6_2020 Leseprobe

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

6_2020 

Bi 

GaS Journal 

Das Fachmagazin der Biogas-Branche 

Status quo EEG-Novelle 

S. 52 

Biodiverser Maisanbau 

S. 86 

EinsMan: 100 % geltend 

machen S. 116 

Technik & Innovation 

ab Seite 56

Inhalt 

Biogas Journal | 6_2020 

Alles aus einer Hand - 

Ihren Anforderungen entsprechend! 

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Produktion 

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Editorial 

Es geht weiter! 

Liebe Leserinnen und Leser, 

wieder halten Sie ein Biogas Journal in den Händen, das 

prall gefüllt ist mit Berichten zu Innovationen der Branche: 

Papier aus Silphie-Fasern, Neues zur Gärproduktaufbereitung, 

Strohvergärung etc. 

Wahrscheinlich geht es Ihnen auch so, dass Sie nicht alles, 

was interessant wäre, lesen können, weil es ja auch 

noch so viel anderes zu tun gibt. Aber auch dieses Biogas 

Journal zeigt wieder, wie viel Kraft in der Branche steckt. 

Auch wenn die Zeiten für Biogas sehr lange alles andere 

als rosig waren, haben die Betreiber und die Firmen gezeigt, 

wie viele Ideen sie haben und vor allem, dass sie sie 

verwirklichen können. 

Und weil wir alle einen langen Atem haben, ist es auch gelungen, 

zum ersten Mal seit dem EEG 2012 substanzielle 

Verbesserungen im EEG 2021 zu erreichen. Während ich 

diese Zeilen schreibe, ist die Novelle nicht abgeschlossen, 

aber schon jetzt ist klar, dass es eine Anhebung der 

Gebotshöchstwerte geben wird, dass die Flexibilitätsprämie 

angehoben wird, der Flexdeckel weg ist und ein Pfad 

für die Ausschreibungsmenge festgelegt wurde. Das sind 

sehr gute Zeichen. Sicher, es fehlt noch an vielen Details 

und ganz sicher werden wir trotz intensiver Arbeit in 

Berlin im parlamentarischen Verfahren nicht alle unsere 

Forderungen durchsetzen können. Aber die Politik gibt 

uns das Signal, dass die Biogasbranche gebraucht wird. 

Darauf haben wir Jahre hin gearbeitet. Erst haben wir, 

trotz heftiger Diskussionen innerhalb der Branche, die 

Anschlussregelungen mit den ungeliebten Ausschreibungen 

im EEG 2017 durchgesetzt und nun ist es nach nochmal 

drei Jahren Arbeit gelungen, Verbesserungen in den 

Ausschreibungsbedingungen, den Gebotshöchstwerten 

und der Flexprämie zu erreichen. Das zeigt, dass sich ein 

langer Atem und Glaubwürdigkeit auszahlen. 

Der lange Atem zeigt sich auch daran, dass wir in diesem 

Jahr die 30. Biogas Jahrestagung – oder wie wir ja nun sagen 

– Biogas Convention erleben werden. Und in diesem 

für uns alle sehr besonderen Jahr erstmals digital. Gewünscht 

hätten wir alle uns das anders, aber: Wir können 

auch digital! Und so freuen wir uns, Sie vom 16. bis 20. 

November online zu Vorträgen, Diskussionen und Workshops 

einladen zu können. Ein wesentlicher Bestandteil, 

die persönlichen Kontakte, wird dieses Jahr etwas trockener 

sein, aber Informationsaustausch und Diskussionen 

können wir alle auch online. Das haben wir bereits seit April 

in vielen Gremiensitzungen, Vorträgen und Seminaren 

geübt und so nebenbei auch viel CO 2 

und Zeit gespart. Mit 

Corona wird es anders sein als ohne Corona. Wir machen 

gemeinsam das Beste daraus und werden uns auch in 

Zukunft gut vernetzen. 

