche Einspeisemengen die regional 

erzeugte Grüngasmenge erhöhen. Andererseits 

ist es ihnen weiterhin möglich, ihre BHKW zur Vor-Ort- 

Verstromung des Biogases zu nutzen. Damit können 

sie von den Marktentwicklungen profitieren, wenn mit 

den fluktuierenden erneuerbaren Quellen Wind und 

Sonne weniger Energie erzeugt werden kann. So sind 

sie wichtiger Bestandteil im regionalen Energiever- 

FOTO: STADTWERKE TRIER VERSORGUNGS-GMBH 

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PRAXIS 

Verteilung der Biogasanlagen, Verlauf der Rohgasleitung und Standort der Biogasaufbereitungsund 

-einspeiseanlage in der Region Bitburg und Eckdaten des Projekts 

Eckdaten des Projektes 

Biogaslieferanten 

Aktuell 7 Biogasanlagen mit bis zu 900 Nm³/h Rohgasvolumen. 

Biogassammelleitung 

DN 125 ... 250, 42 km lang. 

Fassungsvermögen Biogasspeicher 5.300 m³ 

Aufbereitungstechnologie 

Druckwechsel-Adsoptionsverfahren (PSA) 

Aufbereitungskapazität 

1.800 Nm³/h Rohgas – 1.000 Nm³/h Biomethan 

bundsystem, das die SWT aufbauen. Die Stadtwerke 

Trier schaffen die Verteil- und die Vertriebsstrukturen, 

damit profitable Geschäftsmodelle entstehen können, 

so dass die Region Wertschöpfung generiert und eine 

sichere, preisgünstige Energieversorgung aufbaut. Die 

künftig zu realisierenden Konzepte des regionalen 

Energieversorgers SWT beinhalten auch die Integration 

der Erzeugung von grünem Wasserstoff. Die SWT 

werden damit zu einem Vorreiter für die Umsetzung 

von regionalen Verbundkonzepten zum Ausbau der Erneuerbaren 

Energien. Da ist es nicht verwunderlich, 

dass die Umweltministerin des Landes Rheinland- 

Pfalz Ulrike Höfken es sich nicht nehmen ließ, bei der 

offiziellen Inbetriebnahmefeier am 24. August 2020 

zugegen zu sein. 

Autorin 

EUR ING Marie-Luise Schaller 

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65

Nicht immer nur auf hohe 

Wirkungsgrade schauen! 

Kolbenrisse am Squish-Kolben bei den Gasmotor-Typen TCG 2016 C und TCG 3016 

bereiten BHKW-Betreibern Probleme. 

Von Michael Wentzke 

Die Caterpillar Energy Solutions GmbH 

hatte keine glückliche Hand mit der Einführung 

neuer Kolben, die den Betreibern 

von Gasmotoren insbesondere in der Biogasbranche 

thermische Entlastung und einen 

geringeren Schmieröl-Verbrauch für ihre Motoren 

bescheren sollten. Um das Erfreuliche vorwegzunehmen: 

In der Praxis haben sich sowohl die geringeren 

Schmieröl-Verbräuche als auch die geringere Belastung 

des Abgasturboladers und des Abgaswärmetauschers 

mit Verbrennungsrückständen von Schmieröl 

bestätigt. 

Aber leider hat die neue Kolbenbauform zunächst einmal 

eine Reihe von mysteriösen Kolbenrissen in der 

Praxis auftreten lassen, die zu Beginn nur als Einzelfälle 

wahrgenommen worden sind. Im Zuge der planmäßigen 

Revision von älteren Baumustern des Typs 

TCG 2016 C gelangten diese neuen Kolben sukzessive 

in den Bestand der Biogasmotoren. Mit weiterer Verbreitung 

dieses Kolbentyps nahm auch die Zahl der 

Kolbenrisse zu. Auch das Nachfolgebaumuster TCG 

3016 wurde von Kolbenrissen nicht verschont. 

Betreiber erlitten zum Teil pro Motor mehrfach Kolbenrisse 

auf jeweils unterschiedlichen Zylindern. Die 

Betreiber bekamen zum Teil die Kosten der defekten 

Bauteile ersetzt, hatten aber die Montagekosten und 

den Betriebsunterbrechungsschaden zu tragen. Kolbenrisse 

stellten sich nach etwa 12.000 bis 20.000 

Betriebsstunden des Squish-Kolbens ein und damit 

oft nach Auslaufen der Instandsetzungs-Gewährleistungsfrist. 

Der Betreiber von Biogasmotoren mit diesen 

Kolben bleibt also auf einem Teil der Reparaturkosten 

sitzen und erhält von seiner Versicherung im Regelfall 

auch keinen Betriebsunterbrechungs-Schaden erstattet, 

weil die meisten Versicherungspolicen mittlerweile 

etwa drei bis über zehn Karenztage vorsehen. 

Wirkungsgrad immer noch das „Goldene 

Kalb“ der Motoren-Entwickler? 

Die Mitteldrücke der neu entwickelten Gasmotoren 

kennen nur eine Richtung: nämlich nach oben. Damit 

wächst aber auch ihre Schadensanfälligkeit, wenn die 

Betriebsparameter nicht innerhalb enger, vorgegebener 

Fenster bleiben. Das hat nicht nur der Motoren- 

FOTO: ADOBE STOCK/WOLFGANG JARGSTORFF 

66


PRAXIS 

hersteller aus Mannheim in der Vergangenheit leidvoll 

erfahren, sondern auch seine Wettbewerber, die den 

Mitteldruck und den mechanischen Wirkungsgrad immer 

weiter erhöht haben, um sich einen Vorteil im Wettbewerb 

zu verschaffen. 

Auf dem Papier lassen sich attraktive Wirtschaftlichkeitsberechnungen 

mit dem hohen Wirkungsgrad skizzieren, 

die sofort Makulatur werden, wenn ein nicht 

bezahlter Betriebsunterbrechungsschaden für fünf 

Ausfalltage oder mehr dagegen steht. Betreiber wären 

gut beraten, wenn sie stärker auf „Total Cost of Ownership“ 

achten würden, statt sich auf einen hohen 

Wirkungsgrad zu konzentrieren, der nur im Neuzustand 

gemessen wird, aber dann verschleißbedingt kontinuierlich 

abnimmt. 

Auch Betreiber folgten lange Zeit dem „Goldenen Kalb“ 

des hohen Wirkungsgrades, um dann schmerzvoll zu 

erkennen, dass robuste Motoren mit einer dazu erforderlichen 

Peripherie inklusive Serviceleistung für gute 

wirtschaftliche Ergebnisse viel wichtiger sind. In der 

Leistungsklasse der Biogasmotoren oberhalb von 500 

Kilowatt (kW) elektrischer Leistung möchte kein Betreiber 

mehr zu mechanischen Wirkungsgraden von zirka 

36 Prozent zurück. Aber wenn ein Biogasmotor seinen 

attraktiven Wirkungsgrad von mehr als 42 Prozent nur 

auf dem Prüfstand im Labor und nicht beim Kunden 

schafft, dann ist er schlicht nicht „feldverwendungsfähig“. 

Die vorher zitierte Klasse von Biogasmotoren zählt 

zur Gattung der Hochleistungsaggregate, die mittlerweile 

hohe Anforderungen an das Packaging und an 

die Qualität des Servicepersonals sowie auch an den 

Betrieb stellen. Die Hersteller haben diese in ihre Servicepläne 

hineingeschrieben – und dies ist insoweit 

auch in Ordnung. Allerdings wächst bei Hochleistungsaggregaten 

auch die Anforderung an das Engineering: 

Motorenentwickler müssen den Zielkonflikt zwischen 

hohem Wirkungsgrad einerseits und Zuverlässigkeit 

des Aggregates im Betrieb andererseits zur Zufriedenheit 

des Kunden lösen. 

Wie geht der Hersteller mit den in der 

Praxis festgestellten Kolbenrissen um? 

Dass Kolben eine höhere Belastung durch Druck und 

Temperatur erleiden, wenn die Motoren nicht spezifikationsgerecht 

betrieben werden, ist auch aus Sicht der 

IG Biogasmotoren nachvollziehbar. Deshalb weist diese 

auch immer wieder auf die notwendigen Voraussetzungen 

für einen „gesunden“ Motorenbetrieb hin, um Betreibern 

(und Versicherern) vermeidbare Schäden mit 

ungeplanten Stillständen zu ersparen. 

Auch gegen die vom Hersteller dargestellten möglichen 

Ursachen für Kolbenrisse an diesem Squish- 

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67

PRAXIS 


Kaputter Kolben: Riss 

an einem sogenannten 

Squish-Kolben. 

Kolben lässt sich nichts entgegnen, außer dass es sich 

nicht um neue Ursachen handelt, die im Zusammenhang 

mit dem neu verbauten Kolbenmuster stehen. Genannt 

wurden klopfende Verbrennung, unzureichende 

Motorkühlung, instabile Gemischbildung, mehrfach 

zu niedriger Schmierölstand im Betrieb und weitere 

Punkte, die Betreiber mit sorgfältig gewarteten Motoren 

ohnehin vermeiden. Der Hersteller argumentiert 

damit so, als sei allein der Betreiber für die Kolbenrisse 

verantwortlich. 

Zwei Argumente sprechen aus Sicht der 

IG Biogasmotoren dagegen: 

1. Der nicht spezifikationsgerechte Betrieb von Biogasmotoren 

der betroffenen Baureihe war auch vor 

Einführung des Squish-Kolbens vereinzelt im Feld 

festzustellen. Dies hat auch zu erhöhtem Verschleiß 

der Aggregate zum Beispiel im Bereich der Zylinderköpfe 

geführt. Aber nicht zu Kolbenrissen (am vorhergehenden 

Kolben-Baumuster). 

2. Selbst in einer Feldversuchsanlage mit einem TCG 

3016-Motor musste ein Riss eines neuen Squishkolbens 

beklagt werden. Bei diesem Aggregat gehen wir 

davon aus, dass insbesondere durch enge Betreuung 

durch den Hersteller in Mannheim ein spezifikationsgerechter 

Aufbau und Betrieb des Aggregates gewährleistet 

war und ist. Natürlich kann es sich hier 

um einen Ausnahmefall handeln, dass der Kolben 

geschwächelt hat, oder um einen Hinweis auf eine 

zu „knappe“ Auslegung dieses Bauteiles. 

Auch der Hinweis des Herstellers, dass mehrere Ursachen 

in der Praxis häufig in ihrer kumulierenden 

Wirkung zu einem Schaden führen können, ist im 

Grundsatz korrekt. Die Fenster für Betriebsparameter, 

in denen sich die Motoren bewegen dürfen und die einzeln 

gewisse Belastungen für den Kolben bedeuten, 

werden im praktischen Einsatz sehr unterschiedlich 

ausgeschöpft: begründet durch ein (noch konformes) 

Packaging bis hin zu Materialtoleranzen von Motorenbauteilen, 

Wärmetauscher-Verschmutzungen und Betriebsmittelzuständen 

etc. 

Bauteile sollten Belastungsreserven haben 

Wenn Toleranzbereiche für mehrere Betriebsparameter 

ausgeschöpft werden, die einzeln noch zulässig sind, 

dann sollte ein Kolben so viel Reserve haben, dass er 

diesen Zustand nicht mit einem Bauteilversagen quittiert. 

Dies würden auch Kunden von einem robusten 

Kolben erwarten dürfen. Diese Robustheit haben zumindest 

die zuvor eingesetzten Kolben-Baumuster 

gezeigt (dabei werden gleiche oder zumindest vergleichbare 

Spitzen-Verbrennungsdrücke und -Temperaturen 

angenommen). Trotz deutlicher Verbesserung 

des Schmierölverbrauches durch die neuen Squish- 

Kolben in Verbindung mit neuen Kolbenringen und 

Laufbuchsen kommt bei betroffenen Betreibern keine 

rechte Freude auf. Und zwar aus drei Gründen: 

1. Der Austausch einer Zylindereinheit kostet durchschnittlich 

etwa 3.500 Euro Material und Arbeitskosten. 

Mit drei Tagen Ausfall für ein 600-kW-Aggregat 

mit entgangenem Strom- und Wärmeumsatz 

beläuft sich der Schaden auf insgesamt gut 13.000 

Euro. Wegen Wartezeiten auf den Service gab es vereinzelt 

auch deutlich längere Ausfallzeiten. 

2. Die bisherigen Ausfälle lassen weitere an anderen 

noch nicht betroffenen Zylindereinheiten des gleichen 

Aggregates erwarten. Dies wurde vom Hersteller 

auch bestätigt und mit dem Hinweis ergänzt, man 

habe bei mehreren betroffenen Zylindern sinnvollerweise 

den Austausch aller Kolben am Aggregat vorgeschlagen. 

Es wurde offengelassen, wer dafür die 

Kosten tragen müsse. 

3. Ist ein Ende dieses Kolbenproblems absehbar? Die 

Quintessenz der bislang vom Hersteller gegebenen 

Informationen lautet nur, der Betreiber möge für einen 

spezifikationsgerechten Betrieb des Aggregates 

sorgen, dann passiere auch kein Kolbenriss. Mit anderen 

Worten: Der Betreiber hat die Kolbenrisse zu 

verantworten und damit die Instandsetzungskosten 

und den Betriebsunterbrechungsschaden zu tragen. 

Eventuell ist es besser, Wirkungsgrade 

zu opfern 

Die IG Biogasmotoren ist sehr skeptisch, ob diese Botschaft 

im Markt auf Verständnis bei Kunden (und Servicepartnern) 

stoßen wird. Die IG Biogasmotoren hat 

dem Hersteller daher zweierlei vorgeschlagen: erstens 

einen Workaround (neues Setting) mit bestehendem 

Squish-Kolben und einer verringerten Belastung des 

FOTO: IG BIOGASMOTOREN E.V. 

68


PRAXIS 

Antwort Fehlanzeige 

An dieser Stelle sollte eigentlich die Position der Caterpillar Energy Solutions 

GmbH stehen. Angesichts der weitreichenden Kritik vom Motorexperten 

Wentzke hielt es die Redaktion des Biogas Journal für ihre journalistische 

Sorgfaltspflicht, dem Motorenhersteller die Möglichkeit einzuräumen, 

seine Sichtweise zu den geschilderten Problemen darzustellen. Doch trotz 

mehrwöchigem Nachhaken sah sich das Unternehmen aus Mannheim offenbar 

nicht in der Lage, Antworten auf folgende Fragen zu geben: 

1. Es gibt offenbar sich häufende Fälle von Kolbenrissen bei den 

Motoren TCG 2016 Baureihe C und B und TCG 3016. Wie viele 

Kolbenrisse sind Ihnen bis dato bekannt? 

2. Wie bewerten Sie die Risse von Squish-Kolben bei den Motoren 

TCG 2016 Baureihe C und TCG 3016 aus technischer Perspektive? 

3. Gibt es vielleicht sogar Konstruktionsfehler, auf die die besagten 

Kolbenrisse zurückzuführen sind? 

4. Wie können sich Betreiber von diesen Biogasmotoren gegen 

weitere Kolbenrisse schützen? 

5. Auf welche Weise unterstützt Ihr Unternehmen autorisierte 

Servicepartner in der vorbeugenden Problemlösung, so dass es 

nicht mehr zu Kolbenrissen kommen muss? 

6. Wer trägt die Kosten für den Austausch eines defekten 

Squish-Kolben? 

7. In welchem Maße und unter welchen Voraussetzungen wird 

dem Kunden Kulanz gewährt? 

Fazit: Keine Antworten zu geben, ist letztlich auch eine Antwort. Wie dies zu 

deuten ist, bleibt jedem Leser selber überlassen. Auf jeden Fall funktioniert 

lösungsorientierte Kommunikation anders. 

Text: Dierk Jensen 

Druckes und der Temperatur im Brennraum, sodass das Risiko 

des Kolbenrisses signifikant abnimmt, auch wenn dies 

„Wirkungsgrad“ kostet. Unterm Strich ist dies für Betreiber die 

deutlich wirtschaftlichere Lösung, als derzeit „volles Risiko“ zu 

fahren und dem Prinzip Hoffnung zu huldigen. 

Zweitens ergäbe eine werkstoffkundliche Untersuchung sowie 

eine unter Last durchgeführte Analyse der Eigenspannungen 

Aufschluss darüber, wie und wo der Squish-Kolben modifiziert 

werden müsste, um das notwendige Maß an „Robustheit“ zu 

gewinnen. Hierfür kann dem Hersteller natürlich auch sein Kolbenlieferant 

hilfreich zur Seite stehen. 

Wie Caterpillar Energy Solutions mit diesem Thema in der Kommunikation 

zum Kunden umgehen wird, ist noch völlig offen. 

Die IG Biogasmotoren hat erste Hersteller-Informationen zu 

den aufgetretenen Kolbenrissen erhalten und erwartet weitere 

Antworten vom Hersteller. Die bislang gegebenen Informationen 

sind unter Einschränkung nicht ausreichend und werden 

dem Problem aus unserer Sicht nicht gerecht. 

Autor 

Michael Wentzke 

Geschäftsführer ∙ IG Biogasmotoren e.V. 

040/60 84 77 46 

info@ig-biogasmotoren.de 

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PRAXIS 


ZUKUNFT BIOGAS 

Risikoprognose für Biomethan als Kraftstoff 

In den Jahren 2004 bis 2012 wurde der größte Anteil der bestehenden Biogas-Anlagen errichtet 

und fällt – dem EEG entsprechend – in den Jahren 2025 bis 2033 aus dieser jeweiligen 

EEG-Festvergütung, und nicht alle Anlagen werden fortbestehen. Dies wird kein Vorgang 

im Sinne von „Licht an, Licht aus“ sein, die eingespeiste Leistung wird vielmehr über 

Jahre reduziert und anderweitig durch Wind- oder Solaranlagen (kostengünstiger) ersetzt. 

Von Dipl. Des. (FH) Rainer Casaretto 

Viele Betreiber stehen vor der Frage, wie und 

ob sie eine wirtschaftlich tragfähige Zukunft 

für die Zeit nach der Festvergütung gestalten 

können. Folgt man der aktuellen Studie: 

„Kombinierte Bereitstellung von Strom 

und Kraftstoff an Biogasanlagen – Wirtschaftlichkeit 

von Anschlussszenarien“ (Fatih Gökgöz, Jan Liebetrau, 

Michael Nelles in LANDTECHNIK 75(3), 2020, 141– 

160), dann liegt die Zukunft nicht in der Stromerzeugung, 

sondern im Kraftstoffmarkt. 

Bedingt durch die RED II und die darin vorgegebene 

Bewertung von Gülle/Mist mit negativen CO 2 

-Äquivalenzwerten 

wird die Erzeugung von Biomethan aus 

Gülle und Mist die Voraussetzung sein, die es für einen 

wirtschaftlich erfolgreichen Betrieb von Biogas-Anlagen 

zu erfüllen gilt. Damit verbunden ist: 

1. die verfahrenstechnische Herausforderung der Vergärung 

von schwer abbaubaren Stoffen mit einem 

akzeptablen biologischen Abbaugrad (Investition), 

2. die Unterbringung der damit verbundenen Nährstofffrachten 

(Investition), 

3. die Bereitstellung entsprechender Lager-Aufbereitungskapazitäten 

(Investition), 

4. die Aufbereitung von Rohgas zu Biomethan 

(Investition). 

Ziel dieser Analyse ist es, die mögliche Investitionssumme 

(max-I ) unter verschiedenen Risikoaspekten zu 

ermitteln. Methodisch wird der Unternehmerlohn damit 

zu einer kalkulierten Kostengröße, den Risikokosten, 

die ihrerseits an die zu findende Investitionssumme 

gekoppelt sind. Die Investitionssumme hingegen 

wird zur Variablen max-I. Der Zinssatz von 7,64 % für 

diese Risikokosten wurde den Konditionsmitteilungen 

der KfW für Mezzanine-Kapital am 22.07.2020 entnommen. 

Basisdaten für das Jahr 1 der 

Betrachtungszeit von 15 Jahren: 

Es werden 18.600 Tonnen Substrat erworben, wovon 

nach Lagerverlusten 18.162 Tonnen dem Gärprozess 

zugeführt und dort in ein Rohgasvolumen von 

1.800.597 Nm³ umgewandelt werden. In einer Aufbereitungsanlage 

entstehen daraus 957.631 Normkubikmeter 

Methan (Nm³ CH 4 

). Die Rohstoffkosten betragen 

212.200 Euro, die Betriebskosten incl. Aufbereitung 

betragen 346.874 Euro. Die CNG-Umsatzerlöse betragen 

auf Basis eines Preises von 110,40 Eurocent 

pro Kilogramm (ct/kg) 286.370 €, die Quotenerlöse 

betragen auf Basis eines Preises von 150 Euro je Tonne 

954.314 Euro. Der Fremdkapitalzins wird mit 4,00 % 

angesetzt. Nach aktueller Konditionenmitteilung der 

FOTO: JÖRG BÖTHLING 

70


PRAXIS 

Tabelle 1: Energiesteuerbedingte Preisentwicklung bei konstanter Händlermarge für die Vermarktung 

Ausgehend von einem „Zapfsäulenpreis“ für den Endverbraucher werden aktuelle und zukünftige Energiesteuern, Umsatzsteuern 

und Händlermargen bis 2026 berechnet, um den Umsatzerlös für den Erzeuger zu ermitteln. 

Jahr 

CNG-Marktpreis 

Energiesteuer 

Umsatzsteuer 

19 % 

Händlermarge 

26 % 

Erzeuger- 

Umsatzerlös 

Produktionsmenge 

Biomethan 

CNG- 

Umsatzerlös 

CNG- 

Umsatzerlös 

2021 110,40 ct(kg) 19,24 ct(kg) 20,98 ct(kg) 28,65 ct(kg) 41,53 ct(kg) 957.631 Nm³(CH₄) 286.370 € 3,00 ct(kWh)·(Hi)¯¹ 






Tabelle 2: Berechnung der Äquivalente nach der RED II: E = eec + el + ep + etd + eu – esca – eccs – eccr – eee 

Die Formel aus der RED II wurde in eec und eec-Bonus unterteilt, um das Risiko aus einem Wegfall des Bonus zu veranschaulichen. 

eec eec-Bonus eec el ep1 ep2 eu esca eccs/eccr eee 

-55,00 -45,00 -100,00 0,00 4,30 6,00 g 0,00 0,00 0,00 0,00 

-1.890 t -1.546 t -3.436 t 0,00 t 148 t 206 t 0,00 t 0,00 t 0,00 t 0,00 t 

Tabelle 3: Quotenberechnung 

Die Produktion von 957.631 Nm³(CH 4 

) entspricht 34.364.406 MJ. Somit ergibt sich: 

Biomethan CNG Äquivalenzwert (= -100 + 4,3 + 6) 

Biomethan CNG Äquivalenzwert in Gramm 

Biomethan CNG Äquivalenzwert in Tonnen 

Referenzwert Diesel 

Energie Diesel 

Diesel Äquivalenzwert in Gramm 

Diesel Äquivalenzwert in Tonnen 

Anrechenbares Delta Diesel/CNG 

-89,70 g CO₂/MJ 

-3.082.487.175 g CO 2 

-Äq 

-3.082 t CO 2 

-Äq 

94,10 g CO 2 

-Äq/MJ 

36,00 MJ/l 

3.279.605.029 g CO 2 

-Äq 

3.280 t CO 2 

-Äq 

6.362 t CO 2 

-Äq 

Quotenpreis pro Tonne 150,00 € 

Quotenerlös 954.314 € 

KfW betragen die Effektivzinssätze für die Ratingklasse 

A = 1,31 % und für die Ratingklasse I = 7,93 %. 

In der Analyse haben wir sechs verschiedene Szenarien 

hinsichtlich des möglichen Weiterbetriebes einer Biogasanlage 

analysiert. Die Szenarien wurden mit jeweils 

7,64 % Risikokosten kalkuliert: 

1. Szenario: Die Quotenmenge beträgt 6.362 Tonnen 

CO 2 

-Äq. Der Quotenpreis beträgt 150 Euro. Kosten 

und Erlöse unterliegen einer Inflation von 0,00 %. 


CO 2 

-Äq. Der Quotenpreis beträgt 150 Euro. Kosten 

und Erlöse unterliegen einer Inflation von jeweils 

2,00 %. 


CO 2 

-Äq. Der Quotenpreis beträgt 150 Euro. Die 

Inflation der Kosten beträgt 2,00 %, die der Erlöse 

0,50 %. 