Damit Sie noch leichter und überall auf dem Laufenden 

bleiben, bieten wir unseren Mitgliedern über die App 

Airfarm seit Mitte Oktober auch eine Plattform auf dem 

Smartphone an, mit der Sie alle aktuellen Mitgliederinformationen 

abrufen können. Die Mitglieder des Fachverbandes 

Biogas haben hierzu alle Informationen erhalten. 

Laden Sie sich die App auf Ihr Telefon, loggen Sie sich ein 

und seien Sie so immer up to date. 

Das Jahr 2020 wird für die Biogasbranche ein besonderes 

bleiben. Mit Corona haben wir gelernt, auch mit Abstand 

effizient zu arbeiten. Aber die wichtigste Biogas-Botschaft 

ist, dass es weitergeht. Die Politik hat verstanden, dass es 

nicht nur um Cent pro Kilowattstunde geht, sondern um 

Systemrelevanz – und auch die können wir! 

Herzlichst Ihr 

Dr. Claudius da Costa Gomez, 

Hauptgeschäftsführer 

Fachverband Biogas e.V. 

3

Inhalt 


12 42 

titelcollage: OutNature GmbH, Fachverband Biogas e.v. i Fotos: www.landpixel.eu, Dierk Jensen, Christian Dany 

Editorial 

3 Es geht weiter! 

Von Dr. Claudius da Costa Gomez 

Hauptgeschäftsführer 


AKTUELLES 

6 Meldungen 

8 Bücher & Termine 

10 Biogas-Kids 

12 Alternative Energiepflanzen sind 

gut für den Grundwasserschutz 

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

18 Gärprodukte: Rohstoffe wiedergewinnen 

heißt Zukunft sichern 

Von Dipl.-Ing. Heinz Wraneschitz 

22 Strohtagung Teil 1 

Gärsubstrate – Nährstoffgehalte 

ermitteln ist sinnvoll 



Gülleausbringung: Ertragsunterschiede im 

Silomaisversuch aufgrund der eingesetzten 

Technik 



Körnermaisstroh als alternatives 

Gärsubstrat ernst nehmen 



Wildpflanzen sorgen für niedrige 

N min 

-Werte 


36 Alle Ressourcen für null Emissionen 

Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 

42 Grüne Wärme ganz normal 

Von Dierk Jensen 

46 Auf dem Weg zum „grünen“ Gas? 

Von Thomas Gaul 

50 BIOGAS Convention 2020 & 

BIOGAS Convention International 2020 

POLITIK 

52 Gesetzesentwurf EEG 2021: 

Verhaltene Aufbruchstimmung 

Von Sandra Rostek und Dr. Guido Ehrhardt 

Beilagenhinweis: 

Das Biogas Journal enthält Beilagen 

der Firmen agrikomp, AWITE, 

HR-Energiemanagement, ONERGYS, wattline 

und des Fachverbandes Biogas e.V. 

4


Inhalt 

Technik 

und 

Innovation 

Titelthema 

56 Silphiefasern für Verpackungsmaterial: 

eine Riesenchance!? 

Von Christian Dany 

62 BioBF – ein biologischer Entschwefelungsfilter 

für Biogas 

Von EUR ING Marie-Luise Schaller 

66 Innovatives Verfahren zum 

Entfernen von Stickstoff 

Von Dipl.-Ing. · Dipl.-Journ. 


PRAXIS 

72 Perspektiven für neue Generation? 


76 Versicherungen in der Landwirtschaft 

Von Hans-Gerd Behrens 

80 Projekt ZertGas – Halbzeitbericht 

Von Dr. Stefan Rauh 

82 Anlagen des Monats 

84 Alle Zuschüsse zum Nährstoffmanagement 

auf einen Blick 


56 

WISSENSCHAFT 

86 Mischanbau kann den Silomaisanbau 

ökologisch verträglicher machen 

Von Vanessa Schulz 

INTERNATIONAL 

92 Netzausbau: Ein Missing Link weniger 


96 Grüne Regierung, (kein?) grünes Gasnetz 


VERBAND 

Aus der Geschäftsstelle 

102 EEG-Novelle: Notwendige Trendwende 

oder Strohfeuer? 