CO 2 

-Äq. Der Quotenpreis beträgt 100 Euro. Die 

Inflation der Kosten beträgt 2,00 %, die der Erlöse 

0,50 %. 

5. Szenario: Die Quotenmenge beträgt ohne den 

Bonus von -45 g CO 2 

-Äq 4.816 Tonnen CO 2 

-Äq. Der 

Quotenpreis beträgt 150 Euro. Die Inflation der Kosten 

beträgt 2,00 %, die der Erlöse 0,50 %. 

6. Szenario: Die Quotenmenge beträgt ohne den 

Bonus von -45 g CO 2 

-Äq 4.816 Tonnen CO 2 

-Äq. Der 

Quotenpreis beträgt 200 Euro. Die Inflation der Kosten 

beträgt 2,00 %, die der Erlöse 0,50 %. 

Der Saldo Gewinn/Verlust in der Spalte Nr. 12 der folgenden 

Tabellen muss immer null sein, nur so sind die 

Risikokosten verdient. 

71

PRAXIS 


1. Szenario: max-I = 3.984.415 Euro 

Die Quotenmenge beträgt 6.362 t CO 2 

-Äq. Der Quotenpreis beträgt 150 Euro. Kosten und Erlöse unterliegen einer Inflation von 0,00 %. 

Es ist jedoch unrealistisch von 0,00 % Teuerungsrate auszugehen. 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 

Index 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 

Jahr 

Betriebskosten 

1 

Rohstoffkosten 

Risikokosten 

Restschuld 

Zinsen Tilgung Summe 

Aufwand 

CNG 

Umsatzerlöse 

Quoten- 

Umsatzerlöse 

Summe 

Umsatzerlöse 

1 346.874 € 212.226 € 304.409 € 3.984.415 € 159.377 € 198.986 € 1.221.872 € 286.370 € 954.314 € 1.240.684 € 18.812 € 

2 346.874 € 212.226 € 304.409 € 3.785.429 € 151.417 € 206.946 € 1.221.872 € 285.155 € 954.314 € 1.239.469 € 17.597 € 

3 346.874 € 212.226 € 304.409 € 3.578.484 € 143.139 € 215.223 € 1.221.872 € 285.155 € 954.314 € 1.239.469 € 17.597 € 

4 346.874 € 212.226 € 304.409 € 3.363.260 € 134.530 € 223.832 € 1.221.872 € 277.261 € 954.314 € 1.231.574 € 9.702 € 

5 346.874 € 212.226 € 304.409 € 3.139.428 € 125.577 € 232.786 € 1.221.872 € 269.153 € 954.314 € 1.223.467 € 1.595 € 

6 346.874 € 212.226 € 304.409 € 2.906.643 € 116.266 € 242.097 € 1.221.872 € 261.028 € 954.314 € 1.215.342 € -6.530 € 

7 346.874 € 212.226 € 304.409 € 2.664.546 € 106.582 € 251.781 € 1.221.872 € 261.028 € 954.314 € 1.215.342 € -6.530 € 

8 346.874 € 212.226 € 304.409 € 2.412.765 € 96.511 € 261.852 € 1.221.872 € 261.028 € 954.314 € 1.215.342 € -6.530 € 

9 346.874 € 212.226 € 304.409 € 2.150.913 € 86.037 € 272.326 € 1.221.872 € 261.028 € 954.314 € 1.215.342 € -6.530 € 

10 346.874 € 212.226 € 304.409 € 1.878.586 € 75.143 € 283.219 € 1.221.872 € 261.028 € 954.314 € 1.215.342 € -6.530 € 

11 346.874 € 212.226 € 304.409 € 1.595.367 € 63.815 € 294.548 € 1.221.872 € 261.028 € 954.314 € 1.215.342 € -6.530 € 

12 346.874 € 212.226 € 304.409 € 1.300.819 € 52.033 € 306.330 € 1.221.872 € 261.028 € 954.314 € 1.215.342 € -6.530 € 

13 346.874 € 212.226 € 304.409 € 994.489 € 39.780 € 318.583 € 1.221.872 € 261.028 € 954.314 € 1.215.342 € -6.530 € 

14 346.874 € 212.226 € 304.409 € 675.906 € 27.036 € 331.326 € 1.221.872 € 261.028 € 954.314 € 1.215.342 € -6.530 € 

15 346.874 € 212.226 € 304.409 € 344.580 € 13.783 € 344.580 € 1.221.872 € 261.028 € 954.314 € 1.215.342 € -6.530 € 

∑ 5.203.113 € 3.183.390 € 4.566.140 € 0 € 1.391.025 € 3.984.415 € 18.328.083 € 4.013.376 € 14.314.707 € 18.328.083 € 0 € 

Gewinn/ 

Verlust 



-Äq. Der Quotenpreis beträgt 150 Euro. Kosten und Erlöse unterliegen einer Inflation von jeweils 2,00 %. 

Es ist jedoch unrealistisch davon auszugehen, dass Kosten und Erlöse der gleichen Teuerungsrate unterliegen. 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 

Index 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 

Jahr 


1 


Risikokosten 

Restschuld 


Aufwand 

CNG 

Umsatzerlöse 

Quoten- 

Umsatzerlöse 

Summe 

Umsatzerlöse 

1 346.874 € 212.226 € 308.240 € 4.034.561 € 161.382 € 201.490 € 1.230.213 € 286.370 € 954.314 € 1.240.684 € 10.470 € 

2 348.609 € 213.287 € 309.782 € 3.833.070 € 153.323 € 209.550 € 1.234.550 € 286.581 € 959.085 € 1.245.666 € 11.116 € 

3 350.352 € 214.354 € 311.331 € 3.623.520 € 144.941 € 217.932 € 1.238.909 € 286.581 € 963.881 € 1.250.462 € 11.553 € 

4 352.103 € 215.425 € 312.887 € 3.405.588 € 136.224 € 226.649 € 1.243.289 € 278.647 € 968.700 € 1.247.347 € 4.058 € 

5 353.864 € 216.502 € 314.452 € 3.178.939 € 127.158 € 235.715 € 1.247.691 € 270.499 € 973.544 € 1.244.043 € -3.648 € 

6 355.633 € 217.585 € 316.024 € 2.943.224 € 117.729 € 245.144 € 1.252.115 € 262.333 € 978.411 € 1.240.745 € -11.370 € 

7 357.411 € 218.673 € 317.604 € 2.698.080 € 107.923 € 254.950 € 1.256.561 € 263.645 € 983.304 € 1.246.948 € -9.613 € 

8 359.198 € 219.766 € 319.192 € 2.443.130 € 97.725 € 265.148 € 1.261.030 € 264.963 € 988.220 € 1.253.183 € -7.846 € 

9 360.994 € 220.865 € 320.788 € 2.177.983 € 87.119 € 275.754 € 1.265.520 € 266.288 € 993.161 € 1.259.449 € -6.071 € 

10 362.799 € 221.969 € 322.392 € 1.902.229 € 76.089 € 286.784 € 1.270.034 € 267.619 € 998.127 € 1.265.746 € -4.287 € 

11 364.613 € 223.079 € 324.004 € 1.615.445 € 64.618 € 298.255 € 1.274.569 € 268.958 € 1.003.118 € 1.272.075 € -2.494 € 

12 366.436 € 224.195 € 325.624 € 1.317.190 € 52.688 € 310.185 € 1.279.128 € 270.302 € 1.008.133 € 1.278.436 € -692 € 

13 368.269 € 225.316 € 327.252 € 1.007.005 € 40.280 € 322.593 € 1.283.709 € 271.654 € 1.013.174 € 1.284.828 € 1.119 € 

14 370.110 € 226.442 € 328.888 € 684.413 € 27.377 € 335.496 € 1.288.313 € 273.012 € 1.018.240 € 1.291.252 € 2.938 € 

15 371.961 € 227.574 € 330.533 € 348.916 € 13.957 € 348.916 € 1.292.941 € 274.377 € 1.023.331 € 1.297.708 € 4.768 € 

∑ 5.389.227 € 3.297.259 € 4.788.993 € 0 € 1.408.532 € 4.034.561 € 18.918.572 € 4.091.830 € 14.826.742 € 18.918.572 € 0 € 

Gewinn/ 

Verlust 

72


PRAXIS 



-Äq. Der Quotenpreis beträgt 150 Euro. 

Die Inflation der Kosten beträgt 2,00 %, die der Erlöse 0,50 %. 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 

Index 2,00% 2,00% 2,00% 0,50% 0,50% 

Jahr 


1 


Risikokosten 

Restschuld 


Aufwand 

CNG 

Umsatzerlöse 

Quoten- 

Umsatzerlöse 

Summe 

Umsatzerlöse 

1 346.874 € 212.226 € 264.643 € 3.463.919 € 138.557 € 172.992 € 1.135.292 € 286.370 € 954.314 € 1.240.684 € 105.392 € 

2 353.812 € 216.471 € 269.936 € 3.290.927 € 131.637 € 179.912 € 1.151.767 € 286.581 € 959.085 € 1.245.666 € 93.899 € 

3 360.888 € 220.800 € 275.335 € 3.111.016 € 124.441 € 187.108 € 1.168.572 € 286.581 € 963.881 € 1.250.462 € 81.890 € 

4 368.106 € 225.216 € 280.842 € 2.923.907 € 116.956 € 194.592 € 1.185.712 € 278.647 € 968.700 € 1.247.347 € 61.635 € 

5 375.468 € 229.720 € 286.459 € 2.729.315 € 109.173 € 202.376 € 1.203.195 € 270.499 € 973.544 € 1.244.043 € 40.848 € 

6 382.977 € 234.315 € 292.188 € 2.526.939 € 101.078 € 210.471 € 1.221.028 € 262.333 € 978.411 € 1.240.745 € 19.717 € 

7 390.637 € 239.001 € 298.031 € 2.316.468 € 92.659 € 218.890 € 1.239.218 € 263.645 € 983.304 € 1.246.948 € 7.731 € 

8 398.449 € 243.781 € 303.992 € 2.097.578 € 83.903 € 227.646 € 1.257.771 € 264.963 € 988.220 € 1.253.183 € -4.588 € 

9 406.418 € 248.657 € 310.072 € 1.869.932 € 74.797 € 236.751 € 1.276.696 € 266.288 € 993.161 € 1.259.449 € -17.246 € 

10 414.547 € 253.630 € 316.273 € 1.633.181 € 65.327 € 246.221 € 1.295.999 € 267.619 € 998.127 € 1.265.746 € -30.252 € 

11 422.838 € 258.702 € 322.599 € 1.386.959 € 55.478 € 256.070 € 1.315.688 € 268.958 € 1.003.118 € 1.272.075 € -43.612 € 

12 431.294 € 263.876 € 329.051 € 1.130.889 € 45.236 € 266.313 € 1.335.770 € 270.302 € 1.008.133 € 1.278.436 € -57.335 € 

13 439.920 € 269.154 € 335.632 € 864.576 € 34.583 € 276.966 € 1.356.255 € 271.654 € 1.013.174 € 1.284.828 € -71.427 € 

14 448.719 € 274.537 € 342.344 € 587.610 € 23.504 € 288.044 € 1.377.149 € 273.012 € 1.018.240 € 1.291.252 € -85.897 € 

15 457.693 € 280.028 € 349.191 € 299.566 € 11.983 € 299.566 € 1.398.461 € 274.377 € 1.023.331 € 1.297.708 € -100.753 € 

∑ 5.998.640 € 3.670.113 € 4.576.589 € 0 € 1.209.311 € 3.463.919 € 18.918.572 € 4.091.830 € 14.826.742 € 18.918.572 € 0 € 

Gewinn/ 

Verlust 





1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 

Index 2,00% 2,00% 2,00% 0,50% 0,50% 

Jahr 


1 


Risikokosten 

Restschuld 


Aufwand 

CNG 

Umsatzerlöse 

Quoten- 

Umsatzerlöse 

Summe 

Umsatzerlöse 

1 346.874 € 212.226 € 123.242 € 1.613.121 € 64.525 € 80.561 € 827.429 € 286.370 € 636.209 € 922.579 € 95.151 € 

2 353.812 € 216.471 € 125.707 € 1.532.560 € 61.302 € 83.783 € 841.075 € 286.581 € 639.390 € 925.971 € 84.896 € 

3 360.888 € 220.800 € 128.221 € 1.448.777 € 57.951 € 87.135 € 854.995 € 286.581 € 642.587 € 929.168 € 74.173 € 

4 368.106 € 225.216 € 130.786 € 1.361.642 € 54.466 € 90.620 € 869.193 € 278.647 € 645.800 € 924.447 € 55.254 € 

5 375.468 € 229.720 € 133.402 € 1.271.022 € 50.841 € 94.245 € 883.676 € 270.499 € 649.029 € 919.528 € 35.853 € 

6 382.977 € 234.315 € 136.070 € 1.176.777 € 47.071 € 98.015 € 898.447 € 262.333 € 652.274 € 914.608 € 16.160 € 

7 390.637 € 239.001 € 138.791 € 1.078.762 € 43.150 € 101.935 € 913.515 € 263.645 € 655.536 € 919.181 € 5.666 € 

8 398.449 € 243.781 € 141.567 € 976.826 € 39.073 € 106.013 € 928.883 € 264.963 € 658.813 € 923.777 € -5.107 € 

9 406.418 € 248.657 € 144.398 € 870.814 € 34.833 € 110.253 € 944.559 € 266.288 € 662.107 € 928.395 € -16.164 € 

10 414.547 € 253.630 € 147.286 € 760.560 € 30.422 € 114.664 € 960.549 € 267.619 € 665.418 € 933.037 € -27.511 € 

11 422.838 € 258.702 € 150.232 € 645.897 € 25.836 € 119.250 € 976.858 € 268.958 € 668.745 € 937.703 € -39.155 € 

12 431.294 € 263.876 € 153.237 € 526.647 € 21.066 € 124.020 € 993.493 € 270.302 € 672.089 € 942.391 € -51.102 € 

13 439.920 € 269.154 € 156.301 € 402.627 € 16.105 € 128.981 € 1.010.461 € 271.654 € 675.449 € 947.103 € -63.358 € 

14 448.719 € 274.537 € 159.427 € 273.646 € 10.946 € 134.140 € 1.027.769 € 273.012 € 678.826 € 951.839 € -75.930 € 

15 457.693 € 280.028 € 162.616 € 139.506 € 5.580 € 139.506 € 1.045.423 € 274.377 € 682.221 € 956.598 € -88.825 € 

∑ 5.998.640 € 3.670.113 € 2.131.283 € 0 € 563.167 € 1.613.121 € 13.976.325 € 4.091.830 € 9.884.495 € 13.976.325 € 0 € 

Gewinn/ 

Verlust 

73

PRAXIS 



4.816 t CO 2 

-Äq. Quotenmenge ohne den Bonus von -45 g CO 2 



1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 

Index 2,00% 2,00% 2,00% 0,50% 0,50% 

Jahr 


1 


Risikokosten 

Restschuld 


Aufwand 

CNG 

Umsatzerlöse 

Quoten- 

Umsatzerlöse 

Summe 

Umsatzerlöse 

1 346.874 € 212.226 € 161.535 € 2.114.331 € 84.573 € 105.592 € 910.800 € 286.370 € 722.354 € 1.008.724 € 97.924 € 

2 353.812 € 216.471 € 164.765 € 2.008.739 € 80.350 € 109.816 € 925.213 € 286.581 € 725.966 € 1.012.547 € 87.334 € 

3 360.888 € 220.800 € 168.061 € 1.898.923 € 75.957 € 114.208 € 939.914 € 286.581 € 729.596 € 1.016.176 € 76.263 € 

4 368.106 € 225.216 € 171.422 € 1.784.715 € 71.389 € 118.777 € 954.909 € 278.647 € 733.244 € 1.011.891 € 56.982 € 

5 375.468 € 229.720 € 174.850 € 1.665.938 € 66.638 € 123.528 € 970.204 € 270.499 € 736.910 € 1.007.409 € 37.205 € 

6 382.977 € 234.315 € 178.347 € 1.542.410 € 61.696 € 128.469 € 985.804 € 262.333 € 740.594 € 1.002.928 € 17.123 € 

7 390.637 € 239.001 € 181.914 € 1.413.941 € 56.558 € 133.608 € 1.001.717 € 263.645 € 744.297 € 1.007.942 € 6.225 € 

8 398.449 € 243.781 € 185.553 € 1.280.334 € 51.213 € 138.952 € 1.017.948 € 264.963 € 748.019 € 1.012.982 € -4.966 € 

9 406.418 € 248.657 € 189.264 € 1.141.382 € 45.655 € 144.510 € 1.034.504 € 266.288 € 751.759 € 1.018.047 € -16.457 € 

10 414.547 € 253.630 € 193.049 € 996.872 € 39.875 € 150.290 € 1.051.391 € 267.619 € 755.518 € 1.023.137 € -28.253 € 

11 422.838 € 258.702 € 196.910 € 846.582 € 33.863 € 156.302 € 1.068.615 € 268.958 € 759.295 € 1.028.253 € -40.362 € 

12 431.294 € 263.876 € 200.848 € 690.280 € 27.611 € 162.554 € 1.086.184 € 270.302 € 763.092 € 1.033.394 € -52.790 € 

13 439.920 € 269.154 € 204.865 € 527.726 € 21.109 € 169.056 € 1.104.105 € 271.654 € 766.907 € 1.038.561 € -65.543 € 

14 448.719 € 274.537 € 208.962 € 358.670 € 14.347 € 175.818 € 1.122.383 € 273.012 € 770.742 € 1.043.754 € -78.629 € 

15 457.693 € 280.028 € 213.142 € 182.851 € 7.314 € 182.851 € 1.141.028 € 274.377 € 774.596 € 1.048.973 € -92.055 € 

∑ 5.998.640 € 3.670.113 € 2.793.488 € 0 € 738.148 € 2.114.331 € 15.314.718 € 4.091.830 € 11.222.889 € 15.314.719 € 0 € 

Gewinn/ 

Verlust 


4.816 t CO 2 

-Äq. Quotenmenge ohne den Bonus von -45 g CO 2 



1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 

Index 2,00% 2,00% 2,00% 0,50% 0,50% 

Jahr 


1 


Risikokosten 

Restschuld 


Aufwand 

CNG 

Umsatzerlöse 

Quoten- 

Umsatzerlöse 

Summe 

Umsatzerlöse 

1 346.874 € 212.226 € 268.566 € 3.515.265 € 140.611 € 175.556 € 1.143.833 € 286.370 € 963.139 € 1.249.509 € 105.676 € 

2 353.812 € 216.471 € 273.938 € 3.339.708 € 133.588 € 182.578 € 1.160.386 € 286.581 € 967.954 € 1.254.535 € 94.149 € 

3 360.888 € 220.800 € 279.416 € 3.157.130 € 126.285 € 189.882 € 1.177.271 € 286.581 € 972.794 € 1.259.375 € 82.104 € 

4 368.106 € 225.216 € 285.005 € 2.967.248 € 118.690 € 197.477 € 1.194.493 € 278.647 € 977.658 € 1.256.305 € 61.812 € 

5 375.468 € 229.720 € 290.705 € 2.769.772 € 110.791 € 205.376 € 1.212.059 € 270.499 € 982.547 € 1.253.046 € 40.986 € 

6 382.977 € 234.315 € 296.519 € 2.564.396 € 102.576 € 213.591 € 1.229.977 € 262.333 € 987.459 € 1.249.793 € 19.815 € 

7 390.637 € 239.001 € 302.449 € 2.350.805 € 94.032 € 222.135 € 1.248.254 € 263.645 € 992.397 € 1.256.042 € 7.788 € 

8 398.449 € 243.781 € 308.498 € 2.128.670 € 85.147 € 231.020 € 1.266.895 € 264.963 € 997.359 € 1.262.322 € -4.574 € 

9 406.418 € 248.657 € 314.668 € 1.897.650 € 75.906 € 240.261 € 1.285.910 € 266.288 € 1.002.345 € 1.268.633 € -17.276 € 

10 414.547 € 253.630 € 320.961 € 1.657.389 € 66.296 € 249.871 € 1.305.305 € 267.619 € 1.007.357 € 1.274.977 € -30.328 € 

11 422.838 € 258.702 € 327.381 € 1.407.518 € 56.301 € 259.866 € 1.325.087 € 268.958 € 1.012.394 € 1.281.351 € -43.736 € 

12 431.294 € 263.876 € 333.928 € 1.147.652 € 45.906 € 270.261 € 1.345.266 € 270.302 € 1.017.456 € 1.287.758 € -57.508 € 

13 439.920 € 269.154 € 340.607 € 877.392 € 35.096 € 281.071 € 1.365.848 € 271.654 € 1.022.543 € 1.294.197 € -71.651 € 

14 448.719 € 274.537 € 347.419 € 596.320 € 23.853 € 292.314 € 1.386.841 € 273.012 € 1.027.656 € 1.300.668 € -86.174 € 

15 457.693 € 280.028 € 354.367 € 304.007 € 12.160 € 304.007 € 1.408.255 € 274.377 € 1.032.794 € 1.307.171 € -101.084 € 

∑ 5.998.640 € 3.670.113 € 4.644.428 € 0 € 1.227.237 € 3.515.265 € 19.055.681 € 4.091.830 € 14.963.852 € 19.055.681 € 0 € 

Gewinn/ 

Verlust 

74


PRAXIS 

Fazit: Die sechs Szenarien verdeutlichen die Auswirkungen 

von Quotenpreis, Quotenmenge und Inflationsrate. 

Sie erzeugen Transparenz, Vielfalt und Unsicherheit, 

aber das ist der Preis für die Antwort auf die Frage: 

„Was kann ich mir leisten“. Wer mit seinen landwirtschaftlichen 

Flächen für die notwendigen Kredite in 

die Haftung geht, sollte das Verlustrisiko nicht nur gut 

abwägen, es sollte auch angemessen entlohnt werden. 

lebt mit der Abhängigkeit vom Subventionsgeber, denn 

der bestimmt die Musik. 

Die Investitionssummen der Szenarien S1 bis S6 

5.000.000 

4.000.000 

Welcher Quotenpreis ist in der Zukunft zu erwarten und 

für den Betrachtungszeitraum von 15 Jahren in Ansatz 

zu bringen? Die Entwicklung des Quotenpreises wird 

von der Pflicht zur Beimischung beeinflusst. Waren es 

ursprünglich 3,50 %, stieg die Beimischungspflicht 

2017 auf 4,00 % und 2020 auf 6,00 %. Eine weitere 

Erhöhung der Beimischungspflicht ist nach unserer 

Überzeugung erwartbar. Wird die verpflichtende Beimischungsquote 

nicht erreicht, wird eine Strafzahlung 

von 470 Euro je Tonne nicht erreichtem CO 2 

-Äq fällig. 

Zur Vermeidung dieser Strafzahlung sichern sich die 

Marktakteure entsprechende Quoten zu Preisen unter 

470 Euro. In Anbetracht des radikalen Preisverfalls für 

Öl und Gas im Jahr 2020 geraten auch CNG-Treibstoffe 

unter Druck. CNG aus Biomethan wird sich dem aktuell 

nicht entziehen können und der durch die Pandemie reduzierte 

Kraftstoffverbrauch wird sich auch nachteilig 

auf die Quotenpreise auswirken. 

Wie sicher wird der Bonus für Gülle und Mist sein? 

Wird er im Rahmen der Umsetzung der RED II in nationales 

Recht für eine Dauer von 5, 10 oder 15 Jahren 

festgeschrieben? 

Die leidgeprüfte Biogas-Branche kann politische Risiken 

bestens einschätzen. Wer Subventionen annimmt, 

Welche Lösungen für die verfahrenstechnische Herausforderung 

der Vergärung von schwer abbaubaren Stoffen 

mit einem akzeptablen biologischen Abbaugrad, 

die Unterbringung der damit verbundenen Nährstofffrachten, 

die Bereitstellung entsprechender Lagerkapazitäten, 

die Aufbereitung von Rohgas zu Biomethan 

können mit den jeweiligen Investitionssummen erworben 

werden? Die anschauliche Antwort liefert das obige 

Säulendiagramm. 

Autor 

Dipl. Des. Rainer Casaretto 

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PRAXIS 


Die „Käseglocke“ für die 

Biogasanlage gibt es nicht 

Erdwälle, die Biogasanlagen 

umschließen, 

müssen fachgerecht 

errichtet werden. 