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

106 Aus den Regionalbüros 

110 Bürgerenergie als tragende Säule 

der Energiewende ausbauen 

Von Dr. Simone Peter, BEE 

92 

111 Der Weg vom Rodler zum 

Biogasbotschafter 

112 Signifikanter Rückgang der Prüfungen 

mit Mängeln 


RECHT 

116 EinsMan-Entschädigung: 100 Prozent 

der entgangenen Einnahmen geltend 

machen 

Von Pavlos Konstantinidis 

und Dr. Florian Valentin 

produktnews 

120 Produktnews 

122 Impressum 

5

Aktuelles 


Klimaschutz im Verkehr: Anteil der Erneuerbaren 

stagniert auf niedrigem Niveau 

Berlin – Beim Einsatz Erneuerbarer Energien wurden im 

vergangenen Jahr keine Fortschritte erzielt. Deren Anteil 

stagnierte bei 5,6 Prozent. Das zeigt das neue Hintergrundpapier 

der Agentur für Erneuerbare Energien (AEE). „Der 

Verkehr ist und bleibt das Sorgenkind beim Klimaschutz. 

Der Trend zeigt seit Jahren in die falsche Richtung. Im 

Jahr 2019 stiegen die CO 2 

-Emissionen in diesem Sektor 

um mehr als eine Million Tonnen“, sagt Dr. Robert Brandt, 

Geschäftsführer der AEE. 

Biokraftstoffe machen den Löwenanteil unter den klimafreundlichen 

Energieträgern aus. „Auch in Zukunft 

werden Elektromobilität und Wasserstoff alleine nicht ausreichen, 

um die CO 2 

-Emissionen im Verkehr schnell und 

nachhaltig zu senken. Biokraftstoffe werden weiterhin gebraucht 

und könnten sogar noch mehr leisten“, so Brandt 

weiter. Biodiesel und Bioethanol aus regionalen Quellen 

erbringen im Moment noch den größten Beitrag zur Einsparung 

von Klimagasen im Verkehr. 

Biokraftstoffe vermieden im Jahr 2019 fast 8 Millionen Tonnen 

CO 2 

. Der Klimavorteil von Diesel und Benzin aus Raps, 

Zuckerrüben, Altspeisefett, Stroh und Co. gegenüber den 

fossilen Kraftstoffen hat sich in den vergangenen Jahren 

immer weiter verbessert. Verursachten die Biokraftstoffe im 

Jahr 2014 im Durchschnitt nur etwa halb so viele Emissionen, 

so waren es im Jahr 2018 bereits 84 Prozent weniger. 

Biokraftstoffe leisten aber nicht nur einen wichtigen Beitrag 

zum Klimaschutz. In der Diskussion um Biokraftstoffe wird 

häufig übersehen, dass Biodiesel und Bioethanol Koppelprodukte 

sind. Der größte Teil des geernteten Rapses wird 

zu proteinreichem Futtermittel verarbeitet: Die Ernte wird 

in Ölmühlen gepresst. Zu etwa 40 Prozent entsteht Rapsöl, 

das als Nahrungsmittel dient oder zu Biodiesel veredelt werden 

kann. Die verbleibenden 60 Prozent werden als Eiweißfuttermittel 

an Schweine, Rinder und Hühner verfüttert. Die 

heimische Biokraftstoffproduktion macht Deutschland somit 

unabhängiger von Kraftfutterimporten. Statt 3,6 Millionen 

Tonnen Soja müssten 5,4 Millionen Tonnen importiert 

werden, vor allem aus den USA und Südamerika. Nicht zu 

vergessen ist, dass der Anbau von Raps, Zuckerrübe & Co. in 

Deutschland gentechnikfreie tierische Produkte ermöglicht. 

Zusätzlich liefern sie wertvolle Nebenprodukte wie hochwertiges 

Glycerin, das zum Beispiel eine wichtige Zutat in 

Waschmitteln oder Zahnpasta ist. 

Um die Klimaschutzziele im Verkehr zu erreichen, müssen 

neben dem Einsatz von Biokraftstoffen und dem Ausbau 

der Elektromobilität noch weitere Maßnahmen ergriffen 

werden. „Zur Verkehrswende gehören nicht nur neue Kraftstoffe 

und Antriebe. Damit die Erneuerbaren Energien voll 

durchschlagen können, müssen auch Verkehrsvermeidung 

und Verkehrsverlagerung stärker vorangebracht werden“, so 

Brandt. 

grafiken: AEE 

6


Aktuelles 

CO 2 

-Emisionen in diesem Jahr 

um 22 Prozent gesunken 

Foto: Adobe Stock_Tierney 

Berlin – Der CO 2 

-Ausstoß der Stromerzeugung 

in Deutschland ist in den ersten 

drei Quartalen 2020 im Vergleich 

zum Vorjahr um 22 Prozent zurückgegangen. 

Wie vorläufige Berechnungen 

des Bundesverbandes der Energie- und 

Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) zeigen, 

wurden in den ersten drei Quartalen 

dieses Jahres in der Stromerzeugung 

36 Millionen Tonnen weniger CO 2 

ausgestoßen 

als im selben Zeitraum des 

Vorjahres. Dies bedeutet einen Rückgang 

von 22 Prozent. 

Verantwortlich dafür sind zum einen 

der durch die Corona-Pandemie gesunkene 

Stromverbrauch der Industrie, 

zum anderen aber auch der gestiegene 

Beitrag Erneuerbarer Energien an der 

Stromerzeugung. Auch die spezifischen 

Emissionen der Stromerzeugung 

sind gegenüber dem Vorjahr weiter gesunken: 

Wurden im Jahr 2019 noch 0,39 Kilogramm 

(kg) CO 2 

pro Kilowattstunde (kWh) Strom ausgestoßen, 

waren es in diesem Jahr bislang nur 0,33 kg CO 2 

/kWh. 

Hochgerechnet auf das Kalenderjahr könnte die Minderung 

bei der Stromerzeugung laut der Berechnung 

bei einem saisonal üblichen Verlauf der Emissionen 

im Vergleich zum Jahr 1990 47 Prozent betragen. Der 

Großteil dieser Minderung wurde durch die Kraftwerke 

der Energiewirtschaft erbracht. „Keine andere Branche 

hat es in den vergangenen Jahren geschafft, den 

CO 2 

-Ausstoß so stark zu reduzieren wie die Energiewirtschaft. 

Allerdings ist uns bewusst, dass ein großer 

Teil des diesjährigen Rückgangs der Corona-Pandemie 

zuzuschreiben ist. Es ist klar, dass wir uns auf dem bislang 

Erreichten nicht ausruhen können. Das gilt auch 

mit Blick auf die geplante Erhöhung des EU-Treibhausgas-Reduktionsziels 

auf 55 Prozent bis 2030“, 

sagt Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung. 

„Aber: Auch andere Sektoren müssen ihren Beitrag 

leisten: Das Sorgenkind bleibt weiterhin der Verkehrssektor. 

In diesem Bereich gab es seit 1990 so gut wie 

keine Minderung der CO 2 

-Emissionen.Hier sind E-Autos 

der Schlüssel. Die Energiewirtschaft steht bereit, 

mit der notwendigen Ladeinfrastruktur der Elektromobilität 

zum Durchbruch zu verhelfen. Im Wärmesektor, 

der im Jahr 2019 immerhin schon 42 Prozent Emissionsminderung 

gegenüber 1990 verzeichnete, gibt es 

noch erhebliches Einsparpotenzial. Deshalb brauchen 

wir eine konsequente Wärmewende.“ 

Leserbrief 

Im Biogas Journal 5_20 ist auf den Seiten 52 bis 54 der Artikel „Gärprodukt 

– ein Reststoff mit Potenzial“ abgedruckt. Darin heißt es auf 

Seite 52, linke Spalte: […]„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“[…]. 

Unser Leser Dr. Arne B. Hückstädt vom Industrieverband Garten e.V. 