Für Biogasanlagen wird eine Umwallung Pflicht. So sieht es die AwSV vor. Bestehende Anlagen 

müssen zum 1. August 2022 nachgerüstet werden. Anlagenbetreiber müssen daher 

aktiv werden. Doch nicht überall kann ein entsprechendes Konzept umgesetzt werden. Es 

gibt auch andere Lösungen, über die nachgedacht werden kann. 


Die Verordnung über Anlagen zum Umgang 

mit wassergefährdenden Stoffen (AwSV) 

enthält eine Reihe von neuen Regelungen, 

die sich auf den Betrieb von Biogasanlagen 

auswirken und auch zusätzliche Investitionen 

in die Maschinen- und Gebäudesubstanz 

auslösen können. Um die unkontrollierte Freisetzung 

von Gärsubstrat, das als allgemein wassergefährdend 

eingestuft ist, in die Umwelt zu verhindern, müssen alle 

Biogasanlagen mit oberirdischen Behältern bis zum 

1. August 2022 eine Umwallung nachrüsten – zum 

Beispiel in Form eines Erdwalls. 

Die Zeit läuft also. „In der Praxis trat das Problem auf, 

dass ein Betreiber eine Änderung seiner Genehmigung 

beantragt hat – beispielsweise, weil er ein Flex-BHKW 

hinzugebaut hat“, so der Regensburger Rechtsanwalt 

Dr. Helmut Loibl. Die Folge war dann, dass die Behörde 

die Genehmigung für die Anlage insgesamt angegangen 

ist. Dann wurde zur Auflage gemacht, dass die 

Genehmigung erst genutzt werden darf, nachdem die 

Umwallung fertiggestellt wurde. 

Zwar sei die Anordnung einer Umwallung rechtlich 

nicht zu beanstanden – sie dürfe nach Auffassung 

Loibls aber erst zum 1. August 2022 angeordnet werden. 

Unstrittig ist: Neuanlagen benötigen die Umwallung 

sofort. Das Volumen der Umwallung muss so 

groß sein, dass es für das Volumen des Behälters mit 

dem größten oberirdischen Volumen zuzüglich Niederschlagswasser 

ausreicht. 

Ausnahmen müssen gut begründet werden 

Das trifft alle Behälter, deren Flüssigkeitsspiegel über 

der Geländeoberkante liegt. Fahrsilos und Lagerplatten 

für feste Gärdünger bleiben unberücksichtigt. Ein 

Verzicht auf die Umwallung ist nur bei Zustimmung der 

zuständigen Behörde möglich, wenn eine Umsetzung, 

beispielsweise aus räumlichen Gründen, nicht möglich 

ist. Das gilt jedoch nur in besonders gut begründeten 

Ausnahmefällen. Möglicherweise werden aber dann 

weitere Schutzmaßnahmen erforderlich. 

Bei Anlagen, bei denen oberhalb der Geländeoberkante 

Leckagen auftreten können, gilt: Das Rückhaltevolumen 

muss auf das Volumen des größten Behälters der 

Anlage abgestimmt sein. Die Umwallung muss eine 

Sohle aus bindigem Boden erhalten oder befestigt werden, 

denn die Rückhaltevorrichtungen müssen flüssigkeitsundurchlässig 

sein. In der Regel müssen die Sohle 

und die Wälle des Auffangraumes mit einer Schicht aus 

verdichtetem Boden versehen sein. 

Potenziell austretende Flüssigkeiten sollen innerhalb 

von drei Tagen nicht tiefer als 20 Zentimeter eindringen 

können. Das gilt auch für die Flächen, die nicht 

von der Umwallung umfasst werden, aber auch im 

Schadensfall von austretenden Flüssigkeiten berührt 

werden. Die Vorgaben des Erdbaus sind bei der Ausführung 

des Walles zu berücksichtigen: Das heißt, dass 

die Erdschichten lageweise eingebaut und verdichtet 

werden müssen. Bei Wällen aus Erdmaterial sind 

Höhe, Kronenbreite, Böschungsneigung bis zu einer 

FOTO: ADOBE STOCK_COUNTRYPIXEL 

76


PRAXIS 

Höhe von 1,5 Meter definiert. „Bis dahin ist kein Standsicherheitsnachweis 

erforderlich“, so Harald Heinl, Umweltgutachter 

und AwSV-Sachverständiger der OmniCert Umweltgutachter 

GmbH. Dieser Standsicherheitsnachweis ist ab einer Höhe von 

1,5 Meter erforderlich. Eine Bepflanzung ist möglich, solange 

keine tiefwurzelnden Büsche oder Bäume angepflanzt werden. 

Die Bedienbarkeit der Anlage muss im Schadensfall gewährleistet 

sein. Die Abläufe innerhalb der Umwallung müssen dauerhaft 

geschlossen sein. Beim Herstellen der Umwallung gilt 

die Fachbetriebspflicht. 

Ulrich Kotzbauer, Geschäftsführer der Rotaria Energie- und 

Umwelttechnik GmbH, hält es für kurzsichtig, sich nur auf die 

Frage der Umwallung zu konzentrieren: „Es wäre viel besser, 

von einem Havariekonzept zu sprechen. Ein Havariekonzept ist 

ähnlich wie ein Feuerwehrplan zu verstehen. Zu einem Havariekonzept 

gehören neben baulichen und technischen Maßnahmen 

auch organisatorische Maßnahmen und wahrscheinlich 

auch Übungen, damit jeder im Ernstfall auch weiß, wo was 

gemacht und zugedreht‘ 

werden muss“, gibt er zu 

„Ein Havariekonzept 

ist ähnlich wie ein 

Feuerwehrplan zu 

verstehen“ 

Ulrich Kotzbauer 

bedenken. 

Denn nicht bei jedem 

Unglücksfall treten Flüssigkeiten 

nur langsam 

aus: „Bei einem plötzlichen 

statischen Versagen 

auf der Biogasanlage 

sind selbst massive 

Betriebsgebäude weggeflogen.“ 

Neben den Maßnahmen zum Schutz muss man sich 

bei der Erstellung eines Konzeptes auch Gedanken über das 

Havariegeschehen machen. Eine besondere Berücksichtigung 

sollten auch die Rohrleitungssysteme auf der Anlage erfahren. 

„Auf der Anlage sollten vernünftige Schieber vorhanden sein. 

Das ist viel Wert.“ Eine besondere Herausforderung stellt die 

Topographie dar, betont Ulrich Kotzbauer: „Schließlich befindet 

sich nicht jede Biogasanlage auf dem flachen Land.“ Doch 

bei einer Lage am Hang wird es schwierig, eine konventionelle 

Umwallung zu realisieren. Mitunter kann durch einen Wall auf 

der Talseite ein unkontrolliertes Abfließen in das Gelände verhindert 

werden, doch die seitlichen Grenzen des Anlagengeländes 

sind schwieriger zu sichern. 

Außerdem haben Wälle entscheidende Nachteile: Sie müssen 

in regelmäßigen Abständen auf ihre Standsicherheit überprüft 

werden. Dabei ist auch zu kontrollieren, ob nicht Nagetiere das 

Bauwerk durchlöchert haben. Wälle haben zwangsläufig Lücken. 

Zumindest eine Zufahrt zum Betriebsgelände kann nicht 

„auslaufsicher“ gestaltet werden. 

Vom Hochwasserschutz lernen 

Wie kann ein Schutz für diesen gefährdeten Bereich aussehen? 

Denkbar sind technische Lösungen, wie sie im mobilen 

Hochwasserschutz eingesetzt werden. Das beginnt bei „klassischen“ 

Sandsäcken, die aber befüllt auf der Anlage lagern 

müssen, damit sie im Bedarfsfall schnell mit Rad- oder Teleskoplader 

umgesetzt werden. Denkbar ist auch der Einsatz 

mobiler Dammbalkensysteme, die aber ebenfalls schnell 

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verfügbar sein müssen. Aus Sicht von Ulrich Kotzbauer 

nehmen viele Betreiber das Thema noch nicht ernst. 

Doch abgesehen von der vom Gesetzgeber gesetzten 

Frist: „Es ist gar nicht so unwahrscheinlich, dass auf 

der Anlage mal etwas passiert. Da muss ich als Betreiber 

umgehend reagieren können.“ Deshalb hält er 

die Einbettung in ein Havariekonzept für wichtig. „Der 

oberflächliche Abfluss ist nicht das alleinige Problem“, 

macht Kotzbauer auf einen weiteren Aspekt aufmerksam. 

Denn auch über Abläufe auf dem Gelände kann Substrat 

in die Umwelt gelangen. Schieber sollten an geeigneter, 

auch im Havariefall zugänglicher Stelle vorhanden 

sein, die auch schnell bedienbar sind und mit 

in Nähe des Schiebers eindeutigen Hinweisen zur Bedienung. 

Das gilt zum Beispiel für Schieber, die mehrere 

Behälter verbinden. Ganz besonders erforderlich 

sind Schieber für Leitungen, die abgesperrt werden 

müssen, damit Flüssigkeit nicht unkontrolliert in andere 

Bereiche, zum Beispiel die Vorflut, gelangen. 

Mobile Pumpen – Vorteile bei Stromausfall 

„Es gilt, alternative Ideen zu entwickeln“, betont Kotzbauer. 

Statt einer Umwallung können auch eine Mulde 

oder ein flacher Graben Gärflüssigkeit aufnehmen. So 

könnte das Substrat im Havariefall gezielt abgeleitet 

werden. Wenn es sich dann in der tiefsten Stelle im Gelände 

sammelt, kann es mit einem zentralen Pumpwerk 

in Tankwagen zum Abtransport umgepumpt werden. 

Auch eine mobile Lösung mit einer zapfwellengetriebenen 

Pumpe kommt infrage, was bei einem eventuellen 

Stromausfall Vorteile bietet. 

Auch lässt sich das Substrat in andere intakte Behälter 

auf der Anlage umpumpen. „Die Mengen, die gefördert 

werden müssen, sind vergleichsweise moderat“, so Ulrich 

Kotzbauer. Im Gegensatz zu den Mengen, die bei 

einer größeren Havarie aufgefangen werden müssten. 

Das geforderte Rückhaltevolumen wird zwar für den 

größten Behälter auf der Anlage bemessen, dennoch 

sind auch Havarien denkbar, bei denen der Inhalt mehrerer 

Behälter aufzufangen ist. Vor allem gilt dies für 

Behälter, die untereinander mit Leitungen verbunden 

sind, die bei einer Havarie nicht rechtzeitig zu schließen 

sind. Die Rohre, mit denen die Behälter verbunden 

sind, können an den Durchführungen in die Wand 

ebenfalls undicht werden. Oft handelt es sich bei den 

Rohrleitungen um Kunststoffmaterial, das bei einem 

Brand schmelzen kann. 

Bedenken hat Ulrich Kotzbauer auch wegen des zunehmenden 

Einsatzes von Separatoren auf den Biogasanlagen. 

Hier werde oft nicht Sorge getragen, dass 

Gärprodukt nach einem Stopfendurchbruch oder bei 

Bedienungsfehlern unkontrolliert austreten kann – und 

dies mitunter an Plätzen, wo das Substrat nicht aufgefangen 

werden kann. „All dies gehört in ein Havariekonzept!“, 

fordert Kotzbauer. 

Experten für Sicherheit auf Biogasanlagen hoffen, dass 

die Anlagenbetreiber für das Thema sensibilisiert werden 

und die ihnen verbleibende Zeit für die Frist zur 

Umwallung nutzen, um ein Sicherheitskonzept zu erstellen 

und ihre Anlagen nachzurüsten. „Jede Anlage 

muss individuell betrachtet werden, eine ,Käseglocke‘ 

lässt sich nicht über alle Anlagen stülpen.“ 

Autor 

Thomas Gaul 


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PRAXIS 


INTERVIEW 

Wasserstoff-BHKW: Innovatives 

Aggregat für die Energieversorgung 

Im Gespräch mit Christian Grotholt, Vorstandsvorsitzender und Gründer der Firma 2G 

Energy AG, über die neuen mit Wasserstoff betriebenen Blockheizkraftwerke (BHKW). 

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

Christian Grotholt, 

Vorstandsvorsitzender 

und Gründer der Firma 

2G Energy AG. 

Biogas Journal: Herr Grotholt, mit der Entwicklung von 

Biogas- und Erdgas-BHKW hat 2G sich einen Namen 

gemacht und ist auch in vielen Ländern außerhalb 

Deutschlands bekannt. Warum bietet 2G nun auch ein 

Wasserstoff-BHKW an? 

Christian Grotholt: Der KWK-Technik wurde ja von der 

Politik in den zurückliegenden Jahren im Zusammenhang 

mit der Umsetzung der Energiewende bestenfalls 

eine Überbrückungsfunktion zugewiesen. Wir wollten 

und können heute beweisen, dass BHKW eben keine 

„Brückentechnologie“ sind, sondern ein „Enabler“ der 

Energiewende mit langfristiger Perspektive. Mit H 2 

- 

BHKW wird die hundertprozentige Integration von erneuerbarem 

Strom in das Versorgungssystem möglich. 

Zum Beispiel durch die Speicherung von sogenanntem 

überschüssigen Windstrom in Form von Wasserstoff, 

der über Elektrolyse erzeugt wird. 

Projektbeispiele aus der Energie- und Immobilienwirtschaft 

sowie Industrie machen deutlich, dass wir hier 

nicht über reine Zukunftsmusik reden, sondern sich 

ein Markt für H 2 

-BHKW bereits entwickelt hat – auch 

international. Im Übrigen bekommen wir aus dem landwirtschaftlichen 

Segment erste Signale, die ein zunehmendes 

Interesse an der Option Wasserstoff deutlich 

machen. 

Biogas Journal: Wie lassen sich Wasserstoff-BHKW mit 

Biogasanlagen verbinden beziehungsweise warum sollten 

Anlagenbetreiber sich mit dem Thema befassen? 

Grotholt: Es gibt verschiedene Parameter, die sich für 

den Biogasanlagenbetreiber gerade durch politische 

Vorgaben und Initiativen verändern. In Anbetracht 

einer steigenden CO 2 

-Bepreisung und der Erwartung, 

dass der Preis für Wasserstoff stark sinken wird im Zuge 

des durch die Wasserstoffstrategie der Bundesregierung 

geförderten Markthochlaufs, ergeben sich neue 

Wirtschaftlichkeitsüberlegungen für Biogasanlagenbetreiber. 

Insbesondere dann, wenn das Ende der EEG- 

Förderung absehbar ist. Natürlich sind die jeweiligen 

Gegebenheiten vor Ort, wie zum Beispiel die Nähe zu 

einem Windpark, von großer Bedeutung, denn es wird 

sicher nicht die eine Lösung für alle Fälle geben. 

Für Biogasanlagenbetreiber kann aber die sogenannte 

dunkle Fermentation noch größere Bedeutung bekommen. 

Dabei geht es um die fermentative, anaerobe 

Umwandlung von organischem Substrat in Bio-Wasserstoff. 

Dieses Verfahren nutzt ausschließlich erneuerbare 

Biomassen und Reststoffe zur Wasserstofferzeugung 

und kann durch Restwärme (37 bis 55 °C) betrieben 

werden. Das deutsch-niederländische Forschungsprojekt 

BioTecH 2 

unter der Führung der FH Münster 

bietet deshalb die Chance, der Wasserstoffwirtschaft 

in Zukunft einen regenerativen und nachhaltigen Erzeugungsweg 

hinzuzufügen. 

Für Betreiber von Biogas-BHKW ist aber auch wichtig 

zu wissen, dass ein Umstieg auf Wasserstoff nicht 

automatisch eine komplette Neuinvestition bedeutet. 

Die praxiserprobten Module unserer agenitor-Baureihe 

sind zum Beispiel „Wasserstoff-ready“ – das heißt, sie 

können mit einem Aufwand von etwa 10 bis 15 Prozent 

der ursprünglichen Investitionskosten im Rahmen einer 

Revision vor Ort umgebaut werden in ein H 2 

-BHKW. 

Biogas Journal: Was wird an einem klassischen Biogas- 

BHKW technisch verändert, damit es wasserstofftauglich 

wird? Um welches BHKW-Modell handelt es sich 

bei dem Wasserstoff-BHKW? 

FOTO: 2G ENERGY AG 

80


PRAXIS 

Grotholt: Zunächst möchte ich festhalten, dass es 

sich bei uns um eine Baureihe von H 2 

-BHKW im Leistungsspektrum 

von 115 bis 360 Kilowatt elektrischer 

Leistung handelt. Die eigentliche Motorentechnik der 

agenitor-Baureihe bedarf keiner wesentlichen Änderungen. 

Kernpunkt der Anpassung ist ein speziell entwickeltes 

Einspritzsystem für Wasserstoff, das dem 

besonderen Brennverhalten von Wasserstoff gegenüber 

anderen Gasen Rechnung trägt. 

Neben der Verbrennungsluftaufladung, die mit Lambda 

größer 2,5 betrieben wird, um einen emissionsfreien 

Betrieb sicherzustellen, zählt eine optimierte Vorkammerzündkerze 

zu den Schlüsseltechnologien. Insgesamt 

ist also ein limitierter Aufwand auf der Mechanik- 

Seite nötig, um das Erdgas- oder Biogas-Basismodul an 

die Anforderungen des Wasserstoff-Betriebs anzupassen. 

Die Motorelektronik und Steuerungstechnik spielt 

dann noch einmal eine besondere Rolle, wenn neben 

reinem Wasserstoff auch Gasgemische genutzt werden 

sollen. 

Biogas Journal: Dann ist mit dem Wasserstoff-BHKW 

auch ein Multifuelbetrieb mit Biogas, Biomethan oder 

Erdgas möglich? 

Grotholt: Wie eben schon angedeutet, sind die H 2 

- 

BHKW nicht nur auf reinen Wasserstoff ausgelegt. Sie 

können auch mit variablen Gasmischungen gefahren 

werden. 

Biogas Journal: Welche Vorteile hat ein Wasserstoff- 

BHKW gegenüber einer Brennstoffzelle? 

Grotholt: Zunächst würde ich die Robustheit des BHKW 

gegenüber Schadstoffen beziehungsweise seine Toleranz 

gegenüber geringfügigen Beimischungen nennen. 

Beim Thema Robustheit spielt dann ja auch das Thema 

Service mit hinein. Heute haben BHKW-Hersteller 

aufgrund der großen Produkt-Population im Markt ein 

ausgefeiltes und technisch hochqualifiziertes Servicenetzwerk, 

das auch online auf Module zugreifen kann. 

Dieses Netzwerk ist die Basis dafür, dass mithilfe von 

vorausschauender Betriebsdatenanalyse und Wartung 

Stillstandszeiten vermieden werden können. Wir sind 

also meiner Überzeugung nach hinsichtlich niedriger 

Gesamtbetriebskosten über die Produktlebensdauer 

für BHKW gut aufgestellt. 

Und dann kommt noch ein Aspekt der Versorgungssicherheit 

im deutschen Stromnetz hinzu: Nach Atomund 

Kohleausstieg sind BHKW der logische Ersatz für 

die dann fehlenden rotierenden Massen im Gesamtversorgungssystem, 

mit denen die Fehlertoleranz im 

Stromnetz auf dem heutigen hohen Stand gehalten 

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PRAXIS 


Grotholt: Wasserstoff mag für die Energiebranche 

noch ein relativ neuer Stoff 

sein, aber die diversen Anwendungen etwa 

in der chemischen Industrie zeigen ja, dass 

der Umgang mit Wasserstoff kein besonderes 

Problem darstellt. Insgesamt werden wir 

damit vertrauter werden durch die Tatsache, 

dass immer mehr Tankstellen für grünen 

Wasserstoff gerade auch in ländlichen Regionen 

wie im Westen von Schleswig-Holstein 

entstehen und zum Beispiel Deutz Motoren 

für den Wasserstoff-Betrieb in Landmaschinen 

entwickelt. Generell kann man sagen, 

dass sich zum Beispiel der Service von konventionellen 

und H 2 

-BHKW nicht signifikant 

unterscheidet. In Anbetracht des besonders 

hohen Diffusionsvermögens von Wasserstoff 

muss diesem Faktor bei der Installation eines 

BHKW beim Rohrleistungsbau Rechnung 

getragen werden. Aber dies ist wie 

gesagt ein Standard in der Industrie und im 

relevanten Handwerk. 

Wasserstoff-BHKW auf 

Basis des agenitor 406 

aus dem Hause 2G, hier 

am Standort in Haßfurt. 

Biogas Journal: Wie viele Wasserstoff-BHKW haben Sie 

schon im Praxisbetrieb? 

Grotholt: Aktuell sind vier BHKW unterschiedlicher 

Leistungen im In- und Ausland ausgeliefert und teilweise 

bereits länger in Betrieb, ein weiteres wird voraussichtlich 

gegen Ende des Jahres in Betrieb genommen. 

Natürlich sind das noch begrenzte Stückzahlen, 

aber wir stellen sehr deutlich fest, dass das Interesse 

im Markt speziell im letzten Jahr sprunghaft angestiegen 

ist. 

Biogas Journal: Müssen Betreiber von Wasserstoff- 

BHKW Besonderheiten beachten gegenüber dem Biogas-BHKW-Betrieb? 

Biogas Journal: Wo bewegen sich Wasserstoff-BHKW 

preislich? 

Grotholt: Perspektivisch wollen wir zu einer 

Preisparität zwischen H 2 

-BHKW und 

Biogas- beziehungsweise Erdgas-BHKW 

kommen. Da sind wir aber noch nicht, auch 

aufgrund der Stückzahlen. Mittelfristig 

gehen wir von einem spezifischen Durchschnittswert 

von etwa 1.000 Euro pro Kilowatt 

aus. Dabei spielt die zu erwartende 

Leistungssteigerung im Rahmen der laufenden 

Modul-Entwicklung eine wichtige 

Rolle. Für das aktuelle H 2 

-Modul mit 170 

Kilowatt elektrische Leistung erwarten wir 

zum Beispiel eine Leistungssteigerung auf 

rund 200 kW el 

in absehbarer Zeit. 

Da liegt der Ruf nach staatlicher Förderung 

natürlich nahe. In der Tat werden die 

geplante schnelle Umsetzung der Wasserstoffstrategie 

der Bundesregierung und die 

absehbar zunehmenden Probleme bei der Umsetzung 

der Energiewende nach meiner Überzeugung auch die 

Bereitschaft in der Politik erhöhen, BHKW als Kernelemente 

der Sektorenkopplung nachhaltig zu fördern, 

wenn sie emissionsfrei Strom und Wärme bereitstellen. 

Biogas Journal: Herr Grotholt, vielen Dank für das 

Gespräch! 

Interviewer 

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

Redakteur Biogas Journal 


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PRAXIS 


Anlage des Monats Juli 

Unsere Biogasanlage des Monats 

Juli steht im oberfränkischen 

Itzgrund. Die Güllekleinanlage 

von Horst Porzelt 

hat eine Leistung von 75 

Kilowatt (kW) und ist seit 2016 Teil des 

ökologischen Landwirtschaftsbetriebes 

Gut Merkendorf/Bio-Hof Porzelt. Vergoren 

werden ausschließlich Gülle und Mist der 

hofeigenen Rinder und Pferde. 

Durch die Vergärung werden unter anderem 

auch die keimfähigen Unkrautsamen 

reduziert. Die Biogasanlage ist in die biologische 

Bewirtschaftung des zertifizierten 

Erlebnisbauernhofes mit 140 Milchkühen 

voll integriert. Pro Jahr erzeugt die Anlage 

rund 630 Megawattstunden klimafreundlichen 

Strom. 

Anlage des Monats August 

Für den August wurde 

die NawaRo- 

Anlage BioEnergie 

Allgäu GmbH & Co. 

KG auserkoren. Die 

2006 in Betrieb gegangene 

Biogasanlage wird zu über 50 

Prozent mit Grassilage gefüttert, 

der Rest ist Silomais und 

Grünroggen. 

Die beiden Blockheizkraftwerke 

mit einer Leistung 

von 350 und 250 Kilowatt 

erzeugen pro Jahr 4,9 Millionen 

Kilowattstunden (kWh) 

klimafreundlichen Strom. 