(www.ivg.org) merkt dazu an: 

„Um diese Aussage von Bundesministerin Julia Klöckner zu widerlegen, 

hat der Industrieverband Garten (IVG) e.V. eine Studie beim Ingenieurbüro 

Hofer & Pautz beauftragt. Ergebnis: Der Wert vom Bundeslandwirtschaftsministerium 

(BMEL) ist viel zu hoch angesetzt, der CO 2 

-Ausstoß 

durch Torf liegt nur bei 0,13 Prozent und beträgt damit ein Sechzehntel 

des veröffentlichten Werts. Die Studie weist unter anderem darauf hin, 

dass die vom BMEL zugrunde gelegten Berechnungen auf zu viel Abbauflächen 

beruhen und fälschlich auch Emissionen von importiertem Torf 

mit einfließen, die eigentlich dem Abbauland zugerechnet werden müssen. 

Zudem weist die Studie aus, dass sich das in Deutschland abgebaute 

Torfvolumen in den vergangenen Jahren stark reduziert hat, und damit 

auch die daraus resultierenden Treibhausgas-Emissionen. Sie lagen von 

2017 bis 2019 im Schnitt bei 1,13 Millionen Tonnen CO 2 

-Äquivalent, 

2012 noch bei über 1,7 Millionen Tonnen CO 2 

-Äquivalent.“ 

7

Aktuelles Biogas Journal | 6_2020 

Bücher 

Wie weiter nach dem EEG? 

Neu ist der Leitfaden 

„Biogas nach dem 

EEG – (wie) kann’s 

weitergehen? Handlungsmöglichkeiten 

für Anlagenbetreiber“. 

Darin werden im Detail 

sieben Zukunftskonzepte 

vorgestellt: 

-- 

Teilnahme an Ausschreibung, 

-- 

Bereitstellung von Kraftstoff, 

-- 

Neubau Gülle-Kleinanlage, 

-- 

Eigenverbrauch und Direktlieferung, 

-- 

rohgasseitige Bündelung, 

-- 

Zusammenschluss der Anlagenbetreiber 

-- 

und Stoffliche Nutzung. 

Ein Kapitel widmet sich zudem dem Vorgehen 

bei der Stilllegung, Umnutzung und 

dem Rückbau einer Biogasanlage, wenn 

kein Weiterbetrieb möglich ist. Durch die 

praxisnahe Methodik können Anlagenbetreiber 

selbst Maßnahmen identifizieren, 

um den Zustand ihrer Biogasanlage zu 

bewerten, Zukunftsoptionen ableiten und 

die notwendigen Umsetzungsmaßnahmen 

ausarbeiten. Der Leitfaden soll allen Biogasanlageneigentümern, 

-betreibern und 

Beratern helfen, die Zukunftsfähigkeit der 

Anlagen abzuschätzen. 

68 Seiten, DIN A4, Klebebindung. 

Verfügbar unter: www.carmen-ev.de oder 

www.thi.de/go/energie oder www.ifeu.de 

BImSchG-Kommentar 

Der bewährte Handkommentar 

erläutert 

das Bundes-Immissionsschutzgesetz 

(BImSchG) aktuell, 

kompetent und zuverlässig. 

Er ist perfekt 

auf die Bedürfnisse 

des Praktikers zugeschnitten 

und bietet pragmatische, eng an 

der Rechtsprechung orientierte Lösungen. 

Ein ausführliches Sachverzeichnis rundet 

den Kommentar ab. Die 13. Auflage berücksichtigt 

die Auswirkungen des Planungssicherstellungsgesetzes 

vom 20. Mai 2020 

auf das Immissionsschutzrecht. Außerdem 

werden zahlreiche weitere aktuelle Neuerungen 

seit der Vorauflage behandelt: 

-- 

Änderung des §47 BImSchG (Luftreinhaltepläne, 

Pläne für kurzfristig zu 

ergreifende Maßnahmen, Landesverordnungen) 

durch Gesetz vom 8. April 

2019. 