Die Wärme geht in die Klärschlammtrocknung 

der Stadt 

Wangen. In der Summe vermeidet 

die von sechs Landwirten 

als Gesellschafter 

betriebene Biogasanlage 

jährlich 985 Tonnen CO 2 

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PRAXIS 


20 Jahre mit Herzblut für Biogas 

Aus einer „Bastelei“ während des Studiums bauten Martin Grepmeier und Ernst Murnleitner 

ein erfolgreiches mittelständisches Unternehmen im Bereich Gasanalyse- und Automatisierungstechnik 

auf. Die Awite Bioenergie GmbH feiert dieses Jahr 20-jähriges Jubiläum. 

Ein Blick auf die entscheidenden Erfolgsfaktoren. 

Von Rouven Zietz 


und Awite-Mitgründer Ernst 

Murnleitner hat schon vor 

20 Jahren an die positive 

Entwicklung der Erneuerbaren 

Energien geglaubt. 


Martin Grepmeier ist überzeugt, 

dass ein hervorragender 

Kundenservice der 

Schlüssel zum Erfolg ist. 

Ende der 1990er Jahre lernten sich Martin 

Grepmeier und Ernst Murnleitner bei einem 

Projekt an der Universität in Weihenstephan 

kennen. „Wir waren neben unseren Doktorarbeiten 

in Teilzeit angestellt. Nebenher 

haben wir mit unserem Fachwissen angefangen zu basteln, 

erzählt Grepmeier. So entstand das erste Gerät 

zur Gasanalyse einer Schwefel-Wasserstoff-Mischung. 

Fast zeitgleich trat im Jahr 2000 das erste EEG in 

Kraft. Doch der Impuls zur Gründung von Awite 

kam eher aus einer anderen Richtung. Ein 

Unternehmen aus Bayern war auf der Suche 

nach einer Schwefelwasserstoffnutzung. Die 

Bastler legten los. „Erst danach haben wir 

uns mehr mit der Thematik beschäftigt und 

erkannt: Der Bereich wächst richtig stark!“ 

Erste Schritte im Nischenmarkt 

Gegründet wurde Awite Bioenergie dann in einem 

Gartenhaus, um erstmal die Kosten gering zu 

halten. Denn bei zwei Studenten, die neben der Doktorarbeit 

praktisch im Nebenerwerb gründen, stehen 

die Banken nicht gerade Schlange, um zu investieren. 

Murnleitner und Grepmeier ließen es deshalb langsam 

angehen. Erste Aufträge kamen dann aus dem lokalen 

Umfeld des landtechnischen Instituts in Weihenstephan. 

Kurz darauf starteten in Ostdeutschland, befeuert 

durch das EEG, große landwirtschaftliche Genossenschaften 

mit der Biogasproduktion. In diesem 

Zuge kamen weitere Aufträge für Awite zustande. 

Den ersten Mitarbeiter stellten die zwei 

Freunde im Jahr 2003 ein. Bis dahin haben 

die Gründer von der Produktentwicklung über 

die Anlageninstallation beim Kunden bis hin 

zur Wartung alles selbst gemacht. Es folgten 

im Laufe der Zeit weitere Mitarbeiter. Heute 

tragen Grepmeier und Murnleitner die Verantwortung 

für 45 Festangestellte. 

Zu Beginn ihrer Unternehmerkarriere hatten die Geschäftsmänner 

noch keine genaue Vorstellung, wie sich 

ihr Projekt entwickeln soll. Nur eine Sache war klar: 

„Uns war es immer wichtig, dass wir im Bereich Erneuerbare 

Energien agieren“, sagt Awite-Geschäftsführer 

Murnleitner. Ihre Unternehmensaktivitäten haben sie 

schon damals dem Aspekt der Nachhaltigkeit untergeordnet. 

Also ein Handeln, dass auch ihrer privaten Philosophie 

entspricht. „Der Kundennutzen war uns von 

Anfang an wichtig. Bis heute betreuen wir unsere Kunden 

intensiv vom ersten Kontakt bis zum Austausch des 

alten Geräts“, sagt Grepmeier. 

Mit Rundumbetreuung punkten 

Mit diesem Ansatz grenzen sich die beiden geschäftsführenden 

Akademiker von ihrer Konkurrenz erheblich 

ab, wie sie sagen. „Wir sind keine große Firma, die aus 

einer anderen Richtung kommt und jetzt ein Messgerät 

für Biogas herstellt“, sagt Grepmeier. „Wir lassen unsere 

Kunden nicht mit einem unpassenden Angebot zurück, 

bei dem sie zwischen drei Geräten wählen können 

und es sonst keine weitere Beratungsleistung gibt.“ 

Das Unternehmen Awite ist im Biogasbereich groß geworden. 

Die Gründer entwickelten ein Messgerät speziell 

für Biogas und haben sich dem Thema aus prozesstechnischer 

Perspektive gewidmet. „Wir schauen 

uns jede Anlage an, sprechen mit dem Kunden und 

entscheiden dann, welches das passende Gerät für 

den individuellen Betrieb ist“, erklärt Murnleitner den 

Ansatz. 

Mit dem Aggregat AwiDESULF können Betreiber ihr Gas 

kontinuierlich entschwefeln. 

FOTOS: AWITE BIOENERGIE GMBH 

86


PRAXIS 

Die individuelle Betrachtung jeder Anlage ist zudem 

ein wichtiges Verkaufsargument. „Eine vernünftige 

Gasanalyse muss auf die Anlage und den Prozess abgestimmt 

sein. Ich kann nicht ein Standardprodukt für 

jede Anlage verkaufen“, sagt Grepmeier. Die von ihnen 

installierten Systeme begleiten die Awite-Mitarbeiter 

über deren gesamte Lebenszeit hinweg. Rundumbetreuung 

nennen sie das. „Damit stehen wir auch für 

qualitativ hochwertige Produkte. Das hat seinen Preis. 

Wir sind nie einen Preiskampf mitgegangen, um dadurch 

höhere Marktanteile zu erzielen“, sagt Murnleitner 

stolz. 

Schritt für Schritt Märkte erschließen 

Als Unternehmen langsam wachsen, ist das Motto der 

beiden bodenständigen Geschäftsführer. Grepmeier 

und sein Kompagnon wollen lieber mit qualitativ hochwertigen 

Produkten, individuellem Service und dem 

Fokus auf langfristige Beziehungen den Wachstumspfad 

ihres Unternehmens bestreiten. Nachhaltig und 

vernünftig nennen Murnleitner und Grepmeier dieses 

Konzept. 

Und es geht auf. Nach den Anfängen in Bayern, Sachsen 

und Sachsen-Anhalt folgten weitere Schritte und 

Standorte. Das mittelständische Unternehmen hat bislang 

3.000 Gasanalysesysteme und 150 Automatisierungssysteme 

installiert. Und das weltweit. 

Ihre Produkte werden von Anlagenbauern als auch von 

Betreibern gekauft. Erstere machten im vergangenen 

Jahr eine deutliche Mehrheit aus. Doch besonders im 

deutschen Markt werden die Anlagenbetreiber, somit 

vor allem die Landwirte, immer wichtiger. „Gerade in 

den vergangenen zwei bis drei Jahren entwickelt sich 

der Bereich Biogasaufbereitung und -einspeisung“, 

erklärt Grepmeier. Oft stellt der Betriebsaußendienst 

dann Testgeräte bei potenziellen Kunden auf, die sich 

noch nicht sicher sind, ob sie investieren sollen. Weitere 

Kunden kommen aus dem Bereich Kläranlagen, 

Deponien und aus der Industrie. 

Mit jedem neuen EEG kommt die Herausforderung, wie 

es mit dem heimischen Biogasmarkt weitergeht, wer in 

Zukunft wie und vor allem ob überhaupt investiert. Um 

nicht gänzlich von einem Markt abhängig zu sein, ist 

das bayerische Unternehmen auch außerhalb der Landesgrenzen 

aktiv. 50 Prozent der verkauften Systeme 

sind bereits ins Ausland gegangen. 

Nichtsdestotrotz wird im bayerischen Langenbach, 

dem Firmensitz von Awite Bioenergie GmbH, jedes 

neue EEG gefeiert. Wie bereits erwähnt will das Unternehmen 

im Kern dem Bereich der Erneuerbaren Energien 

treu bleiben und auch weiterhin den deutschen 

Markt im Fokus behalten. Denn dort werde der Bereich 

Service – ein Kernelement in der Awite-Strategie – immer 

wichtiger. „Wir sehen noch viel Potenzial bei 

„Prozesse in einer Biogasanlage 

sind komplex und individuell. 

Unsere Produkte müssen sich 

nicht nur im Labor, sondern 

auch in der Praxis beweisen.“ 

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PRAXIS 


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einer Biogasanlage im 

Labormaßstab kontrollieren. 

Bestandsanlagen. Denn die Kunden achten nach ein 

paar Jahren Betriebserfahrung detaillierter darauf, welche 

Bedürfnisse sie haben“, sagt Murnleitner. 

Krisensicher werden 

Doch die internationalen Kunden seien in den vergangenen 

zehn Jahren sehr wichtig geworden. „Wir werden 

definitiv weiter internationalisieren“, erklärt Murnleitner. 

Immer entsprechend der eigenen Möglichkeiten. 

Grepmeier und er wollen auch in Zukunft finanziell 

unabhängig bleiben. Jedes Jahr schauen sie sich ein 

bis zwei Länder an, die im Bereich Biogas interessant 

werden könnten. 

Dort bauen sie langfristige Partnerschaften auf. „15 

haben wir schon. Egal, wie es sich hierzulande politisch 

entwickelt, durch die Internationalisierung wird 

man einfach krisensicherer“, sagt Grepmeier. Der Weg 

auf Biogasmärkte in Europa und darüber hinaus hat die 

Weichen dafür gestellt, dass Awite auch im Nischenmarkt 

Biogas perspektivisch wachsen kann. Zwei Tochtergesellschaften 

sind bisher in Italien und Brasilien 

entstanden. 

Langsam wachsen 

Auch intern macht es Sinn, langsam größer zu werden. 

Da ging es Murnleitner und Grepmeier wie vielen Gründern. 

Als Programmierer und Verfahrenstechniker sind 

sie keine gelernten Betriebswirte oder Personaler. Diese 

Aspekte der Unternehmensführung waren da schon 

mal herausfordernd für sie. Es macht eben einen Unterschied, 

ob man ein Unternehmen mit drei bis sechs 

Mann leitet, in dem jeder über alles Bescheid weiß. 

Oder ob man 30 Menschen beschäftigt. Das braucht 

dann Strukturen und Arbeitsabläufe, die sich schrittweise 

entwickeln. Das Team und langfristige, persönliche 

Beziehungen sind für die beiden Geschäftsführer 

entscheidend. In Jahren, in denen es in der Branche 

kriselt, liegt ihr Fokus absolut auf der Sicherung der 

Arbeitsplätze. „Wir freuen uns über jeden Mitarbeiter, 

der zehn Jahre und länger bei uns ist“, sagt Grepmeier. 

Ausblick 

Auch nach zwanzig Jahren geht es für die Awite Bioenergie 

GmbH jeden Tag einen Schritt weiter nach vorn – 

auch im Bereich Produktentwicklung. Zu Beginn der 

Awite-Geschichte kam nach den ersten Gasanalysen 

das Thema Anlagenautomatisierung, das Steckenpferd 

des Programmierers Ernst Murnleitner, hinzu. Es folgten 

Anlagen zur Entschwefelung, Durchflussmessung 

sowie in den Bereichen Labor, Sensorik und Elektronik. 

Nun haben sie ihre Fühler auch in den Sektoren Elektromobilität 

und Smart Home ausgestreckt. 

In der vor wenigen Jahren gegründeten Entwicklungsabteilung 

arbeiten die Mitarbeiter seit einigen Jahren 

an weiteren Produkten. Vielversprechend finden die 

Gründer das Konzept von Power-to-Gas. Das Thema 

Biogaseinspeisung und Kraftstoffherstellung hat für sie 

ebenfalls noch Potenzial. Perspektivisch wollen Grepmeier 

und Murnleitner ihr mittelständisches Unternehmen 

langfristig auf 50 bis 70 Mitarbeiter ausbauen. Na 

dann, auf die nächsten 20 Jahre! 

Autor 

Rouven Zietz 


Blumenthal 1 · 86551 Aichach 

01 71/241 93 11 

Twitter.com/rouvenzietz 

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89

WISSENSCHAFT 


Unabhängig mit Biogas? 

Im Forschungsprojekt „Biogas Autark“ wurde untersucht, inwieweit eine Biogasproduktion 

ohne staatliche Förderung durch die Umrüstung von Post-EEG-Anlagen auf Eigenversorgung 

möglich ist. Eine vollständige Autarkie anzustreben, zeigte sich dabei als schwierig. 

Einfacher und in der Regel auch wirtschaftlicher ist dagegen eine „Teilautarkie“ oder eine 

„bilanzielle Autarkie“ mit Restbezug aus dem Stromnetz. 


In den nächsten Monaten endet bei den ersten 

nach dem EEG 2000 errichteten Biogasanlagen 

die Förderung. Die 20-jährige EEG-Vergütung 

läuft dann aus und manch ein Betreiber steht vor 

der Frage: Wie geht’s weiter? Zum einen können 

diese Anlagen zwar über eine EEG-Ausschreibung 

eine Anschlussförderung bekommen. Zum anderen 

sind die Vorgaben der Ausschreibung aber nicht für 

jede Anlage interessant und die Biogasbranche sucht 

auch nach Wegen einer vom EEG unabhängigen Biogasproduktion. 

Eine mögliche Zukunftsperspektive 

ist hier die Eigennutzung der von der Biogasanlage 

produzierten Energie im landwirtschaftlichen Betrieb. 

Im Rahmen des dreijährigen Projekts „Biogas Autark“ 

haben Wissenschaftler des Instituts für Zukunfts- 

Energie und Stoffstromsysteme (IZES) Saarbrücken 

und der Universität Hohenheim untersucht, ob diese 

Perspektive auch eine lohnende ist. 

Entscheidende Bedeutung kommt dabei schon der 

Definition des Autarkiebegriffes zu. „Der Grundgedanke 

war zuerst ein Aussiedlerhof mit Biogasanlage, 

der sich komplett selbst mit Strom, Wärme und ge- 

FOTO: ADOBE STOCK_SHDROHNENFLY 

90


gebenenfalls Kraftstoff versorgt“, sagt Dr. 

Joachim Pertagnol, einer der Projektleiter 

am IZES. Zwar könnten hierdurch Kosten 

des Strombezugs, wie EEG-Umlage und 

Netzentgelte, eingespart werden. Doch 

seien dafür eine physikalische Trennung 

des ganzen Hofs vom Stromnetz und damit 

der Aufbau eines Inselbetriebes erforderlich. 

„Das mag für manchen Betreiber 

charmant klingen, ist aber in den seltensten 

Fällen wirtschaftlich darstellbar“, 

gibt er zu bedenken. 

Vollautarkie nicht sinnvoll 

Die Auslegung eines Systems, mit dem 

auch die letzte Kilowattstunde (kWh) 

selbst produziert werden kann, sei unverhältnismäßig 

aufwendig und teuer. 

Anstatt einer vollständigen sei in der Regel 

eine „Teilautarkie“ oder eine „bilanzielle 

Autarkie“ mit Restbezug aus dem 

Stromnetz sinnvoller. Ob dabei auch die 

Einspeisung von Überschussstrom möglich 

werde, müsse die noch ausstehende 

Novelle zum EEG 2020 zeigen.Gleiches 

gelte für das Erheben der EEG-Umlage 

auf eigengenutzten, regenerativen Strom: 

Aktuell sind nur Kleinanlagen bis 10 Kilowatt 

(kW) von der EEG-Umlage ausgenommen. 

Nach der neuen EU-Richtlinie, 

die – möglichst mit der EEG-Novelle – ab 

2021 in nationales Recht umgewandelt 

sein muss, sollen Anlagen unter 30 kW 

von Umlagen, Abgaben und Gebühren 

befreit werden. Außerdem ist beim Eigenverbrauch 

das Prinzip der Personengleichheit 

laut EEG 2017 (§3 Nr.19) zu 

beachten: Stromerzeuger und -verbraucher 

müssen ein und dieselbe natürliche 

oder juristische Person sein. Da für die 

Biogaserzeugung oftmals eine GmbH 

oder GbR gegründet wurde, müssten 

diese Firmen wieder aufgelöst werden. 

„Steuerliche Vorteile fallen dann weg“, 

sagt Pertagnol, „und das ist schon eines 

der KO-Kriterien“. 

Wie der IZES-Mitarbeiter schildert, sei es 

schwierig gewesen, für das Projekt 

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zu finden. Die landwirtschaftlichen 

und sonstigen angeschlossenen Betriebe 

sollten einen hohen Energiebedarf und 

ein günstiges Verhältnis von Erzeugung 

zu Verbrauch haben. Nachdem sich die 

Suche hinausgezogen habe und dann 

im Frühjahr auch noch die Corona-Krise 

dazugekommen sei, wurde das Projekt 

gleich von zwei auf fast drei Jahre verlängert. 

„Biogas Autark“ wird von der 

Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe 

(FNR) verwaltet und durch das Bundesministerium 

für Ernährung und Landwirtschaft 

aufgrund eines Beschlusses des 

Deutschen Bundestages gefördert. Die 

Bearbeitung dauert noch bis Ende September 

an. 

Anlagen müssen richtig laufen 

Schließlich wurden drei Kleinanlagen bis 

zu 75 kWel und zwei mittelgroße Anlagen 

ausgewählt. Bei allen drei Kleinanlagen 

habe sich Pertagnol zufolge herausgestellt, 

dass diese im EEG zwar wirtschaftlich, 

für die Eigenversorgung aber nicht 

zuverlässig genug laufen. Beispielsweise 

verursachte eine zu wenig konstante Gasproduktion 

bei einem Legehennen-Halter 

BHKW-Stopps. „Erst muss die Biogasanlage 

richtig gut laufen“, fordert der Agrarwissenschaftler. 

Ein Milchviehbetrieb mit 40-kW-Biogasanlage 

schneide bei der Gegenüberstellung 

von vollständiger Autarkie und 

Strombezug aus dem Netz wirtschaftlich 

am schlechtesten ab. Der Betrieb habe 

eine eigene Schlachterei und deshalb eigentlich 

die beste Relation von Verbrauch 

zu Stromeinspeisung. Allerdings hätten 

durch Stromproduktionsausfälle von bis 

zu sechs Stunden Akkukosten von rund 

130.000 Euro bei einem Investitionsbedarf 

von 800 Euro pro Kilowattstunde angesetzt 

werden müssen. 

In die Stromproduktionskosten rechneten 

die IZES-Mitarbeiter jeweils ein neues 

Blockheizkraftwerk (BHKW), sonst aber 

keine Retrofit-Maßnahmen ein. Weil die 

Betreiber deshalb mit erhöhten Reparaturen 

rechnen müssen, wurde ein Aufschlag 

auf die spezifischen Kosten vorgenommen. 

Bei der Betrachtung der Jahreskosten 

von Eigenproduktion und Strombezug 

ergab sich beim 40-kW-Milchetrieb eine 

negative Differenz, während die 75-kW- 

Anlagen leicht im Plus liegen. 


Möglichkeiten gut gegeneinander 

abwägen 

Bei den zwei mittelgroßen Anlagen wären 

die Bedingungen für die Eigenversorgung 

eigentlich auch gut: An einem Standort 

befinden sich gleich mehrere verarbeitende 

Betriebe, auf dem anderen hat ein 

Schweinehalter einen hohen Strombedarf. 

Die Attraktivität der Eigenversorgung steht 

am ersten Standort der Komplexität angesichts 

mehrerer selbstständiger Einheiten 

und dem höheren Ausfallrisiko entgegen. 

Außerdem würde ein stromgeführter Betrieb 

hier dem bisher wärmegeführten 

Betrieb zur Versorgung eines Bioenergiedorfes 

widersprechen. Bei der Anlage des 

Schweinehalters sprechen ebenfalls das 

Ausfallrisiko sowie der sehr günstige Bezugspreis 

für Netzstrom gegen die Eigenversorgung. 

Dr. Gerd Reinhold vom Thüringer Landesamt 

für Landwirtschaft und Ländlichen 

Raum, der beratend für „Biogas Autark“ 

tätig ist, steuerte eine Betrachtung von 

zwei ostdeutschen Großbetrieben bei – jedoch 

ohne konkrete Wirtschaftlichkeitsberechnung. 

Auf einem großen Gemischtbetrieb 

mit rund 3.000 Hektar, 47 Prozent 

davon Grünland, erzeugt eine Biogasanlage 

mit 549 Kilowatt (kW) elektrischer 

Leistung 182 Prozent des eigenen Strombedarfs. 

Eine Anlage mit 870 kW installierter 

Leistung inklusive Flex-BHKW auf 

einem 1.000-Hektar-Ackerbaubetrieb mit 

Milchvieh produziert gar das Fünffache 

des Eigenbedarfs: 518 Prozent. 

In beiden Fällen gelingt es bei ausschließlichem 

Gülleeinsatz mit der richtigen 

BHKW-Auslegung, mehr als 93 Prozent 

des Strombedarfs abzudecken: beim Gemischtbetrieb 

mit einem 350-kW-Aggregat, 

beim Ackerbaubetrieb mit 120 kW. 

„Eine vollständige Autarkie mit Stromspeicher 

und Spitzenlast-BHKW ist allerdings 

wirtschaftlich nicht angeraten“, 

meint Reinhold. 

„Aus ökonomischen und rechtlichen Gründen 

wurden beide Anlagen bei ausschließlichem 

Gülleeinsatz geprüft. Es zeigt 

sich, dass schon ein Tierbesatz von einer 

Großvieheinheit (GVE) pro Hektar bilanziell 

eine vollständige Stromversorgung ermöglicht“, 

erläutert Reinhold. Allerdings 

sei zu beachten, dass bei Niedriglasten 

unterhalb des BHKW-Arbeitsbereichs das 

BHKW abgeschaltet und Strom aus dem 

Netz gekauft, der Strom in Wärme umge- 

92

BIOGAS JOURNAL | 5_2020 WISSENSCHAFT 

wandelt (Power to Heat) oder in einer Batterie 

gespeichert werden kann. 

Letzteres minimiert den Netzbezug gleich 

doppelt, denn dann können mit der Batterie 

auch noch Spitzenlasten abgedeckt 

werden. Bei der Auslegung mit dem 

120-kW-BHKW verbleibt so ein Netzbezug 

von winzigen 2,2 Prozent. Nachteil dieser 

Auslegung ist, dass die Wärmeproduktion 

des BHKW nicht mehr ganz ausreicht und 

zusätzlich ein Biogasbrenner angeschafft 

werden muss. 

Reinhold hat auch noch den Dieselbedarf 

der Betriebe quantifiziert. Die Mengen 

an Photovoltaikstrom und 

überschüssigem Biogasstrom 

reichen aber bei weitem nicht 

aus, um nennenswerte Mengen 

an Diesel durch Elek tromobilität 

zu ersetzen, da der Dieselbedarf 

in beiden Betrieben mehr als 50 

Prozent des Gesamtenergiebedarfs 

ausmacht. Soll Diesel mit 

Biomethan oder Rapsöl substituiert 

werden, müssen hierfür rein 

rechnerisch rund 6 Prozent der 

Ackerfläche verwendet werden. „In der 

Außenwirtschaft ist es schwierig, Diesel 

durch E-Mobilität zu ersetzen“, sagt Pertagnol. 

Für interne oder hofnahe „kleine“ 

Arbeiten sei die Elektrifizierung von 

Fahrzeugen und Geräten dagegen schon 

schwer im Kommen. 

Gleichzeitig Verbrauch optimieren 

Dr. Simon Zielonka von der Universität Hohenheim 

weist darauf hin, dass auf dem 

Weg zu mehr Energieautarkie neben der 

Erzeugung auch der Verbrauch optimiert 

werden sollte: indem Stromfresser ersetzt 

und Lastspitzen geglättet werden. Bei 

Letzteren empfiehlt er Betreibern, große 

Verbraucher wie Rührwerke und Fütterung 

der Biogasanlage, aber auch Güllepumpen 

gegeneinander zu sperren, den Anlaufstrom, 

etwa von Pumpen, durch Frequenzumrichter 

zu reduzieren und kontinuierliche 

Verbraucher zu bevorzugen, zum 

Beispiel Melkroboter statt Melkstand. 

Ein sinnvolles Instrument, wenn auch in 

manchen Fällen ökonomisch kritisch, sei 

ein Batteriespeicher: „Bei Niedriglasten 

kann die Batterie mit Strom aus dem 

BHKW geladen, bei Peaks entladen werden. 

Damit lassen sich bei einem lastabhängigen 

Stromtarif Peaks glätten und damit 

Geld sparen.“ Die Batterie würde für 

die Eigenversorgung mit Strom sowieso 

benötigt. Wenn es nur darum ginge, Geld 

zu sparen, sei die einfachste und schnellste 

Art allerdings eine Prüfung des Stromtarifvertrags. 

Als erforderliche Technik für die Eigenversorgung 

nennt Zielonka zuerst intelligente 

Stromzähler. Große Stromverbraucher 

werden derzeit nach und nach 

mit Smart Metern ausgestattet, die den 

Verbrauch viertelstündlich aufzeichnen. 

Die Daten stellt der Energieversorger als 

Lastgangprofil kostenlos zur Verfügung. 

Dies ist die Basis für die Optimierung des 

„Wenn beispielsweise der 

Verbrauch nachts auf 2 kW 

absinkt, muss das BHKW 

abgeschaltet werden“ 

Dr. Joachim Pertagnol 

Stromverbrauchs. Zweitens brauche das 

Inselsystem eine Steuerung, die einen 

stromgeführten Betrieb entsprechend des 

Lastgangs ermögliche. Ein Batteriespeicher 

sei dazu zurzeit unerlässlich, da die 

Geschwindigkeit der Strombereitstellung 

eine große Rolle spiele. 

Pertagnol zufolge sei bei landwirtschaftlichen 

Betrieben mit weniger Verbrauch 

oftmals der Nachtbetrieb problematisch: 

„Wenn beispielsweise der Verbrauch 

nachts auf 2 kW absinkt, muss das BHKW 

abgeschaltet werden.“ Auch müsse die 

Gasproduktion dann gespeichert werden, 

während die geringe Last besser durch 

Batteriespeicher abgedeckt werden könne. 

Alle Praxisbetriebe hätten auch Photovoltaikanlagen. 

Pertagnol rät, prioritär 

damit in den Eigenverbrauch zu gehen. 

Das sei rentabler. 

„Der Idealfall wäre eine relativ kleine, stabil 

laufende Biogasanlage in technisch gutem 

Zustand mit möglichst hohem Anteil 

an Wirtschaftsdünger in Kombination mit 

einem hohen, gleichmäßigen Stromverbrauch 

des landwirtschaftlichen Betriebs, 

zum Beispiel durch eine Weiterverarbeitungsstufe“, 

sagt Zielonka. Im Normalfall 

sei jedoch die Biogasanlage deutlich zu 

groß für den Strombedarf des Hofes. Die 

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WISSENSCHAFT 


Stromverbrauch und -produktion der Praxisbetriebe über den Messzeitraum von 1 Jahr [kWh] 

3.000.000 

2.500.000 

2.000.000 

Strom [kWh] 

1.500.000 

1.000.000 

500.000 

- 

40 kW, Milchvieh 75 kW, Milchvieh 75 kW, Legehennen 250 kW 

Wärmegeführt 

BGA Einspeisung el. PV Einspeisung Verbrauch el. 

366 kW, Schweine 

GRAFIK: IZES 

wirtschaftlichen Strombedarf erfordere ein deutlich 

kleineres BHKW. 

Zwar könne der Substratmix in Richtung günstiger 

Reststoffe geändert werden: „Mit der schrumpfenden 

Erzeugungsmenge kann der Stromverbrauch für Rührwerke 

und Pumpen aber nicht proportional gesenkt 

werden“, verdeutlicht Petragnol. Das habe höhere Gestehungskosten 

zur Folge. Auch müsse über eine Verkleinerung 

des Faulraumvolumens, zum Beispiel durch 

Abschaltung von Fermentern, nachgedacht werden. 

Selbstversorgung: mentale Belastung 

des „Funktionieren-Müssens“ nicht 

unterschätzen 

Problematisch könne sich Pertagnol zufolge auch die 

Wärmenutzung gestalten gerade bei den Verpflichtungen 

zur Versorgung eines Nahwärmenetzes. Bei stromgeführtem 

Betrieb nach dem Eigenbedarf werde die 

Wärme zeitversetzt und sehr wahrscheinlich auch mit 

geringerer Leistung produziert. Das mache zusätzliche 

Wärmepuffer und in manchen Fällen auch weitere Wärmeerzeuger 

notwendig. Betreiber, die sich vollständig 

autark machen wollten, dürften die physische und psychische 

Belastung durch mehr Arbeit und den Druck 

des „Funktionieren-Müssens“ nicht unterschätzen. 

„Man macht sich unabhängig abhängig“, warnt der 

IZES-Mitarbeiter, „und das von der Technik.“ 

Auch ohne konkrete Gegenüberstellung von Wirtschaftlichkeitsberechnungen 

prognostiziert Pertagnol, dass 

für viele Biogasanlagen die EEG-Ausschreibung immer 

noch besser ist als Eigenversorgung. Zu beachten sei 

jedoch, dass bei Anlagen, die einen Zuschlag in einer 

Ausschreibung erhalten haben, gemäß EEG 2017 keine 

Stromeigennutzung mehr möglich ist! Das IZES habe 

weiterhin Geschäftsmodelle für Post-EEG-Biogasanlagen 

im Auge: die Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit 

des „Poolings“ (Bündelung) von Anlagen zur gemeinsamen 

Biomethanproduktion und auch der kompletten 

Ausrichtung auf die Wärmeerzeugung. 

Autor 

Christian Dany 


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Kopenhagen 

Dänemark setzt ganz auf 

organische Reststoffe 

Die Anlage in Ringe 

setzt ganz auf Reststoffe 

wie Stallmist, 

Stroh und Kartoffelschalen. 

Dänemark zählt zu den wachsenden Märkten für Biogas. So hat sich die Biogasproduktion 

bei unseren nördlichen Nachbarn im Zeitraum von 2012 bis 2020 mehr als verdreifacht 

und erreicht jetzt rund 4,1 Milliarden Kilowattstunden. Biogas dient in erster Linie der 

Stromproduktion, es wird jedoch erwartet, dass der Anteil, der aufbereitet und in das Gasnetz 

eingespeist wird, größer wird. Zu den ehrgeizigen Zielen, die sich Dänemark für 2035 

gesetzt hat, gehört auch die vollständige Loslösung von fossilen Brennstoffquellen und 

die Dekarbonisierung von 70 Prozent des Gasnetzes. Auffällig ist, dass es neben landwirtschaftlichen 

Biogasanlagen eine Reihe sehr großer Anlagen im industriellen Maßstab gibt. 


Dänemark ist bei der Biogasproduktion 

schon immer einen eigenen Weg gegangen. 

So spielten Energiepflanzen als Substrat 

nie die Rolle, die sie bei uns bis jetzt eingenommen 

haben. Stattdessen setzte man 

in Dänemark von Anfang an auf die Nutzung von Reststoffen 

und gab der Kreislaufwirtschaft Vorrang. Dabei 

zeigt sich, dass Rindermist und Schweinegülle auch in 

großem Maßstab als Nahrungsquelle für die Bakterien 

im Fermenter dienen können. 

Durften bislang in den dänischen Biogasanlagen noch 

bis zu 25 Prozent Mais als Substrat eingesetzt werden, 

ist dieser Anteil nun auf 12 Prozent reduziert worden. 

Künftig sollen die Anlagen sogar mit nur noch 6 Prozent 

auskommen. Wie das in der Praxis aussieht, zeigt 

sich bei der Biogasanlage der Nature Energy Midtfyn in 

Ringe. In den drei Fermentern mit einem Volumen von 

jeweils 8.500 Kubikmeter werden jährlich 360.000 

Tonnen Biomasse durchgesetzt. Bislang war davon 

auch ein Teil Maissilage und Getreideschrot. 

Stallmist, Stroh und Co. statt Mais 

Doch jetzt wird ausschließlich alternative Biomasse wie 

Stallmist, Stroh oder Kartoffelschalen eingesetzt. Der 

Anteil der landwirtschaftlichen Reststoffe beträgt 75 

Prozent, zu 25 Prozent wird Biomüll aus Haushalten, 

Restaurants und Kantinen eingesetzt. Die Annahme 

erfolgt in einer geschlossenen Halle, um Geruchsbelästigungen 

zu vermeiden. Nachdem die Reststoffe in 

einem Tiefbunker abgekippt werden, greift ein Kran 

mit einem großen Greifer die Biomasse und führt sie 

zunächst der Zerkleinerung zu. Das ist wichtig, um das 

Material vor der Vergärung aufzuschließen. 

Die Aufbereitung erfolgt mittels Hammermühle und in 

einer Trommel, in der schwere Stahlketten rotieren und 

so das Material zerkleinern. Zusammen mit Gülle aus 

der Tierhaltung wird das Material in den ersten Fermenter 

gepumpt. Nach einer Verweilzeit von 20 Tagen wird 

das Substrat in den zweiten Fermenter gepumpt, wo es 

noch einmal für 10 Tage verbleibt. Gefahren wird der 

Prozess bei einer Temperatur von 52 Grad Celsius in 

den Fermentern. 

Die Lkw, die die Gülle von den landwirtschaftlichen 

Betrieben abholen, nehmen als Rückfracht den flüssigen 

Gärrest mit. Das Biogas wird aufbereitet und in 

das Gasnetz eingespeist. Auch für das bei der Biogasaufbereitung 

entfernte CO 2 

hat man eine Verwendung 

gefunden: Es wird in der Bierproduktion eingesetzt. 

Biogas aus Fischabfällen 

In einer erst kürzlich erweiterten Anlage in Herning 

vergären sie zudem nach der Pasteurisierung auch 

FOTOS: THOMAS GAUL 

96


INTERNATIONAL 

Schlachtabfälle und aus Norwegen per Schiff angelandete 

Fischabfälle. 650 Tonnen Gülle fließen zudem 

täglich in die insgesamt vier Fermentertürme der Herning 

Bioenergi A/S, die mit ihren Volumen von zweimal 

3.500 und zweimal 8.000 Kubikmetern daraus Biogas 

erzeugen. 

In Herning gibt es keine Verstromung durch Blockheizkraftwerke. 

Das Biogas wird auch nicht gesondert aufbereitet, 

um es ins Erdgasnetz einzuspeisen. Herning 

Bioenergi hat vielmehr zwei große Direktabnehmer – 

und die gehören zu Arla Foods, einem globalen Molkereiunternehmen 

im Genossenschaftsbesitz von mehr 

als 13.500 Milchbauern aus Schweden, Dänemark, 

Deutschland, Großbritannien, Belgien, Luxemburg und 

den Niederlanden. 

Die Biogasanlage in Herning ist über eine 21 Kilometer 

lange Gasleitung mit dem ersten Betrieb in Naviro verbunden. 

Von dort aus gibt es eine weitere 6 Kilometer 

lange Leitung zum Arla-Produktionsstandort in Videbæk. 

Erst an diesen beiden Produktionsstandorten verbrennen 

insgesamt drei Blockheizkraftwerke (BHKW) 

das Biogas. Die dabei erzeugte elektrische Energie wird 

vor Ort genauso für die Grundlastversorgung verwendet 

wie die Wärme. 

Auch wenn alle drei BHKW mit ihrer Kraft-Wärme- 

Kopplung eine Leistung von rund 3 Megawatt erreichen: 

Der Bedarf der beiden Milch verarbeitenden 

Betriebe ist um ein Vielfaches höher. „Weil die Grundlast 

so hoch ist und wir daran nur einen kleinen Anteil 

haben, können wir sicher sein, dass das Biogas auch 

wirklich gebraucht wird“, erklärt Olav Hald, Betriebsleiter 

der Biogasanlagen in Herning. Diese Abnahmesicherheit 

schafft die Basis für einen kontinuierlichen 

Betrieb mit optimalen biologischen Prozessen. 

Viele Kühe und eine Sandwaschanlage 

In Holsted hält Torben Pedersen derzeit 2.000 Kühe. 

Der Betrieb ist aus kleinem Anfang über die Jahre 

kontinuierlich gewachsen. Jede Kuh produziert durchschnittlich 

40 Liter Milch am Tag. Der Tierbestand wird 

mit den Erträgen von 800 Hektar Futtermais, 400 Hektar 

Gras und 200 Hektar Getreide gefüttert. Die Kühe 

stehen in den Ställen im Sandbett. „Seitdem habe ich 

keine Probleme mit Klauenkrankheiten mehr“, berichtet 

Torben Pedersen. 

Nachteil bei der Größe des Tierbestandes ist jedoch 

der enorme Sandbedarf. „Pro Woche brauche ich 160 

Tonnen“, sagt Pedersen. Das ist nicht nur ein logistisches 

Problem, sondern auch eine Kostenfrage. Um 

den Sand von der Gülle trennen zu können, investierte 

Pedersen 2016 in eine innovative Sandwaschanlage. 

Mit ihr kann der Sand wiederaufbereitet und erneut 

in den Ställen genutzt werden. Die abgetrennte Gülle 

wird an eine Biogasanlage geliefert. Durch die Regelung 

von Trockensubstanz und Durchflussmesser wird 

der Sandwäscher ständig mit dem Gülle-Sand-Gemisch 

versorgt. In einem Zyklon werden Gülle und Sand voneinander 

getrennt. Der Sand setzt sich im Sandwäscher 

ab, wo er mit sauberem Wasser gespült und durch die 

Förderschnecke entleert wird. 

Nach dem Trocknen kann der Sand wieder verwendet 

werden. Die entsandete Gülle läuft von der Sandwaschmaschine 

über ein Trommelsieb, wo die Gülle in einen 

dünnen Teil und in eine feste Phase getrennt wird. Es 

können rund 10 bis 12 Kubikmeter Rohgülle je Stunde 

in die Sandwäsche gepumpt werden. 

Gülle-Ansäuerung weit verbreitet 

Ein großes Thema bei den nördlichen Nachbarn ist das 

Ansäuern der Gülle. In der Praxis existieren verschiedene 

Verfahren, mit denen Schwefelsäure der Gülle 

zugesetzt wird. Das Ziel ist, mit dem Absenken des pH- 

Wertes das Ausgasen von Ammoniak zu vermindern. 

Eine sofortige Einarbeitung in den Boden ist damit 

nicht mehr erforderlich. Der pH-Wert wird in der Regel 

auf 6 abgesenkt, wenn die Gülle innerhalb der nächsten 

24 Stunden ausgebracht wird. 

Auf den pH-Wert 5,5 wird abgesenkt, wenn die Gülle in 

einem Zeitraum von bis zu drei Monaten ausgebracht 

wird. Die Zugabe der Schwefelsäure erfolgt dann in den 

Lagerbehälter. Schäden am Beton durch die angesäuerte 

Gülle sollen angeblich nicht aufgetreten sein. Die 

Säure lässt sich aber auch direkt vor dem Ausbringen 

zugeben, entweder beim Befüllen des Fasses oder direkt 

beim Ausbringen. Dazu wird der Säurebehälter, 

meist ein IBC-Container, von der Fronthydraulik des 

Schleppers aufgenommen und die Säure während der 

Gülleausbringung kontinuierlich zudosiert. 

Der Landwirt Johan Solmer hat sich entschieden, auf 

seinem Betrieb in der Nähe des süddänischen Sonderborg 

die Gülle bereits im Behälter ansäuern zu lassen. 

„Das gibt mir mehr Flexibilität bei der Ausbringung im 

Frühjahr“, begründet der Landwirt seine Entscheidung. 

Mit der Gülle werden 250 Hektar Getreide und Raps 

gedüngt. Die gesamte Feldarbeit wird mit eigenen Maschinen 

durchgeführt. Nur das Güllefahren und einige 

kleinere Arbeiten werden von einem Lohnunternehmer 

übernommen. Die Gülle stammt von 750 Zuchtsauen. 

Die Ferkel bleiben bis zu einem Gewicht von 30 Kilogramm 

auf dem Betrieb und gehen dann in den Export. 

Johan Solmer braucht nicht selbst mit der 96-prozentigen 

Schwefelsäure zu hantieren. Ein Dienstleister liefert 

sie mit einem Tankwagen an. Über einen Schlauchanschluss 

wird ein Rührwerk mit der Säure versorgt. 

Das Rührwerk ist an einem leistungsstarken Schlepper 

montiert und kann Behälter ab 500 Kubikmeter Volumen 

aufrühren. Über eine Düse wird die Säure direkt 

vor den Flügeln des Rührwerks zudosiert. Die Menge 

wird anhand der Messergebnisse eines pH-Messgerätes 

eingestellt. Beim kräftigen Aufrühren der Gülle unter 

Zugabe der Schwefelsäure entsteht Schaum. Der Bediener 

des Rührwerks muss also ständig den Inhalt des 

Güllebehälters im Blick haben, um ein Überlaufen zu 

vermeiden. Ist der gewünschte pH-Wert erreicht, 

97

INTERNATIONAL 


Die Schwefelsäure wird direkt am 

Rührwerk zugegeben. 

Typisch in Dänemark sind Hochbehälter 

bei den großen Anlagen. 

Die in Ringe angelieferten Reststoffe werden in einer Annahmehalle in 

einem Bunker mit Greiferbeschickung zwischengelagert. 

Leistungsstarke Schlepper werden mit großen 

Rührwerken zum Aufrühren und Ansäuern eingesetzt. 

Eine spezielle Waschanlage trennt den Sand als 

Einstreumaterial von der organischen Substanz, die 

im Fermenter vergoren wird. 

Mit großen Tankfahrzeugen 

wird die Gülle zu den Anlagen 

transportiert. 

98


INTERNATIONAL 

wird die Ansäuerung beendet. Mit dem Verlassen des Tankfahrzeuges 

vom Hof besteht keine Gefahr mehr. 

Derzeit werden 26 Prozent des Wirtschaftsdüngers in den 

über 90 dänischen Biogasanlagen vergoren. Auffällig ist 

die Steigerung, denn im Jahr 2012 waren es erst 4 bis 5 

Prozent. Allerdings spielt auch importierte Biomasse wie 

Melasse oder Olivenkerne eine Rolle bei der Biogasproduktion. 

„Als Energiepflanze gilt bei dänischen Farmern auch 

der Mais, nachdem ihn die Tiere gefressen haben“, sagt 

Jin Mi Triolo von der Süddänischen Universität (SDU) in 

Odense. 

Die Professorin, die über alternative Biomasse für Biogasanlagen 

forscht, kann sich vorstellen, dass künftig mehr 

Schlachtabfälle in die Fermenter der dänischen Biogasanlagen 

wandern. Einen Anteil von 25 Prozent am Substratinput 

hält sie für denkbar. Die Schweinehaltung ist ein 

wichtiger Zweig der exportorientierten dänischen Landwirtschaft. 

Biogas hat Zukunft 

In den hochmodernen Laboren der SDU arbeiten Wissenschaftler 

an der Zukunft für Biogas. So könnte der Energieträger 

eine wichtige Rolle in der Wasserstoff-Wirtschaft 

sein. Auch Algen lassen sich im Fermenter einer Biogasanlage 

erzeugen. Aber auch zu Aspekten der stofflichen 

Nutzung, wie beispielsweise der Gewinnung hochwertiger 

Öle aus Kirschkernen, wird in Odense geforscht. 

Ein Austausch mit deutschen Kollegen findet im Rahmen 

des EU-Interreg-Projektes BIOCAS (Biomass Cascade) 

statt. Das Projekt verbindet 18 Partner aus vier EU-Ländern, 

die im Bereich der nachhaltigen Umwandlung von 

Biomasseströmen durch Einsatz neuer Technologien, Prozessabläufe 

und Geschäftsmodelle zusammenarbeiten. 

Darüber hinaus wird mit weiteren lokalen Partnern zusammengearbeitet. 

Als deutsche Partner sind der Landkreis 

Heidekreis, das 3N-Kompetenzzentrum und die Universität 

Oldenburg beteiligt. 

Derweil entwickelt sich Dänemark zu einem wichtigen 

Markt für deutsche Hersteller im Biogasbereich. Im mitteljütländischen 

Hojslev bei Viborg ist die Errichtung einer 

Mega-Biogasanlage geplant, für die Stallkamp die gesamten 

Fermenter produziert, errichtet und mit Pump- und 

Rührwerkstechnik ausstattet. Auftraggeber des Großprojektes 

ist die Lundsby Biogas ApS aus Dänemark, wobei die 

Montage vom dänischen Handelsvertreter Biogas Teknik 

A/S durchgeführt wird. Die Biogasanlage ist mit insgesamt 

14 Behältern konzipiert, von denen die drei Hochfermenter 

mit Edelstahldach montiert werden und die übrigen elf 

mit einem gasdichten Doppelmembrandach ausgestattet 

werden. 

Autor 

Thomas Gaul 


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Aus der 

Verbandsarbeit 

BERICHT AUS DER GESCHÄFTSSTELLE 

Biogas goes virtual! 

Die Corona-Pandemie hat auch weiterhin massive Konsequenzen 

für die Verbandsarbeit. Die Biogas-Convention und 

die zugehörige Mitgliederversammlung sowie weitere Fachveranstaltungen 

werden erstmalig als virtuelle Veranstaltungen 

durchgeführt. 

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

Die Corona-Pandemie hat auch die Biogasbranche fest in der Hand. 

Die schon länger angekündigte EEG-Novelle, auf die mit Ungeduld 

gewartet wird, kündigt sich ab September an. Laut aktuellem 

Zeitplan des Bundeskanzleramts ist der Kabinettsbeschluss 

des EEG für den 23. September 2020 vorgesehen – mit Erscheinen 

dieser Ausgabe des Biogas Journals müsste daher eigentlich schon der 

Referentenentwurf bekannt sein. Ob dies aber auch so kommt, kann man 

angesichts der politischen Irrungen und Wirrungen dieser Legislatur nicht 

beschwören. Der Fachverband jedenfalls ist bestens vorbereitet. 

Der Fachverband wird digital 

Im Zentrum der Aufgaben des Referates Veranstaltungen standen die Vorbereitungen 

zur ersten virtuellen BIOGAS Convention. Vom 16. bis 20. November 

2020 findet die BIOGAS Convention mit den deutschen Vorträgen 

und Diskussionsrunden statt, vom 8. bis 10. Dezember 2020 die BIOGAS 

Convention International mit den englischsprachigen Präsentationen. 

Intensiv wurde am Programm für beide Wochen gearbeitet, um ein interessantes 

und spannendes Angebot zusammenzustellen. Das Programm 

wird bis September finalisiert und veröffentlicht. Vorbereitet wurden auch 

der Erfahrungsaustausch für Sachverständige nach Paragraf 29b Bundes- 

Immissionsschutzgesetz (BImSchG) am 23. und 24. September 2020 und 

der Umweltgutachteraustausch am 22. September 2020 (beides virtuell). 

Einen weiteren Schritt Richtung Digitalisierung bereitet das Referat Mitgliederservice 

in Abstimmung mit der Digitalmanagerin Gudrun Kramer vor. Geplant 

ist eine zeitnahe Kommunikation mit den Mitgliedern über eine App. 

Aktuell werden verschiedene Konzepte verglichen. 

Stellungnahme zur AVV Rote Gebiete 

Das Referat Abfall, Düngung und Hygiene hat im Juli in Zusammenarbeit mit 

den zuständigen Gremien (Betreiberrat, AK Abfall, Hygiene und Düngung) sowie 

aus den Rückmeldungen der Mitglieder eine Stellungnahme zum Entwurf 

100

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

zur Allgemeinen Verwaltungsvorschrift zur Ausweisung 

von mit Nitrat belasteten und eutrophierten Gebieten 

(AVV Rote Gebiete) des Bundeslandwirtschaftsministeriums 

erstellt. 

Der Fachverband Biogas bestärkt darin die durch den 

Entwurf eröffnete Möglichkeit, auf fachlicher Ebene 

eine sachgerechte und transparente Gebietsabgrenzung 

ermitteln zu können und unterstützt die Binnendifferenzierung. 

Gleichzeitig wird für die zukunftsfähige 

Fortentwicklung des Ausweisungsverfahrens ein 

Ausbau des bestehenden Messnetzes als Basis sowie 

die Sicherstellung der Transparenz gefordert. 