-- 

Neue 44. BImSchV (Verordnung über 

mittelgroße Feuerungs-, Gasturbinenund 

Verbrennungsmotoranlagen) vom 

13. Juni 2019, die für viele Anlagenbetreiber 

zum Beispiel neue Anzeige-, 

Aufzeichnungs-, Nachweis- und Aufbewahrungspflichten 

mit sich bringt. 

-- 

Änderung der 1. BImSchV (Verordnung 

zur Durchführung der Verordnung über 

kleine und mittlere Feuerungsanlagen) 

vom 13. Juni 2019. 

-- 

Aktuelle Rechtsprechung zu Luftreinhaltung 

und Dieselfahrverboten. 

-- 

Weitere aktuelle immissionsschutzrechtliche 

Rechtsprechung, zum 

Beispiel zu Windenergieanlagen und 

Störfallanlagen. 

Verlag C.H. Beck. 

BImSchG-Kommentar, Hans D. Jarass, 

13. Auflage, Buch Hardcover, 159 Euro. 

ISBN 978-3-406-75344-2 

termine 

2. bis 4. November 

Qualifizierung für Beschäftigte an 

Biogasanlagen 

www.klimaschutz-leb.de 

18. November 

Biogas-Fachtagung 

Westerheim 

www.renergie-allgaeu.de 

1. Dezember 

Web-Seminar: Strom- und Energiesteuer 

für Biogasanlagenbetreiber 

www.biogas.org/Verband Service GmbH 

3. November 

Web-Seminar: Typische BHKW-Schäden 

und ihre Vermeidbarkeit 

www.biogas.org/Verband/Service GmbH 

24. und 25. November 

13. Biogas-Innovationskongress 

ONLINE 

www.biogas-innovationskongress.de 

1. bis 4. Dezember 

pollutec 

Lyoon EUREXPO France 

www.reedexpo.de 


Biogas INTENSIV – Anlagensicherheit 

Kirchberg/Jagst 

www.ibbk-biogas.de 

5. November 

Auffrischungsseminar Betriebssicherheit 

gemäß TRGS 529 und TRAS 120 

Büdelsdorf bei Rendsburg 

www.heidehof.de 


AHK-Geschäftsreise Kuba – Erneuerbare Energien 

und Energieeffizienz in der Industrie 

Havanna 

www.energiewaechter.de 


AHK-Geschäftsreise „Biogas: Anlage, Gasaufbereitung 

und Effizienzsteigerung 

in China“ 

www.german-energy-solutions.de 

18 – 20 November 2020, Hanover, Germany 


BIOGAS Convention 2020 goes virtual 

ONLINE 

www.biogas-convention.com 

3. Dezember 

Biogas-BHKW – kostenoptimal fahren, 

auch im Flexbetrieb 

Seddiner See 

www. klimaschutz-leb.de 

8. bis 10. Dezember 

BIOGAS Convention 2020 International 

goes virtual 

www.biogas-convention.com 

8


Aktuelles 

GOETZE ® Industrial Spark Plugs: 

Leading Lifetime and Durability. 

Designed for industrial gas engines and suitable for power generation 

applications, including natural gas, biogas, landfill gas and mine 

gas, the new GOETZE ® -branded industrial spark plugs provide a 

valuable solution to end users looking for a suitable and capable 

OE replacement part. Installation and removal are easier thanks 

to a design that makes the familiar 7/8-inch (22.2mm) hexagon 

much higher, giving installation tools a stronger grip. Large, smooth 

insulators using stronger ceramics and a more robust steel shell 

enable outstanding durability and industry leading lifetime in open 

chamber applications. 