Die wesentlichen Forderungen aus der Sicht der Biogasanlagenbetreiber 

wurden wie folgt übermittelt: 

ffErweiterung des Messnetzes, um im europäischen 

Vergleich eine höhere Dichte des Messnetzes zu 

erreichen. 

ffAufnahmemöglichkeit privater Messstellen als 

Stützmessstellen zur Plausibilisierung. 

ffBerücksichtigung der Betriebe, die eine positive 

Bilanzierung aufweisen. Es sollten strengere 

Vorgaben nach dem Verursacherprinzip aufgestellt 

werden beziehungsweise die Möglichkeit gegeben 

werden, einzelne Flächen herausnehmen zu 

können. 

ffErweiterte Ausführung der Kriterien zu signifikanten 

Nährstoffeinträgen, insbesondere Phosphor (P). 

ffAusschlusskriterien bei anthropogen beeinflussten 

Oberflächengewässern durch Phosphor in Teilgebieten 

mit landwirtschaftlicher Nutzung (P-Kulisse). 

ffSie finden die Stellungnahme unter www.biogas.org 

im Bereich Fachthemen. 

Clearingstellenverfahren zum KWK-Bonus 

Eine weitere Stellungnahme wurde durch das Referat 

Energierecht und Energiehandel erstellt. Darin wird zu 

der Frage Stellung genommen, ob beziehungsweise inwieweit 

im Rahmen der Holztrocknung über ein Wärmenetz 

Trocknungseffizienzkriterien festzulegen sind. In 

dem zugrundeliegenden Fall wird die Holztrocknungsanlage 

über ein Nahwärmenetz mit einer Mindestlänge 

von mehr als 400 Meter versorgt, wobei sich die Container 

für Trocknung in unmittelbarer Nähe zum BHKW 

befinden und diese etwa 85 Prozent der durch das Wärmenetz 

geleiteten Wärme verbrauchen. Der restliche 

Anteil entfällt auf die Versorgung von Einfamilienhäusern. 

Der Ausgang des Verfahrens ist von hoher Bedeutung 

für die Branche, da in vielen Fällen in der Praxis 

Trocknungssysteme in ein Wärmenetz eingebunden 

sind. Deren „Nicht-Anrechung“ auf den Wärmeabsatz 

könnte dazu führen, dass die zu ermittelnden Verluste 

den Grenzwert überschreiten und dann der KWK-Bonus 

nicht ausgezahlt würde. Die eingereichte Stellungnahme 

soll dazu beitragen, diese praxisfremde Auslegung 

zu verhindern. 

Stellungnahme zum Redispatch 2.0 

Das Referat Stromnetze und Systemdienstleistungen 

hat in den vergangenen Wochen in enger Abstimmung 

mit dem BEE eine Stellungnahme zur Konsultation zur 

Festlegung des bilanziellen Ausgleichs im Rahmen 

von Redispatch 2.0 abgestimmt und eingereicht. Für 

die Biogasbranche könnte das Redispatch 2.0 erhebliche 

Konsequenzen haben, da damit die nachrangige 

Abschaltreihenfolge von Biogasanlagen anhand von 

Mindestfaktoren bestimmt werden soll. Die Stellungnahme 

ist auf der Webseite des Fachverbandes Biogas 

e.V. abrufbar. 

Umfassende Überarbeitung der TRGS 529 

Die Referate Qualifizierung und Sicherheit sowie Hersteller 

und Technik sind intensiv in die derzeit laufende 

Überarbeitung der seit 2015 gültigen TRGS 529 

eingebunden. Die Überarbeitung der TRGS 529 wurde 

notwendig, da sich einerseits aufgrund des Unfall- und 

Schadensgeschehens auf Biogasanlagen Handlungsbedarf 

ergibt (zum Beispiel Unfälle im Rahmen von 

Instandhaltungsmaßnahmen sowie bei Gärproduktaufbereitungsverfahren) 

und andererseits bereits bestehende 

Anforderungen, wie zum Beispiel beim Umgang 

mit gefährlichen Prozesshilfsmitteln, nicht im richtigen 

Umfang in der Branche umgesetzt wurden. 

Dazu kommen neue Erkenntnisse zu Weiterentwicklungen 

der eingesetzten Anlagentechnik sowie zu neuen 

Regelwerken wie der TRAS 120. In die dafür notwendigen 

Positionierungen werden die relevanten Gremien 

(AK Sicherheit, AG Spurenelemente etc.) intensiv 

eingebunden. Die Überarbeitung der TRGS 529 wird 

vermutlich bis Ende 2021 dauern. 

Schulungsverbund Biogas startet in neue 

Schulungssaison 

Am 18. August 2020 haben sich die 15 im Schulungsverbund 

Biogas organisierten Bildungseinrich- 

101

VERBAND 


Neue 

Mitarbeiterin 

Desirée Kubik übernimmt die Tätigkeit als Leiterin des Referats 

Verwaltung seit dem 1. März in Elternzeitvertretung für Frau 

Nobis. Zu ihrem Aufgabenbereich zählen unter anderem die 

Haushaltsführung des Fachverbandes Biogas e.V., der GGG e.V. 

und der Biogas Service GmbH, die Finanzbuchhaltung, Koordinierung 

und Kontrolle des Mahnwesens, Personalmanagement 

und -Führung. Sie ist Ausbilderin für den kaufmännischen Berufszweig. 

Die ausgebildete Bürokauffrau mit Weiterbildung als 

Personalfachkauffrau hat bereits langjährige Erfahrung in einer 

leitenden Position. Als Büroleitung in einem Möbelhaus war sie für die Aus- und 

Weiterbildung von Mitarbeitern verantwortlich, für die Optimierung von Abläufen 

in den Filialen und Umsetzung neuer und bestehender Richtlinien, Inventurvorbereitung 

und Durchführung sowie für die Kundenbuchhaltung und Mahnwesen. 

tungen und der dazugehörige Fachbeirat im Rahmen 

einer Webkonferenz ausgetauscht. Neben einer Neuwahl 

des Fachbeirates standen auch aktuelle Themen 

und eine Weiterentwicklung des Schulungsverbundes 

in Zeiten von Corona auf der Tagesordnung. 

Dabei wurden einstimmig Uta Lichtenstein (Sächsische 

Bildungsgesellschaft für Umweltschutz und 

Chemieberufe Dresden mbH), Dr. Joachim Matthias 

(Landwirtschaftskammer Nordrhein-Westfalen), 

Achim Kaiser (IBBK Fachgruppe Biogas GmbH) und 

Volker Aschmann (OmniCert Umweltgutachter GmbH) 

in den Fachbeirat des Schulungsverbunds gewählt. Sie 

werden nun in den nächsten zwei Jahren die Interessen 

der Bildungseinrichtungen im Schulungsverbund 

Biogas vertreten. 

Alle aktuellen Schulungstermine der Bildungseinrichtungen 

finden Sie unter www.schulungsverbund-biogas.de. 

Neben der bereits seit 2014 etablierten Betreiberqualifikation 

gemäß TRGS 529 werden seit dem 

letzten Jahr auch zwei neue Schulungskonzepte gemäß 

der TRAS 120 angeboten, die Qualifikation Fachkunde 

Sichere Instandhaltung/Errichtung und die Mitarbeiterqualifikation. 

Die Arbeitsgruppe „Checkliste Sicherheit“ 

im Arbeitskreis Sicherheit hat in den vergangenen 

Wochen eine umfangreiche Überarbeitung der bestehenden 

Arbeitshilfe A-003 vorgenommen. Entstanden 

sind nun unter der A-003 Checkliste Sicherheit vier 

weitere ergänzende Arbeitshilfen, die sich explizit mit 

den Themen Sicherheitsdokumentation, Eigenüberwachung, 

Prüfungen durch externes Prüfpersonal und den 

Qualifikationsanforderungen beschäftigen. 

Die Arbeitshilfen dienen somit insbesondere den Betreibern, 

aber auch allen anderen Branchenakteuren 

als Hilfestellung und Erkenntnisquelle zur Erfüllung 

der umfangreichen Prüf-, Dokumentations- und Qualifikationsanforderungen. 

Die Arbeitshilfen finden Sie 

auf der Homepage des Fachverbandes Biogas e.V. im 

Bereich Fachthemen/Sicherheit und Technik. 

Wasserrechtliche Themen im Verband 

Wasserrechtliche Themen bestimmten weiterhin die 

Arbeit des Referats Genehmigung: Einerseits fand im 

Juli die Einspruchssitzung zur TRwS-793-1 statt. Die 

mehrtägige Sitzung bildet den Abschluss des Gelbdruckverfahrens 

zur TRwS. Im Rahmen des Gelbdruckverfahrens 

hatte der Fachverband eine umfangreiche 

Liste mit Anmerkungen und Einwendungen zum Entwurf 

der TRwS 793-1. Die Mehrzahl dieser Anmerkungen 

beziehungsweise Einwendungen wurde in unserem 

Sinne berücksichtigt, unter anderem wurde zum Beispiel 

der sogenannte „Folienschlauch“ als zulässige 

Variante einer Leckageerkennung für Rohrleitungen in 

die TRwS mit aufgenommen. 

Anfang des Jahres wurden die Ergebnisse der AG-internen 

Einspruchsberatungen an die Einwendenden versendet 

und die Gelegenheit gegeben, gegebenenfalls 

102


VERBAND 

Einsprüche weiterhin aufrechtzuerhalten. Dies hatte 

der Fachverband insbesondere im Zusammenhang mit 

den Anforderungen an die umwallte Fläche getan. Das 

Ergebnis der Einspruchssitzung und die Frage, ob gegebenenfalls 

weitere Schritte unternommen werden, wird 

aktuell in den Gremien des Fachverbandes beraten. 

Andererseits begleitet das Referat weiterhin den Verordnungsgebungsprozess 

der 1. Änderungsverordnung 

zur AwSV. Hier hat es zwar seit April keinen offiziellen 

Austausch mehr gegeben – die Anhörung im Zuge 

der Verbändebeteiligung ist leider coronabedingt ausgefallen 

– aber im Hintergrund gehen die Diskussionen 

und Verhandlungen weiter. Es soll inzwischen ein 

überarbeiteter Entwurf vorliegen, in dem die Kritik des 

Fachverbandes teilweise aufgegriffen wurde. Bei dem 

Kernkritikpunkt – nämlich der geplanten Regelung, 

dass zukünftig jeder Behälter (auch solche auf Gärreste 

abnehmenden landwirtschaftlichen Betrieben) die 

Anforderungen an Biogasanlagen erfüllen soll – gab es 

offenbar bis dato keine Bewegung. 

Compliance in der Verbandsarbeit 

Neben dem Leitbild (zu finden auf der Homepage unter 

Verband/Über uns) ist der in diesem Jahr vom Präsidium 

verabschiedete Compliance-Leitfaden ein weiterer 

integraler Bestandteil für die gemeinsame Arbeit 

von Haupt- und Ehrenamt im Fachverband Biogas e.V. 

Compliance hat in den letzten Jahren eine stark zunehmende 

Aufmerksamkeit und Bedeutung erfahren. 

Compliance ist ein Sammelbegriff für die Regeltreue 

(auch Regelkonformität) von Unternehmen, also die 

Einhaltung von Gesetzen, Richtlinien und freiwilligen 

Vereinbarungen. 

Der Leitfaden gilt für den gesamten Fachverband. Er 

dient als Orientierung und Handlungsgrundlage für alle 

Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter der Geschäftsstellen 

sowie der ehrenamtlich Aktiven. Mit maßgeblicher Unterstützung 

der BDO Legal Rechtsanwaltsgesellschaft 

mbH wurden die für den Fachverband wichtigsten Bereiche 

identifiziert und Richtlinien hierzu erarbeitet. Im 

Compliance Leitfaden sind Vorgaben zu den folgenden 

Aspekten formuliert: 

ffAnti-Korruptionsrichtlinie 

ffKartellrechts-Richtlinie 

ffRichtlinie zur Beratung im Verband 

Der Compliance-Leitfaden kann ebenfalls unter Verband/Über 

uns von der Homepage heruntergeladen 

werden. 

Internationale Projektarbeit 

Das Referat International ist derzeit in diverse internationale 

Projekte eingebunden. Neben den beiden derzeit 

noch laufenden Kammer- und Verbandspartnerschaften 

(KVP) in Indien und Serbien entwickelt sich gerade 

ein neues KVP-Projekt in Uganda. Wie schon berichtet 

sind auch weitere Projekte auf den Philippinen (Biogas- 

Trainings), DiBiCoo (EU-Projekt zur Marktentwicklung 

von Biogastechnologien in Schwellen- und Entwicklungsländern) 

und ein UNIDO-Auftrag zur Erstellung 

eines Biogasstandards sowie Trainingsmaterialien für 

Kenia in Bearbeitung. 

Autoren 

Dr. Stefan Rauh 


Geschäftsführer ∙ Fachverband Biogas e.V. 


0 81 61/98 46 60 


www.@biogas.org 

103

VERBAND 


LANDESVERBAND ERNEUERBARE ENERGIEN NIEDERSACHSEN / BREMEN E.V. 

AKTIONSWOCHE ARTENVIELFALT 

Biogas und Bienen: Wie Energiewende 

und Artenvielfalt Hand in Hand gehen 

Harald Hauschild erläutert 

den Besuchern 

das Blühpflanzen- 

Projekt. 

Für Harald Hauschild, Geschäftsführer der 

BRAHA-Biogasanlage in Godenstedt, war die 

Sache klar: „Wir unterstützen das Blühpflanzen-Projekt, 

weil wir in ganzheitlichen Kreisläufen 

denken. Der Erhalt unserer Umwelt 

und Tierwelt ist uns wichtig. Daher säen wir Blühpflanzenfelder, 

die für die heimische Insektenpopulation 

wichtig sind. Mit den abgeernteten Blühpflanzen betreiben 

wir anschließend unsere Biogasanlage.“ 

Im Rahmen der vom Fachverband Biogas e.V. und dem 

LEE Nds./Bremen e.V. begleiteten „Woche der Artenvielfalt“ 

informierten sich Medienvertreter und zahlreiche 

Gäste aus Wirtschaft und Politik niedersachsenweit 

darüber, wie Biodiversität vor Ort gefördert werden 

kann. Tatsächlich gehen immer 

mehr Landwirte und Biogasanlagenbetreiber 

dazu über, Ackerflächen 

mit Blühpflanzen anzulegen, 

um die heimische Tier- und Pflanzenwelt 

zu unterstützen und um 

dem Artensterben zu begegnen. 

Problematisch sind allerdings 

die Kosten, denn Blühpflanzen 

haben nicht den gleichen hohen 

Energiegehalt wie beispielsweise 

Maispflanzen. Damit die Anlagenbetreiber 

wirtschaftlich handeln 

können, muss beim Einsatz von 

Blühpflanzen auf eine angemessene 

Vergütung geachtet werden. Der 

LEE setzt sich deshalb für ein Anreizsystem 

ein. 

Bärbel Heidebroek führt künftig LEE 

Bärbel Heidebroek ist auf der 

jüngsten Mitgliederversammlung 

des LEE einstimmig zur 

neuen Vorsitzenden des Landesverbandes 

Erneuerbare 

Energien Niedersachsen-Bremen e.V. gewählt 

worden. Die Gevenslebenerin trat die 

Nachfolge von Wilhelm Pieper an, der als 

Gründungsvorsitzender nun Ehrenvorsitzender 

ist. 

Für Bärbel Heidebroek sind die Erneuerbaren 

auf Bundes- als auch auf Landesebene 

kein Neuland: Seit vergangenem Jahr gehört 

die Agraringenieurin dem geschäftsführenden 

Vorstand des BWE-Landesverbandes 

Niedersachsen/Bremen an. 

Bärbel Heidebroeck 

FOTOS: LEE NDS./BREMEN FOTO: LEE 

104


Thorsten Kruse 

Gustav Wehner 

Ernst Schnackenberg 

Zudem ist die Geschäftsführerin der Landwind 

Gruppe Vizepräsidentin des Bundesverbandes 

WindEnergie (BWE) sowie 

Vorstandsmitglied des Bundesverbandes 

Erneuerbare Energie. Außerdem ist ihr 

Unternehmen an mehreren Biogasanlagen 

in der Region beteiligt. 

Im Amt bestätigt wurden zudem Thorsten 

Kruse, Bigaro GmbH & Co. KG, und Gustav 

Wehner, Finanziererbeirat Fachverband 

Biogas – beide gehören dem geschäftsführenden 

LEE-Vorstand an und vernetzen 

den LEE durch ihre Tätigkeit im Betreiberund 

Finanziererbeirat des Fachverbandes 

Biogas. Als weitere Biogaskompetenz stehen 

Ernst Schnackenberg, Anlagenbetreiber 

aus Rotenburg und stellvertretender 

Betreibersprecher der Regionalgruppe 

Nordhannover, sowie Friedrich Hake, Anlagenbetreiber 

aus Hameln und Betreibersprecher 

Südniedersachsen, dem Vorstand 

als Beisitzer zur Seite. Im ereignisreichen 

abgelaufenen Geschäftsjahr des LEE nahmen 

im Biogasbereich die Themen Einspeisemanagement, 

Düngeverordnung, 

AwSV und TRAS 120 einen breiten Raum 

ein. In Gesprächen mit Politik und Ministerien 

ging es insbesondere um Einlassungen 

des Landes Niedersachsen in laufende 

Prozesse oder um Umsetzungen bestehender 

Verordnungen im Land. 

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Biomasse verharrt auf Vorjahresniveau – dennoch 

Platz 2 bei der regenerativen Stromerzeugung 

Der kürzlich veröffentlichte Energiewendebericht 

des Niedersächsischen Umweltministeriums weist 

für 2019 nur einen geringen Zubau gegenüber 2018 

auf. Der Leistungszubau von Biomasseanlagen in 

den vergangenen Jahren ist dem Bericht zufolge vor 

allem dem Zubau von Flexibilität zu verdanken. Hier 

haben die niedersächsischen Anlagenbetreiber im 

Bundesschnitt stark investiert. Die durchschnittliche 

installierte Leistung ist auf gut 700 Kilowatt gestiegen, 

die Bemessungsleistung aber kaum. 

2018 verzeichnete Niedersachsen 1.662 Biogasanlagen 

mit einer installierten Leistung von 1.174 

Megawatt (MW). Die Bruttostromerzeugung lag 

Schätzungen zufolge in 2018 bei 9,53 Milliarden Kilowattstunden, 

2019 betrug sie geschätzte 9,6 Milliarden. 

Ein Umstand, den LEE-Geschäftsführerin Silke 

Weyberg kritisch sieht: „Wir verzeichnen seit Jahren 

praktisch einen Stillstand beim Zubau von Biogasanlagen. 

Wenn Niedersachsen wirklich Energieland 

bleiben und die regionale Wertschöpfung fördern will, 

müssen wir jetzt beim EEG finanzielle Anreize schaffen 

und beim Genehmigungsrecht auf die Anlagenbetreiber 

zugehen. 2019 hat die Bundesnetzagentur 

lediglich fünf Biogasanlagen in Niedersachsen bezuschlagt 

– das ist definitiv zu wenig.“ Gegenüber 

den Genehmigungsbehörden wird insbesondere für 

eine praxisgerechte Umsetzung des Düngerechts 

gekämpft. Eine niedersächsische Verordnung, die 

die Vorlage eines Verwertungskonzeptes vorsieht, 

erschwert praxisgerechte Umsetzungen. Daher ist 

eine niedersächsische Forderung, die Verordnung 

nicht mehr zu verlängern, da sie ohnehin nur als 

Übergangslösung bis zur Vorlage einer Düngeverordnung 

gedacht war. Im Landkreis Rotenburg/Wümme 

nehmen rund 20 Anlagenbetreiber an einem Projekt 

von 3N teil, wo sie statt Nutzung der Standardwerte 

den Input und Output messen, um sachgerechte 

Daten vorzulegen, die möglicherweise die oft nicht 

passenden Standardwerte des Genehmigungskonzeptes 

ersetzen. 

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Biomethan: Produktionschancen überprüfen 

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BÜRO 

SÜD-OST 

Am 8. Juli begrüßte Markus 

Bäuml, Regionalreferent 

Süd-Ost im Fachverband 

Biogas e.V., rund 25 

Teilnehmer zur Webkonferenz 

mit dem Thema: „Gesetzlicher 

Rahmen und 

Wirtschaftlichkeit der Nutzung von Biomethan 

im Kraftstoffsektor in der Biogas- 

Region Bayern“. Eingangs ging er auf die 

gegenwärtige Situation und die Herausforderungen 

für die Biogasbranche durch die 

steigenden Anforderungen bei der Sicherheitstechnik, 

aber auch auf die politischen 

Rahmenbedingungen ein. 

Er stellte fest, dass trotz alledem Biogas 

eine Zukunft haben wird, nur eben nicht 

mehr in der gewohnten Form im reinen 

Grundlastbetrieb. Chancen tun sich auf unter 

anderem mit neuen Aufgaben, wie zum 

Beispiel zur Netzstabilisierung mit großen 

flexibilisierten BHKW-Leistungen oder mit 

neuen Technologien wie Power-to-Gas zur 

Biogasveredelung bei gleichzeitiger Energiespeicherung 

– oder Biogas-Reformer zur 

dezentralen Wasserstoffgewinnung, aber 

auch mit althergebrachter Technik, wie der 

Biogasaufbereitung zur Kraftstoffnutzung. 

Neue technische Konzepte, verbesserte 

Rahmenbedingungen und eine künftig auf 

lokaler Ebene gesteigerte Nachfrage nach 

CO 2 

-neutralem Kraftstoff rücken das Thema 

Biomethan als Kraftstoff in Form von 

CNG und LNG wieder verstärkt in den Fokus 

der Aufmerksamkeit. Die Referenten 

zeigten den Teilnehmern in ihren Vorträgen 

hierzu die unterschiedlichen Facetten, die 

es zu beachten gibt, auf. Alexey Mozgovoy, 

Leiter der Stabsstelle Kraftstoff und Biomethan 

im Fachverband Biogas e.V., 

verwies auf die Potenziale, die durch die 

gegenwärtigen sowie zukünftigen gesetzlichen 

Rahmenbedingungen, insbesondere 

durch den Treibhausgasquotenhandel auf 

der Einkommensseite, geboten werden. 

Prof. Dr.-Ing. Frank Scholwin vom Institut 

für Biogas, Kreislaufwirtschaft und Energie 

stellte technische Konzepte für Biogasanlagenbetreiber 

vor, mit denen eine lokale 

Hof-Biogas-Tankstelle etabliert werden 

könnte. Philip Maximilian Braunschweig 

von LIQUIND 24/7 erläuterte die Lösungsvorschläge 

als spezialisierter Projektpartner 

für die Vermarktung von Biomethan und 

Sebastian Lechner vom Landesverband 

Bayerischer Transport- und Logistikunternehmen 

verwies auf das große Nachfragepotenzial, 

das vonseiten der Transport- und 

Logistikbranche für CNG und LNG durchaus 

gesehen wird. 

Zusammenfassend kann festgehalten werden, 

dass die Zeit dafür reif ist, aktiv zu 

werden und sich mit dem Thema eingehend 

zu beschäftigen, zum Beispiel als Alternative 

in den kommenden Jahren für Post-EEG 

Anlagen. Sinnvollerweise sollten hierzu bereits 

heute Netzwerke zwischen der Wissenschaft, 

den Technologieanbietern, Planern 

und Biogasanlagenbetreibern eingerichtet 

werden. 

Mehr Informationen zu Aktivitäten des 

Fachverbandes Biogas e.V. im Bereich 

Kraftstoff Biomethan erfahren Sie unter: 

am@biogas.org 

Autoren 

Markus Bäuml 

Regionalreferent 

Regionalbüro Süd-Ost 


0 94 71/601 95 50 

Alexey Mozgovoy 

Leiter Stabsstelle Kraftstoff und Biomethan 


030/2 75 81 79 23 

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SYPOX: Rohbiogas zur 

Wasserstoffgewinnung 

Das Projekt SYPOX – ein vom 

Fachverband Biogas e.V. unterstütztes 

Vorhaben zur Erzeugung 

von Wasserstoff auf 

Biogasanlagen – wurde Mitte 

Juli im Rahmen einer Webkonferenz interessierten 

Verbandsmitgliedern offiziell 

vorgestellt. Über 40 Teilnehmer verfolgten 

die Präsentation von Johannes Lutz vom 

Projektteam. Neben interessierten Biogasanlagenbetreibern, 

Ingenieurbüros und 

Energieversorgungsunternehmen informierten 

sich auch Multiplikatoren der Biogasbranche 

über diese neue Technologie. 

Dabei wurden das Verfahren und die Zukunftsperspektiven 

vorgestellt, eine offene 

Diskussion über die Möglichkeiten zur Teilnahme 

am Projekt schloss die Veranstaltung 

ab. Den Kern des Vorhabens stellt die 

dezentrale Umwandlung von Rohbiogas in 

Wasserstoff dar, der unter anderem im Mobilitätssektor 

Anwendung findet. Er soll zur 

schnellen Defossilisierung des Verkehrs sowie 

anderer Branchen – zum Beispiel im 

ländlichen Raum – beitragen. 

FOTO: ENERTRAG 

Als besonderes Merkmal des SYPOX-Verfahrens 

wurde der gegenüber der klassischen 

Elektrolyse um den Faktor 2,5 geringere 

Energieaufwand hervorgehoben. Dies 

und die Funktionalität der neuen Entwicklung 

aus München soll nun im Praxistest 

verfeinert und nachgewiesen werden. Mehr 

Informationen zu Aktivitäten des Fachverbandes 

Biogas im Bereich Wasserstoff erfahren 

Sie unter: am@biogas.org 

Autoren 

Markus Bäuml 

Regionalreferent 

Regionalbüro Süd-Ost 


0 94 71/601 95 50 

Alexey Mozgovoy 

Leiter Stabsstelle Kraftstoff und Biomethan 


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mer 

hert und je nach Bedarf in Energie umgewandelt 

mal kein Wind weht und keine Sonne scheint. 

e Stromnetze und ist für die technische Umsetde 

von entscheidender Bedeutung. 

... und artenreich 

Energiedörfer mit Biogas 

Biogas eignet sich hervorragend für die 

lokale Energieversorgung – und für neue 

Energiekonzepte in Kommunen und 

Regionen. Zahlreiche Wärmenetze, die 

teilweise genossenschaftlich betrieben 

werden, unterstreichen dieses Potenzial. 

Regionale Wertschöpfung 

Biogasanlagen produzieren dort Energie, 

wo sie gebraucht wird: In den Regionen. 

Das Geld für den Bau, den Betrieb und 

die Instandhaltung der Anlagen bleibt 

vor Ort – und fließt nicht in die Taschen 

der Ölmultis. Das sichert die regionale 

Energieversorgung und ist ein aktiver 

Beitrag zur Friedenspolitik. 

Faltblätter 

Viele Landwirte verzichten freiwillig auf einen Teil ihres Gasertrages und setzen 

Pflanzen ein, die einen ökologischen Mehrwert für Mensch und Natur haben. 

„Die Biogasnutzung bietet die Möglichkeit, 

unterschiedlichste Pflanzen sinnvo l 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.“ 

Der Fachverband Biogas e.V. ist mit über 

4.700 Mitgliedern die größte deutsche 

und europä ische Interessenvertretung der 

Biogas-Branche. 

to go 

Ziel der Verbandsarbeit ist es, die Biogaserzeugung 

und -nutzung für die bundes weite 

Strom-, Wärme- und Kraftstoff versorgung zu 

erhalten und auszubauen. 

Handliche Fakten zur 




Biogasnutzung 

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Biogas einen wichtigen Beitrag für die Artenvielfalt 

leisten. 

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Eine Übersicht über die zur Verfügung stehenden 

Alternativen Energiepflanzen bietet die Seite 



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Wissen_to go_1 

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Biogas to go 

Artenvielfalt 

mit Biogas 

Handliche Fakten 

zur Biogasnutzung 

Biogas kann alles 

- - - - - - - - - - - 116 mm - - - - - - - - - - - > < - - - - - - - - - - - 118 mm - - - - - - - - - - - >< - - - - - - - - - - - 118 mm - - - - - - - - - - - > < - - - - - - - - - - - 116 mm - - - - - - - - - - - > 

Das Recycling von Bioabfä len in Biogasanlagen findet über die Vergärung und Kompostierung 

statt. Durch biologische Abbauprozesse entsteht in den Fermentern aus 

den Kartoffelschalen, dem Pizzarest und dem abgelaufenen Joghurt der Energieträger 

Biogas. Übrig bleibt ein hochwertiger Dünger, das sogenannte Gärprodukt. 

Dieses liefert a le wichtigen Nähr- und Humusstoffe für das erneute Pflanzenwachstum. 

Damit schließt sich der Nährstoffkreislauf. Die Vergärung in Biogasanlagen 

steht damit ganz klar vor der Verbrennung oder Deponierung. 

tuFige 

ierAchie 

ndung 

eislauf) 

„Wenn unsere Nahrung 

schon in der Tonne statt 

auf dem Teller landet, dann 

sollte sie wenigstens noch 

sinnvoll genutzt werden“ 

Georg Hackl, Rode legende 


4.700 Mitgliedern die größte deutsche und 

europäische Interessenvertretung der 




und –nutzung für die bundesweite 

Strom-, Wärme- und Kraftstoffversorgung zu 





BIOGAS 



Biogas ist der vielseitigste erneuerbare Energieträger. Das umweltfreundliche 

Gas kann sowohl zur Strom- und Wärmegewinnung wie 

auch als Kraftstoff eingesetzt werden. Damit ist Biogas eine wichtige 

Säule für die bürgernahe und bezahlbare Energiewende! 

Biogas ist bunt ... 

Strom aus Biogas 

Biogas versorgt schon heute Millionen Haushalte in 

Deutschland mit klimafreundlichem Strom. Bei der 

Stromgewinnung im Blockheizkraftwerk entsteht automatisch 

auch Wärme. 

Biogas entsteht durch die Vergärung biogener Stoffe in einem luftdicht abgeschlossenen 

Behälter, dem sogenannten Fermenter. Vergoren werden kann fast a les, 

was biologischen Ursprungs ist: Gü le und Mist, Bioabfä le - oder Energiepflanzen. 

Letztere werden von den Landwirten extra angebaut. Ende 2018 wuchsen auf gut 

1,4 Mi lionen Hektar Energiepflanzen für den Einsatz 

in Biogasanlagen. Das sind rund acht Prozent 

der landwirtschaftlichen Nutzfläche. 

Wärme aus Biogas 

Mit Biogaswärme können zum Beispiel private Haushalte, 

kommunale Einrichtungen wie Schulen, Schwimmbäder 

und Turnhallen, Gewerbebetriebe oder Gewächshäuser 

beheizt werden. 

Biogas aus 

Bioabfällen 

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. 

Kraftstoff aus Biogas 

Zu Biomethan aufbereitetes Biogas kann als klimafreundlicher 

und effizienter Kraftstoff von jedem CNG 

(compressed natural gas)-Fahrzeug getankt werden. Mit 

dem Biomethanertrag von einem Hektar Wildpflanzen 

kann ein Pkw einmal um die Erde fahren. 

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 potenzie len Energiepflanzen 

wächst kontinuierlich. 

oklet-Artenvielfalt 2018.indd 1 11.07.19 13:48 

rgetische) Verwertung 

Potenzial und Perspektive 

Die erste Biomethananlage Deutschlands ging 2006 im bayerischen Pliening in 

Betrieb. Im Jahr 2018 waren es bereits über 200. So viele wie in keinem anderen 

europäischen Land. Zusammen speisen diese Anlagen rund zehn Terawattstunden 

Biomethan ins deutsche Gasnetz ein – das entspricht etwa zwölf Prozent der 

hierzulande geförderten Erdgasmenge bzw. etwa einem Prozent des nationalen 

Erdgasbedarfs. Biomethan verdrängt fossile Energieträger aus dem Markt und 

trägt damit zur Versorgungssicherheit bei. 

Die Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz 

ermöglicht es, den Energieträger Biogas 

über mehrere Monate zu speichern. 

Damit ist Biogas eine hervorragende Ergänzung 

zu den fluktuierenden Erneuerbaren 

Energien Wind und Sonne und ein 

wichtiges Bindeglied der Energiewende. 

Auch für kleinere Biogasanlagen kann sich 

die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan 

rechnen. Für den Anlagenbetreiber eröffnen 

sich damit vielversprechende Perspektiven 

– und auch die Wertschöpfung in 

der Region bekommt neue Impulse. 

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BIOGAS 


BIOGAS 

u 

v 

Biomethan 





 

Gelebte Kreislaufwirtschaft 

Wo Lebensmittel erzeugt und verbraucht werden, entsteht immer auch Abfa l. Das 

wird sich nie ganz vermeiden lassen. Seien es die Kartoffelschalen bei der Chips- 

Herste lung, die nicht ganz aufgegessene Pizza im Restaurant oder der abgelaufene 

Joghurt im Kühlregal. 

In der 5-stufigen Abfa lhierarchie des Kreislaufwirtschaftgesetzes hat die 

Vermeidung von Abfä len höchste Priorität. Gefolgt von der Wiederverwendung 

von Lebensmitteln – beispielsweise durch die Tafeln. 

An dritter Ste le kommt das Recycling, um (Nährstoff)Kreisläufe zu 

schließen und das Abfa laufkommen zu reduzieren. Dann erst folgt 

die energetische Verwertung (z.B. in Müllverbrennungsanlagen) 

und ganz am Ende steht die Beseitigung, sprich die Ablagerung 

oder Deponierung, die zu vermeiden ist. FÜNFs 

Was ist Biomethan? 

Biogas besteht zu 50 – 60 Prozent aus dem brennbaren Gas 

Methan (CH 4 ); der Rest ist überwiegend Kohlendioxid (CO 2 ). 

Bei der Auf bereitung von Biogas zu Biomethan werden die nichtbrennbaren 

Gase abgetrennt, so dass möglichst reines Methan übrig bleibt. Dies kann über 

verschiedene Verfahren geschehen (siehe Innenteil). Das so erzeugte Biomethan 

hat die gleichen chemisch-physikalischen Eigenschaften wie Erdgas 

und kann problemlos ins Gasnetz eingespeist werden. 

Mit der Einspeisung von Biomethan ins 

Gasnetz kann der Ort der Erzeugung vom 

Ort der Nutzung entkoppelt werden. Das 

eingespeiste Biomethan kann an beliebiger 

Ste le aus dem Netz entnommen und 

entweder in einem Blockheizkraftwerk 

(BHKW) zu Strom und Wärme umgewandelt 

werden, in der Gasheizung eingesetzt 

oder an einer Gastankste le von 

jedem handelsüblichen CNG-Fahrzeug 

getankt werden. 

 

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… oder wie man ganz einfach 

Biogas gewinnen kann. 

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3. Recycling (Kr 

4. Sonstige (ene 

5. Beseitigung 

108

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 

8 

7 

5 

8 

11 

Erdgasnetz 

10 

Strom 

Wärme 






Strom und Wärmeproduktion 

11 ggf. Aufbereitungstechnik für die 

Umwandlung von Biogas zu Biomethan 




(Fest/Flüssigtrennung, Trocknung, 


1 

2 

9 

3 

5 4 

3 

12 

8 

1 Lager für die zu vergärende Bioma se 

(Silo, Annahmestelle, Gü legrube) 

2 gf. Aufbereitung, Sortierungs oder 

Reinigung systeme für die zu ver 


die Bioma se in die Fermenter bzw. 


im Fermenter mit der frischen Bio 



6 Ga speicher zur kurz und mi telfristigen 


7 Gasreinigung systeme zur 

Entschwefelung und Entwä serung 

gärende Bioma se oder Reststo fe 


ma se 

6 

Wärme 

8 

7 

5 

8 







11 gf. Aufbereitungstechnik für die 

Umwandlung von Biogas zu Bio 


Gärprodukte (ggf. mit entsprechen 

methan 

der Technik zur Weiterverarbeitung 

(Fest/Flü sigtrennung, Trocknung, 


1 

Strom 

10 

Erdgasnetz 

1 

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5 4 

3 

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(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 


(Fest/Flü sigtrennung, Trocknung, 

Pe letierung etc.) 

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 

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2 ggf. Aufbereitung, Sortierungs- oder 



3 Einbring- / Pumptechnik transportiert 







6 Gasspeicher zur kurz- und mittelfristigen 










1 

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6 

6 














8 

7 

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Wärme 






Strom- und Wärmeproduktion 






(Fest-/Flüssigtrennung, Trocknung, 


FV Anlagenschild A0 quer.indd 1 11.02.16 16:10 

6 

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Wärme 

8 

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Wärme 

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Strom 

11 

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Erdgasnetz 

10 

Strom 

Strom 

Erdgasnetz 














10 

10 

Erdgasnetz 


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Die Erderhitzung ist die größte Bedrohung für den Fortbestand unseres 

Wir müssen unser Klima schützen und den Ausstoß von CO 2 

drastisch reduzieren. Jetzt. 

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 Kilowattstunden 

Strom. Das entspricht dem Verbrauch von 100 durchschni tlichen 

Haushalten. 

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

Wohnhaus eingesetzt und außerdem zur Holztrocknung genutzt. In der 

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

fossiler Energieträger wie Kohle und Öl freigesetzt worden wären. 

So funktioniert eine Biogasanlage 

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

nachwachsende Rohstoffe 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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Dieses Feld liefert Energie 

und schützt das Klima 


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

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





Energie für die Region… 



Schild 

„So funktioniert eine Biogasanlage“ 

Zeigen Sie Wanderern und Gästen die Funktionsweise Franken-Therme Bad Winsheim 

einer Biogasanlage 

Biogas Wärme 

Vorteile 

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 

DIN A0-Format 

erzeugt. 


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

80 Euro 

(inkl. Versand) 



12 

1 

2 

9 

3 

5 4 

8 

3 

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. 

6 

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

5 

7 

Wärme 



Bei Tag und Nacht, bei Wind und Wetter. www.biogas.org 

8 

8 

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. 

11 

Strom 

10 

Erdgasnetz 

umwelt- und klimafreundlichen Wärmegewinnung aus Biogas. So 

werden die Thermal-Badelandschaft, das Dampferlebnisbad und die 

Sauna zu rund einem Drittel mit Biogaswärme beheizt. 

Bei der Ausgestaltung von Biogasanlagen 

gibt es eine Vielzahl unterschiedlicher 

Systeme, Techniken und 

Funktionsweisen. Der übliche Aufbau 

umfasst folgende Komponenten: 


– 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. 

Anlagenschild (individuell) 

Informieren Sie Wanderer und Gäste über Ihre Biogasanlage 

DIN A0-Format 



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 

Wärmeschild groß 

(allgemein) 

mit allgemeinen Informationen 

zum Einsatz von Biogaswärme 

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mit Ihren individuellen Angaben 

zum Wärmenutzungskonzept 

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BIOGAS Wärme 


Umweltfreundliche Wärme – vom Land, für’s Land 

Biogas Wärme … 

In Deutschland gibt es viele tausend Biogasanlagen, die umweltfreundliches 

Biogas erzeugen. Dieser Energieträger wird mittels eines Motors 

im Blockheizkraftwerk in Strom umgewandelt. Die dabei frei werdende 

Wärme sichert die lokale Versorgung und dient als Heizenergie in: 

• öffentlichen Einrichtungen, z.B. Schwimmbädern, Schulen, Turnhallen 

• Wohngebieten und Bioenergie-Dörfern 

• Ställen und Gewächshäusern 

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

… aus der Region 



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

Unabhängigkeit von fossilen Energieimporten und fördert die Wirtschaftskraft in 

der Region. 

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

vor Ort anzubieten. 

Mit Biogaswärme können die jährlichen Kosten für Wärmeenergie deutlich gesenkt 

und langfristig stabil gehalten werden. 

Durch die umweltfreundliche Biogaswärme wird Heizöl bzw. Erdgas eingespart und 

damit weniger Kohlendioxid (CO 2 ) ausgestoßen. 



Bestellungen bitte per E-Mail an info@biogas.org 


109

VERBAND 


Erneuerbare Wärme darf nicht länger das Stiefkind der Energiewende bleiben: 

Spätestens 2021 braucht es neuen Schwung 

für den Wärmesektor 

Gastbeitrag von Dr. Simone Peter, Präsidentin des Bundesverbandes Erneuerbare Energie e.V. (BEE) 

Die Bundestagswahl 2021 und 

die darauffolgende Legislaturperiode 

fallen in einen Zeitraum 

von tiefgreifenden strukturellen 

Herausforderungen. 

Die wirtschaftliche Erholung von der 

Corona-Pandemie erfordert in Verbindung 

mit dem gesellschaftlichen 

Umbau in Richtung Klimaneutralität 

enorme Anstrengungen. Gleichzeitig 

ist die Zusammenführung von Klimaschutz 

und Wirtschaft eine notwendige 

Voraussetzung, um Wohlstand und 

soziale Sicherheit zu gewährleisten. 

Auf Basis des europäischen Green Deals 

soll Europa zum weltweit ersten klimaneutralen 

Kontinent transformiert werden. 

Entsprechend ist auch die (kommende) 

Bundesregierung gefragt, hier einen ambitionierten 

Weg einzuschlagen und voranzuschreiten, 

um die Umsetzung der Energiewende 

spürbar zu beschleunigen. 

Um den Prozess zum Schutz des Klimas 

tatsächlich „unumkehrbar“ zu machen, 

so wie Bundeswirtschaftsminister Peter 

Altmaier es Anfang August im Kontext 

des Einräumens der Versäumnisse der 

Bundesregierung im Bereich Klimapolitik 

ankündigte, sind spätestens in der kommenden 

Legislaturperiode entsprechende 

Rahmenbedingungen zu schaffen. Die beschleunigte 

Umsetzung der Energiewende 

in allen Sektoren und damit der Ersatz fossiler 

Kraft- und Brennstoffe hat hier eine 

zentrale Bedeutung. 

Die hierzu erforderlichen Investitionen in 

Erneuerbare Energien vermindern nicht 

nur die Emissionen von Treibhausgasen, 

sondern setzen zugleich bedeutsame Impulse 

für Wachstum und Beschäftigung in 

Deutschland. Die positiven Effekte konnten 

in dieser Legislaturperiode bisher nur 

unzureichend ausgeschöpft werden, da 

der Ausbau der Erneuerbaren Energien 

insgesamt weit hinter den Erfordernissen 

zurückblieb. 

Aktuell kann von einer „Energiewende der 

zwei Geschwindigkeiten“ gesprochen werden: 

Im Stromsektor hat sich der Ausbau 

der Erneuerbaren Energien in den vergangenen 

Jahren sehr dynamisch entwickelt. 

Auf Basis des Erneuerbaren-Energien- 

Gesetzes (EEG) ist es gelungen, den Anteil 

der Erneuerbaren Energien auf bereits 

über 50 Prozent (1. Hälfte 2020) an der 

Bruttostromerzeugung auszubauen. Ohne 

politische Deckel und Bremsen könnte es 

sogar noch mehr sein. 

In den Sektoren Wärme und Verkehr ist 

eine solche Entwicklung hingegen nicht 

zu beobachten; die Anteile der Erneuerbaren 

Energien stagnieren seit Jahren 

jeweils auf einem niedrigen Niveau (etwa 

14 beziehungsweise 5 Prozent). Um einen 

zur Klimaneutralität 2050 passenden Entwicklungspfad 

einzuschlagen, bedarf es in 

diesen Bereichen folglich einer spürbaren 

Beschleunigung des Ausbaus der Erneuerbaren 

Energien. 

Ganz besonders große Chancen für einen 

entsprechenden Anschwung der Energiewende 

liegen im Wärmesektor, der mit 

einem Anteil von rund 55 Prozent am Endenergiebedarf 

den energieintensivsten Anwendungsbereich 

darstellt. Aufgrund des 

hohen Anteils an fossilen Brennstoffen werden 

über die Bereitstellung von Wärme 

jährlich Emissionen in Höhe von etwa 

385 Millionen Tonnen freigesetzt. Der 

hohe Anteil an fossilen Brennstoffen 

trifft dabei auf einen hohen Anteil 

von fossilen Energieimporten. Dies 

ist nicht nur weniger nachhaltig, 

sondern aufgrund von Mittelabflüssen 

in Milliardenhöhe auch extrem 

teuer. Deutlich sinnvoller wäre es, 

diese Mittel in die Modernisierung der 

Energieversorgung zu investieren und die 

heimische Wertschöpfung zu stärken. Das 

Potenzial ist da. 

Der Ausbau der Erneuerbaren Wärme 

bietet beträchtliche klima- und industriepolitische 

Chancen. Es gilt daher, die Abhängigkeit 

von fossilen Energieimporten 

zu vermindern und stattdessen den heimischen 

Anlagen- und Heizungsbau entlang 

der gesamten Wertschöpfungskette zu 

stärken. Insbesondere in Zeiten einer gesamtwirtschaftlichen 

Krise kann der Technologie- 

und Produktionsstandort nachhaltig 

gestärkt und können Arbeitsplätze 

gesichert werden. 

Die erneuerbaren Wärmetechnologien 

stehen technologisch ausgereift zur Verfügung 

beziehungsweise stehen in einzelnen 

Anwendungsfeldern (zum Beispiel der 

Grüne Wasserstoff in der Industrie) vor der 

Markteinführung. Die aktuelle, aber im besonderen 

Maße auch die kommende Bundesregierung 

wird daher gefordert sein, die 

Wärmewende als Modernisierungsprojekt 

für den Wirtschaftsstandort Deutschland 

zu beschleunigen. Hierzu sind passende 

marktwirtschaftliche und ordnungsrechtliche 

Bedingungen zu schaffen und mit 

deutlichen, für Investoren vorhersehbaren 

Preissignalen zu verknüpfen. Der BEE wird 

seine Kernforderungen dazu im Herbst vorstellen. 

110

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VERBAND 


Hinter den Kulissen – Dreharbeiten 

für die nächsten Youtube-Filme 

Nachdem coronabedingt lange nicht klar 

war, ob in diesem Jahr überhaupt Youtube- 

Filme mit dem Hackl Schorsch realisiert 

werden können, war es Anfang Juli dann 

doch soweit: Der erste Teil der geplanten 

Trilogie zum Thema „klimafreundlicher Transport von 

Lebensmitteln“ ist im Kasten – und seit Anfang August 

auch online (auf dem Youtube-Kanal des Fachverbandes 

Biogas (FVBiogas) und im Slider auf unserer Homepage 

www.biogas.org). 

Im ersten Teil erfährt der Schorsch, wie die Ernte klimafreundlich 

vom Feld geholt werden kann. Im zweiten 

Teil, der Anfang September erscheinen wird, geht es 

dann um den Transport vom Warenlager zum Händler. 

Und im Oktober erfahren wir, wie der letzte Weg zum 

Kunden klimafreundlich funktioniert. Kleiner Tipp: 

Biogas macht’s möglich… ;-) 

Text: Andrea Horbelt 


112


VERBAND 

Gülle– und Gärrestaufbereitung 

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VERBAND 


Aktionswoche 

Artenvielfalt 

In der Woche vom 29. Juni bis 3. Juli hat der Fachverband 

Biogas e.V. zur „Aktionswoche Artenvielfalt“ aufgerufen – 

und viele sind diesem Aufruf gefolgt. Neben Betreibern und 

Mitgliedsfirmen haben zahlreiche befreundete Verbände und 

Organisationen die Aktionswoche unterstützt, unter anderem 

der Deutsche Imkerbund, die Deutsche Wildtierstiftung und der 

Bayerische Bauernverband. Auch PolitikerInnen wie der bayerische 

Wirtschaftsminister Huber Aiwanger, die niedersächsische 

Landwirtschaftsministerin Barbara Otte-Kinast und die Bundes- 

Landwirtschaftsministerin Julia Klöckner haben ihr Statement zum 

Thema Artenvielfalt abgegeben. 

Im gesamten Bundesgebiet fanden Pressetermine auf Energiepflanzenfeldern 

statt, häufig hervorragend betreut von den dortigen 

Landesverbänden Erneuerbare Energien. Die Resonanz vor allem in 

den regionalen Zeitungen und Fernsehsendern war erfreulich und 

fast durchweg positiv. 

Unter dem Hashtag #blühendesLeben und #Biogas2030 wurde in 

den sozialen Medien auf Twitter, Facebook und Instagram während 

der Aktionswoche viel gepostet, geteilt und geliked. 

Vielen Dank an dieser Stelle nochmal an alle, die die Aktionswoche 

Artenvielfalt unterstützt haben! 

Impressionen von der Aktionswoche finden Sie unter 

www.biogas.org/Biogas/Aktionswoche 

FOTOS: FACHVERBAND BIOGAS E.V. 