9

Aktuelles 

BIOGAS-KIDS 

BIOGAS-KIDS Biogas Journal | 6_2020 

Viele Landwirte machen sich Gedanken um das Tierwohl in ihren Ställen. Bei den Rindern oder Milchkühen 

ist dabei der Liegekomfort in den Boxen ein wichtiger Bereich. Und so wie der Mensch sich im Urlaub 

gerne an einen schönen Sandstrand legt, schätzen es auch die Kühe, auf Sand zu stehen, zu laufen und 

natürlich zu liegen. Außerdem schont der Untergrund das Euter vor Entzündungen und auch an den 

Klauen sorgt der Sand für gesunde Füße, wenn die Kühe immer auf weichem und trockenem Boden lau- 

fen. Denn der Sand saugt auch das weg, was die Kühe regelmäßig hinterlassen: Kot und Harn, die sich 

üblicherweise unter dem Spaltenboden als Gülle sammeln. Du weißt, Gülle ist ein prima Rohstoff für die 

Biogasanlage. Verschmutzt mit dem Sand geht das nicht so einfach, weil dieser bei der Biogasproduktion 

nichts zu suchen hat. Aber es funktioniert trotzdem! 

Der Nachteil bei dem Sandbett ist, dass 

es für die Tiere regelmäßig gegen frische Körner 

ausgetauscht werden muss. Also schmutziger 

Sand raus aus dem Stall – sauberer Sand 

wieder rein in den Stall. Das macht viel Arbeit 

und ist auch noch teuer. Besonders in einem 

Kuhbestand von 2.000 Tieren wie im Betrieb 

von Torbe Pedersen in Holsted. Der dänische 

Landwirt grübelte deshalb, wie er nicht ständig 

neuen Sand einsetzen müsste. Die Lösung fand 

er in einer neuartigen Sandwaschanlage. Teil 

dieser technischen Anlage ist ein sogenannter 

Zyklon. Wie in einem superschnellen Karussell 

wird darin die flüssige Gülle von dem festen 

Sand getrennt. Anschließend wird der Sand 

gewaschen und so wiederaufbereitet, dass er 

erneut als Sandbett in den Ställen genutzt werden kann. Gleichzeitig ist die Gülle nach diesem 

Reinigungsprozess entsandet und bereit für die Biogasanlage. Gut gemacht, Herr Pedersen! 

GEA 

20 Jahre Klimaschutz vor Ort 

Besonders interessant sind technische 

Anlagen nicht nur dann, 

wenn sie nagelneu sind. Erst 

wenn sie viele tausend Betriebsstunden 

absolviert haben, lässt 

sich richtig abschätzen, wie 

praxis tauglich sie sind. Das geht 

zum Beispiel besonders gut bei 

der Milcherzeugergenossenschaft 

Klötze eG in Sachsen- 

Anhalt. Der Betrieb, der – wie 

der Name schon sagt – mit seinen 

1.200 Kühen jährlich rund 11 Millionen Kilogramm Milch produziert, 

gehört zu den Pionieren der Biogas-Branche. Schon 2001 ist die 

Biogasanlage mit einer Gesamtleistung von 480 kW ans Netz gegangen. 

Aus 90 Prozent Gülle sowie 10 Prozent Mais und Anwelksilage 

wird in vier BHKW Jahr für Jahr klima freundliche Energie erzeugt. 

Pro Jahr sind das rund 4,1 Millionen kWh Strom. Die miterzeugte 

Wärme wird zum Beheizen der Betriebsgebäude genutzt: der Sozialtrakt, 

der Stall, die Werkstatt. Der positive Klimaeffekt durch die 

Anlage ist enorm: Pro Jahr vermeidet die Biogasanlage 1.290 Tonnen 

CO 2 . Weil sie ein besonders gutes Beispiel aus der klimafreundlichen 

Praxis ist, hat der Fachverband Biogas e. V. den Standort gerade 

zur „Biogasanlage des Monats“ gekürt, siehe Seite 78. 

Das Warten auf Weihnachten 

Um die Wartezeit zu Weihnachten zu verkürzen, gibt es den Adventskalender. 

Hast du dich mal gefragt, seit wann das so ist? Dieser Kalender 

ist noch nicht so alt. Den ersten Kalender gab es wahrscheinlich 

Mitte des 19. Jahrhunderts. Das war ein langes Stück Papier und 

die Kinder durften jeden Tag ein Stück davon abreißen. Verglichen 

mit den heutigen Adventskalendern würde ein solches Modell den 

Kindern wohl nicht gefallen. 