114


VERBAND 

LANDKREIS ALTÖTTING 

eitag, 3. Juli 2020 ANK Nummer 151 19 

Studiengang 

Hauswirtschaft 

Töging. Die Landwirtschaftsschule 

Töging startet im September 

wieder mit einem einsemestrigen 

Studiengang Hauswirtschaft, 

auch „Fachschule für Ernährung 

und Haushaltsführung“ 

genannt. Das teilt das Amt für Ernährung, 

Landwirtschaft und 

Forsten Töging mit. 

Die Schule richtet sich an (zukünftige) 

Bäuerinnen und an 

Frauen im ländlichen Raum, die 

hauswirtschaftliche Kompetenzen 

im eigenen Haushalt oder 

auch beruflich nutzen möchten. 

Im Mittelpunkt stehen praktische 

Fertigkeiten und Fachwissen in 

der Hauswirtschaft, im Familienund 

im nachhaltigen Haushaltsmanagement. 

Die Schule ermöglicht 

auch den Einstieg in das Berufsfeld 

Hauswirtschaft für eine 

qualifizierte Tätigkeit im Bereich 

hauswirtschaftlicher Dienstleistungen, 

insbesondere zur hauswirtschaftlichen 

Betreuung, Versorgung 

und Alltagsbegleitung 

von Personen in unterschiedlichenAltersstufenundLebenssituationen. 

Die Schule vermittelt den Abschluss 

„Fachkraft für Ernährung 

und Haushaltsführung“ sowie die 

pädagogische Eignung, Personen 

auszubilden. Mit entsprechender 

Praxiszeit kann nach dem Schulbesuch 

die Abschlussprüfung zur 

Hauswirtschafterin nach dem Berufsbildungsgesetz 

abgelegt werden. 

Die Schule dauert eineinhalb 

Jahre bis März 2022. Sie wird in 

Teilzeitform geführt und kann somit 

neben Familie, landwirtschaftlichem 

Betrieb oder Berufstätigkeit 

besucht werden. Aufnahmevoraussetzung 

ist ein außerhauswirtschaftlicher 

Berufsabschluss. 

Für das Tagessemester 

werden noch Anmeldungen angenommen. 

Der Unterricht findet 

zweimal pro Woche statt, mittwochs 

ganztags und Freitagnachmittag. 

Der Schulbesuch ist kostenfrei, 

die Kosten für Unterrichtsmaterialien, 

Verpflegung, 

Lehrfahrten u.ä. sind von den Studierenden 

zu tragen. Weitere Informationen 

bei Sieglinde Eicher, 

08631/6107-2166), und unter 

www.aelf-to.bayern.de − red 

Anzeige 

Rodel-Champion als Biogas-Botschafter 

Georg Hackl besucht Kirchweidacher Biogas-Landwirt – Aktionstag zur Energiepflanze Silphie 

Kirchweidach. Georg Hackls 

neueLiebeheißt Silphie. Nachsei- 

ner Rennrodelkarriere beackert 

der gebürtige Berchtesgadener 

heute ein anderes Feld – und das 

mit den gewohnten 100 Prozent 

Einsatz: Als Biogas-Botschafter 

macht er unermüdlich Werbung 

für diese – im Gegensatz zu Sonnen- 

und Windenergie – speicherbare 

regenerative Energieform 

und ist landauf landab für dieses 

Ziel bei den Menschen unterwegs 

– aktuell auch im Rahmen der 

vom Fachverband Biogas veranstalteten 

Aktionswoche Artenvielfalt 

auf dem Energiepflanzenfeld 

des Kirchweidacher Landwirts 

Guido Mayer. Der Star dort ist mit 

der Durchwachsenen Silphie eine 

Wildpflanze, die dem Mais in der 

Biogasgewinnung mächtig Konkurrenz 

machen könnte. 

Zusammen mit Vertretern des 

Fachverbands undortsansässigen 

Landwirten – darunter auch Halsbachs 

Bürgermeister Martin 

Poschner – lauschte der Olympiasieger 

den Ausführungen Guido 

Mayers, der von seinen mehrjährigen 

Erfahrungen mit der ursprünglich 

aus Nordamerika 

stammenden, hoch aufschießenden 

und gelb blühenden Becherpflanze, 

die er auf 13 Hektar Fläche 

anbaut, berichtete. Den Boden 

und das Klima habe die Pflanze 

gut angenommen; mittlerweile 

erbringe sie einen „strammen Ertrag“, 

auch im Vergleich zum 

Mais, der zwar rund 20 Prozent 

mehr Gasertrag bringe, dafür die 

Silphie 20 Prozent mehr an Trockenmasse. 

Ein weiterer Vorteil: 

Die Energiepflanze, die einmal 

angepflanzt mehr als zehn Jahre 

geerntet werden kann, sorgt nicht 

nur für Humus-Aufbau, sondern 

ist auch ein Paradies für die Insektenwelt. 

Artenvielfalt und Biogas, 

das schließe sich überhaupt nicht 

Der Biogas-Botschafter vor Ort am Silphien-Feld: Georg Hackl (3. von rechts), flankiert von Julia, Rosa und 

Guido Mayer (mit Hund Gino, von links) sowie Andrea Horbelt vom Fachverband Biogas und Martin Poschner, 

Bürgermeister von Halsbach. − Foto: Petzi 

aus. Im Gegenteil, betont Andrea 

Horbelt, Pressesprecherin des 

Fachverbands, bei der Gelegenheit. 

„Gerade so eine Pflanze wie 

die Silphie bietet große Chancen, 

in der Biogasproduktion Ökologie 

und Ökonomie zusammenzuführen.“ 

Vorausgesetzt, die Rahmenbedingungen 

stimmen für die 

Landwirte. 

Beim Geld gibt es aber Probleme: 

DassbisdatonurdasAnpflan- 

zen der Energiepflanze möglich 

war, stellte für viele ein Hindernis 

dar. Rund 4000 Euro hatte Guido 

Mayer investiert. Das schreckt ab. 

Auch Martin Poschner, der selbst 

Silphie in der Blüte mit nettem Besuch. 

− Foto: ANA 

seit 2001 eine kleine Biogasanlage 

betreibt, hat bisher die Becherpflanze 

noch nicht angebaut. Das 

werde sich nun vielleicht ändern, 

nachdem der Bürgermeister von 

den Vorteilen gehört hat. Außerdem 

sei neuerdings ein Saatverfahren 

möglich, das mehr als halb 

so viel kostet. „Nach rund acht 

Jahren wirft die Dauerkultur Gewinn 

ab“, erklärt Guido Mayer. 

Der Gewinn für die Insektenwelt 

durch die von Juli bis September 

blühenden Felder ist unabschätzbar. 

Eine Augenweide, nicht nur für 

dieBienen – das findet auchGeorg 

Hackl, der 2014 den „Job“ als Biogas-Botschafter 

übernommen hat 

und seitdem auch auf Youtube 

mit seinem Kanal „Post für Hackl“ 

Leserfragen zum Thema beantwortet. 

„Es sollen Aufklärungsfilme 

sein. Eine Sendung mit der 

Maus für Biogas!“ Viele Leute 

glaubten heute immer noch, dass 

Biogas nur in Verbindung mit 

Mais funktioniert; die Schlagworte 

Monokultur und Vermaisung 

klingen nicht sehr gut. In der Hinsicht 

steuert der ehemalige Rennrodler 

mit Wissensvermittlung 

entgegen. Zu wichtig sei die Sache 

für die Menschen: Energiegewinnung 

in Verbindung mit Klimaschutz 

und Biodiversität auf den 

Feldern – dafür lohne sich doch 

der Einsatz, betonte Georg Hackl, 

der an seine Aufgabe als „Botschafter“ 

mit dem gleichen „Optimierungsfanatismus“ 

herangehe 

wie an die Kufen in der Werkstatt. 

Einen Landwirtschaftsbetrieb habe 

er zwar nicht selbst, dafür 

wachse und gedeihe die Silphie in 

seinem Garten. „Die wächst so 

hoch, dass kein Nachbar mehr bei 

uns reinschauen kann. Das gefällt 

mir“, sagte Georg Hackl mit einem 

Schmunzeln. 

Alle Voraussetzungen für eine 

ökologisch wertvolle Nutzung von 

Biogas-Energie sind also vorhanden. 

Was fehlt, sei die Schützenhilfe 

der Politik. Davon zeigte sich 

auch Martin Poschner überzeugt: 

„Heute haben die Regierungen 

scheinbar kein großes Interesse 

mehr an der Biogasförderung. 

Ewig schade.“ So verlören die für 

das Thema offenen Landwirte die 

Perspektive. Irgendein finanzieller 

Ausgleich müsse her. Keine 

Förderung mit der Gießkanne, 

sondern gezielt mit Blick auf Energiepflanzen 

wie die Durchwachsene 

Silphie, so Poschner. Dann 

wäre mittel- und langfristig der 

Grundstein für blühende Felder, 

in denen es summt und brummt, 

und die obendrein den Energiekreislauf 

optimal ergänzen, gelegt. 

− np 

115

RECHT 


EINSPEISEMANAGEMENT 

BGH entscheidet zu Entschädigungsansprüchen 

bei Abregelung von EEG-Anlagen 

Der Bundesgerichtshof 

hat in einem aktuellen 

Urteil entschieden, 

dass eine entschädigungspflichtige 

Abregelung durchaus 

auch dann vorliegen 

kann, wenn zum Beispiel 

Reparatur- oder 

Netzausbaumaßnahmen 

für die Abregelung 

zumindest mitursächlich 

waren. 

Der Bundesgerichtshof hat in einem neuen Urteil (BGH, Urteil vom 11. Februar 2020 – 

XIII ZR 27/19) die Kriterien präzisiert, wonach eine nach dem EEG aufgrund eines 

Netzengpasses durchgeführte entschädigungspflichtige Abregelung vorliegt. Die neuen 

Maßstäbe könnten nun eine Neubewertung so mancher auch bereits in der Vergangenheit 

liegender Abregelungsmaßnahmen rechtfertigen. 

Von Dr. Steffen Herz und Pavlos Konstantinidis 

Regelt der Netzbetreiber die Einspeisung einer 

Anlage zur Erzeugung von Strom aus 

Erneuerbaren Energien oder aus Grubengas 

(EEG-Anlage) ab, stellt sich stets die Frage, 

ob die infolge der Abregelung entstandenen 

Verluste entschädigt werden oder nicht. Dabei ist zu 

unterscheiden: Erfolgte die Abregelung aufgrund eines 

Netzengpasses, besteht ein Entschädigungsanspruch 

im Rahmen des sogenannten Härtefallausgleichs nach 

dem EEG. 

Lag hingegen kein Netzengpass vor, besteht ein Entschädigungsanspruch 

nur, wenn dem Netzbetreiber 

ein pflichtwidriges Verhalten vorzuwerfen ist, also die 

Abregelung zum Beispiel gar nicht erforderlich war oder 

übermäßig lange andauerte. Da ein solches pflichtwidriges 

Verhalten dem Netzbetreiber oftmals nicht 

vorzuwerfen oder zumindest nicht nachzuweisen sein 

wird, ist es für das Bestehen entsprechender Entschädigungsansprüche 

in aller Regel entscheidend, ob ein 

Netzengpass vorlag. 

Netzengpass vs. EnWG-Maßnahme 

In der Vergangenheit wurde von Netzbetreiberseite oft 

argumentiert, dass ein Netzengpass im Sinne des EEG 

grundsätzlich dann nicht vorliege, wenn die Abregelung 

(auch) durch Instandhaltungs-, Reparatur- oder Wartungsmaßnahmen 

am Netz oder Netzausbaumaßnahmen 

und eine in der Folge allgemein geringere Netzkapazität 

erforderlich geworden war. Oftmals wurden 

dabei die Gründe und die Erforderlichkeit der Abschaltungen 

sogar nicht einmal hinreichend dargelegt, sondern 

schlicht darauf verwiesen, ursächlich seien zum 

Beispiel „Baumaßnahmen zur Erweiterung eines Umspannwerks“ 

oder „Reparaturarbeiten am Netz“ und 

damit sei kein entschädigungspflichtiger Sachverhalt 

gegeben. Diese oft als EnWG-Maßnahmen bezeichneten 

Abregelungen seien nämlich entschädigungslos 

hinzunehmen, schließlich komme der Netzbetreiber 

nur seiner gesetzlichen Pflicht nach, ein sicheres, zuverlässiges 

und leistungsfähiges Netz zu betreiben beziehungsweise 

das Netz auszubauen. 

BGH: Netzengpass kann auch bei 

Reparatur- und Netzausbaumaßnahmen 

vorliegen 

Dieser etwas pauschalen und restriktiven Argumentation 

hat der Bundesgerichthof nun in einem aktuellen 

Urteil eine Absage erteilt und entschieden, dass 

FOTO: ADOBE STOCK/MIKE MAREEN 

116


RECHT 

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117

RECHT 


eine entschädigungspflichtige Abregelung durchaus 

auch dann vorliegen kann, wenn zum Beispiel Reparatur- 

oder Netzausbaumaßnahmen für die Abregelung 

zumindest mitursächlich waren. 

Ein (entschädigungspflichtiger) Netzengpass im Sinne 

des EEG liege nämlich immer dann vor, wenn der 

Netzbereich, in den eingespeist werden soll, überlastet 

sei oder die Überlastung eines Netzbereichs drohe 

und das Stromnetz daher nicht mehr sicher betrieben 

werden könne. Diese Situation, so der BGH, könne 

bereits bei der Überlastung einer einzelnen Stromleitung 

oder eines einzelnen Transformators eintreten. 

Es stehe dem – verschuldensunabhängigen – Entschädigungsanspruch 

nach dem EEG dabei nicht per 

se entgegen, wenn für diese Überlastung neben einer 

hohen Einspeisung auch noch andere Gründe ursächlich 

sind, zum Beispiel eine verringerte Netzkapazität 

wegen Reparaturarbeiten an einzelnen Netzkomponenten. 

Lediglich wenn die Abregelung aufgrund erforderlicher 

Maßnahmen unmittelbar an Netzbetriebsmitteln, über 

die die Einspeisung der betroffenen Anlage erfolgt, zum 

Beispiel dem Umspannwerk oder der Zuleitung zum 

Netz, oder eine „Abschaltung“ des gesamten Netzbereichs 

erfolgt, handele es sich nicht um einen Netzengpass, 

sondern eine gegebenenfalls entschädigungslos 

hinzunehmende Reparatur- oder Netzausbaumaßnahme. 

Dann sei nämlich die Einspeisung gerade nicht 

aufgrund mangelnder Netzkapazität unterbrochen worden, 

sondern aufgrund der betreffenden Maßnahmen 

beziehungsweise unabhängig von den aktuellen Netzkapazitäten 

nicht mehr möglich. 

Entscheidend ist nach dem BGH mithin, ob wegen Reparatur- 

oder Netzausbaumaßnahmen konkret für die 

Einspeisung der abgeregelten Anlage(n) erforderliche 

Netzkomponenten außer Betrieb genommen werden 

mussten oder in dem betroffenen Netzbereich überhaupt 

niemand mehr einspeisen konnte – dann handelt 

es sich, sofern kein Verschulden des Netzbetreibers 

hinzukommt, um eine entschädigungslose EnWG- 

Maßnahme. 

Wenn indes die für die Einspeisung erforderlichen 

Netzkomponenten beziehungsweise der betroffene 

Netzbereich insgesamt grundsätzlich noch „in Betrieb“ 

waren, jedoch infolge erforderlicher Reparaturoder 

Netzausbaumaßnahmen nur mit einer geringeren 

Aufnahmekapazität, soll es sich bei einer Abregelung 

grundsätzlich um eine entschädigungspflichtige Maßnahme 

des EEG-Einspeisemanagements handeln. 

Dabei lehnt der BGH auch die vereinzelt in Literatur 

und Rechtsprechung auftretende Meinung ab, wonach 

die gesetzlichen Regelungen zum Einspeisemanagement 

etwa nach dem gesetzgeberischen Willen eng 

auszulegen seien. In seinem Urteil betont der BGH 

ganz im Gegenteil, dass Sinn und Zweck der gesetzlichen 

Regelung zum Einspeisemanagement für einen 

weiten Anwendungsbereich der Vorschrift sprechen. 

BGH-Urteil auch bei Redispatch- 

Maßnahmen ab dem 1. Oktober 2021 

relevant 

Bekanntlich werden die Vorschriften des EEG zum Einspeisemanagement 

(§§ 14, 15 EEG 2017) zum 1. Oktober 

2021 gestrichen und durch die neuen Redispatch-Regelungen 

in den Paragrafen §§ 13, 13a EnWG 

(in seiner neuen Fassung) ersetzt. Danach werden 

Netzbetreiber sogenannte Redispatch-Maßnahmen 

(Abregelungen) ergreifen dürfen, wenn die Sicherheit 

oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems 

in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört 

ist. Eine solche Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit 

des Elektrizitätsversorgungssystems in der 

jeweiligen Regelzone soll gemäß § 13 Absatz 4 EnWG 

(neu) immer dann vorliegen, wenn örtliche Ausfälle des 

Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu 

besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung 

von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber 

von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen 

Maße gewährleistet werden kann. 

Im Falle einer Redispatch-Maßnahme statuiert § 13a 

Absatz 2 in Verbindung mit Absatz 1a EnWG (neu) eine 

Entschädigungspflicht zugunsten des Anlagenbetreibers, 

so dass er wirtschaftlich so gestellt wird, wie er 

ohne die Maßnahme stünde (vollumfängliche Entschädigung 

der entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen 

Aufwendungen und abzüglich der ersparten 

Aufwendungen). Die Ergebnisse des BGH-Urteils sind 

somit grundsätzlich auch auf Redispatch-Maßnahmen 

nach künftiger Gesetzeslage übertragbar. 

Was ist nun zu tun? 

Das BGH-Urteil sorgt für mehr Klarheit bei der Prüfung 

der Rechtsnatur von Abregelungsmaßnahmen sowie 

der möglicherweise bestehenden Entschädigungsansprüche 

der betroffenen Anlagenbetreiber. Letztere 

sollten künftige aber auch in den vergangenen Jahren 

erfolgte Abregelungen noch einmal kritisch daraufhin 

prüfen, ob sich hinter einer vom Netzbetreiber als En- 

WG-Maßnahme gekennzeichneten und entsprechend 

nicht entschädigten Abregelung nicht vielleicht doch 

eine entschädigungspflichtige Einspeisemanagementmaßnahme 

nach dem EEG verbirgt. 

Autoren 

Dr. Steffen Herz 

Rechtsanwalt 

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Rechtsanwalt 

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PRODUKTNEWS 


Neue stationäre Fassfüllstation von Eisele 

Aufgrund stetig gewachsener Anforderungen 

beim Befüllen von Gülletankwagen von 

oben hat die Firma Eisele seine Fassfüllstationen 

(FFS) überarbeitet. Es stehen fortan 

FFS mit den Rohrdurchmessern DN 150 

und DN 200 in gewohnt stabiler Bauweise 

zur Verfügung. Damit können selbst große 

Fasswagen schlagkräftig und flexibel befüllt 

werden. 

Beide Varianten sind modular aufgebaut: 

Die Höhe (4,00 m bis 4,50 m) sowie die 

Ausladung (3,00 m bis 3,75 m) können variabel 

in 25-cm-Schritten gewählt werden. 

Optional bietet Eisele eine Dreheinheit, die 

das Schwenken des Auslegers um 360 Grad 

ermöglicht. Die FFS ist durch ein Gelenk 

mit Gummimanschette hydraulisch höhenverstellbar 

und kann mit der Schlepperhydraulik, 

einer Handpumpe oder einem Aggregat 

mit Fernsteuerung bedient werden. 

Hier kommt ein Schlauchauslauf oder eine 

Andocktrichtereinheit zum Einsatz. 

Wahlweise ist ein Teleskopauslauf mit Seilzug 

oder eine starre Variante mit Schlauchauslauf 

ohne Höhenverstellung möglich. In 

perfekter Kombination dazu: die gewohnt 

zuverlässigen und leistungsstarken Tauchmotor-, 

Vertikal- und Drehkolbenpumpen 

von Eisele. Ein bundesweites Händlernetz 

garantiert beste Beratung, fachgerechte 

Verlegung der Leitungen nach aktuellen 

Vorschriften und Service vor Ort. 

Weitere Infos unter 

www.eisele.de 

Die neuen Fassfüllstationen 

von Eisele 

gibt es mit Rohrdurchmessern 

DN 150 und 

DN 200. 

FOTO: FRANZ EISELE U. SÖHNE GMBH & CO. KG 

Unterstützung bei der 

sicherheits tech nischen Prüfung 

nach TRAS 120 

Die im Jahr 2019 veröffentlichte TRAS 120 

legt neben dem Stand der Sicherheitstechnik 

auch die Pflicht zur umfassenden Dokumentation 

und die Durchführung einer 

sicherheitstechnischen Prüfung für Biogasanlagen 

fest. Aufbauend auf der neuen 

„Checkliste Sicherheit“ des Fachverbandes 

Biogas e.V. bietet ENIGA ein ganzheitliches 

Konzept, um die Dokumentations- und 

Prüfpflichten Ihrer Biogasanlage regelkonform 

und kostengünstig zu erfüllen. In 

einem ersten gemeinsamen 

Check prü fen 

wir Ihre Dokumentation 

auf Vollständigkeit und 

Aktualität und unterstützen 

Sie bei Bedarf 

bei der Vervollständigung. Darüber hinaus 

begleiten wir Sie in Kooperation mit einem 

erfahrenen Sachverständigen für Biogasanlagen 

bei der Durchführung der sicherheitstechnischen 

Prüfung nach TRAS 120 – von 

Komponenten des ENIGA-Sicherheitskonzepts. 

der Vorbereitung der Prüfung bis zur Einreichung 

des Prüfberichts. 

Weitere Infos unter 

www.eniga.de 

GRAFIK: ENIGA GMBH 

SCR-Smartline für den Einsatz an Biogasanlagen 

Die Stärke von Fischer Abgastechnik sind 

individuelle Lösungen für alle Kunden: Aktuelle 

und zukünftige Emissionsgrenzwerte 

erfordern eine individuelle Zusammenstellung 

der Abgasnachbehandlungsanlage. 

Die Fischer-Mission und -Motivation lautet: 

Saubere Luft aus Verantwortung für 

Mensch, Umwelt und Maschine. Verantwortung 

bedeutet für Fischer, Potenziale in 

Form von innovativen Ideen zu nutzen, um 

den Anforderungen der Emissionsrichtlinien 

gerecht zu werden und dabei zu helfen, 

Ressourcen zu schonen. 

Die SCR-Smartline ist ein kostengünstiges 

SCR-System – entwickelt von Fischer Abgastechnik, 

dem Spezialisten für Abgasnachbehandlungsanlagen 

aus Emsdetten 

mit eigener Entwicklungs- und Konstruktionsabteilung 

für Steuerungen, Regelungen 

und CFD-Berechnungen. Das modulare 

SCR-Smartline-System ergänzt die bereits 

bekannten SCR-HD (Heavy-Duty) und SCR- 

Industry Systeme. 

Die mit hauseigener Steuerung ausgestatteten 

Anlagen werden mit validierten 

Komponenten aus dem Automotive-Bereich 

kombiniert und finden dann als Komplettsystem 

ihre Anwendung. Das SCR- 

Smartline System zeichnet sich durch sein 

Baukastenprinzip aus und kann als Monoanlage 

bis zu 10 Kilogramm an wässriger 

Harnstofflösung pro Stunde dosieren. 

Zusammen mit den seit über 10 Jahren bekannten 

Fischer BOC-Katalysatoren können 

die Grenzwerte der 44. BImSchV somit 

in allen Bereichen sicher unterschritten 

werden. 

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120


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Biogas Convention 

vom 16.–20.11.2020 

» energie- und Klimapolitik, 

Zukunftsprojekte, Düv, awsv, 

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gärprodukte, Praxisberichte 

(Vorträge in Deutsch) 

Biogas Convention international 

vom 08.–12.12.2020 

16. – 20. November 2020 

18 – 20 November 2020, Hanover, Germany 

2020 goes 

virtual! 

» the future of Biogas, german 

Biogas Competence, standards, 

Biomethane, Best practice, 

international projects, innovations 

(presentations in English) 

08. – 10. Dezember 2020 

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IMPRESSUM 

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 

E-Mail: info@biogas.org 

Internet: www.biogas.org 

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Redaktion: 

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

Fachverband Biogas e. V. 

Tel. 0 54 09/9 06 94 26 

E-Mail: martin.bensmann@biogas.org 

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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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