Kurz danach hatte eine Pfarrersfrau 

ihrem Sohn 24 kleine 

Schachteln vorbereitet, gefüllt 

mit leckeren Plätzchen. Jeden 

Tag durfte der Sohn ein Plätzchen 

naschen. Dieser Brauch 

blieb dem Kind im Gedächtnis 

und als erwachsener Mann 

stellte er die ersten Adventskalender 

im größeren Umfang 

her. Zunächst waren hinter 

den Türen schöne Weihnachts- und Winterbilder zu sehen. Anschließend 

gab es den Adventskalender zum Basteln und erst dann wurde 

der Kalender mit Schokolade gefüllt. Letztere hängen inzwischen in 

fast allen Kinderzimmern. Am besten aber sind die selbst gemachten 

Kalender. Jeden Tag eine echte Überraschung. 

www.agrarkids.de 

Landwirtschaft entdecken und verstehen – 

Die Fachzeitschrift für Kinder 

10


Aktuelles 

ERFAHRUNG 

IST DIE BASIS 

JEDER INNOVATION 

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

effiziente Technik und eine einfache Handhabe. 

Als Erfinder der elastomerbeschichteten Drehkolbenpumpe und Innovationstreiber für 

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

Maschinenbauindustrie und ihrem Beitrag zur Energiewende verpflichtet. Seit der Gründung 

des Unternehmens 1929 liefern wir technische 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 

Pump-, Zerkleinerungs-, Desintegrations- und Feststoffdosiertechnik ebenso wie mit unseren 

individuellen Beratungsleistungen. 

VOGELSANG – LEADING IN TECHNOLOGY 

vogelsang.info 

11

Aktuelles 


Riesenweizengras liefert 

Trockenmasseerträge von 16 

bis 25 Tonnen pro Hektar. Es 

liegt damit auf Maisniveau. 

Der Methanertrag lag in Versuchen 

rund 30 Prozent unter 

dem vom Silomais. 

Alternative 

Energiepflanzen 

sind gut für den 

Grundwasserschutz 

Am 15. September fand in diesem Jahr erstmals die 

Tagung „Pflanzenbauliche Verwertung von Gärrückständen 

aus Biogasanlagen“ der Fachagentur Nachwachsende 

Rohstoffe e.V. als digitale Veranstaltung im Internet statt. 

Die 4. Fachtagung zeigte neue Erkenntnisse zur Aufbereitung 

und Nutzung von Gärdüngern auf. Dabei wurden 

auch neue Forschungsansätze aus dem Förderaufruf 

„Nachhaltige Verwertung und Aufbereitung von Gärrückständen“ 

des Bundesministeriums für Ernährung und 

Landwirtschaft vorgestellt. 


Einen der 14 Vorträge hielt Dr. Christine von 

Buttlar von der Ingenieurgesellschaft für 

Landwirtschaft und Umwelt (IGLU) in Göttingen. 

Sie zeigte unter anderem auf, wie 

umweltschonend der Anbau alternativer 

Energiepflanzen (Durchwachsene Silphie, Wildpflanzenmischungen, 

Riesenweizengras) hinsichtlich des 

Grundwasserschutzes ist. Sie stellte heraus, dass es 

durchaus Potenziale für den Gewässerschutz mit dem 

Anbau artenreicher Saatmischungen oder ökologisch 

vorteilhafter Energiepflanzen gibt. In Deutschland fielen 

pro Jahr rund 80 Millionen Tonnen Gärdünger an, 

die in Verbindung mit dem Energiepflanzenanbau gewässerschonend 

eingesetzt werden müssten. 

Im Weiteren präsentierte von Buttlar Ergebnisse aus 

dem Projekt „Minderung von Erosion und Auswaschung 

mit Durchwachsener Silphie (DS)“. Das Projekt 

lief von 2017 bis 2019. Die DS wurde im Vergleich 

zu Mais in Selbstfolge nach Ackergras angebaut. Ein 

weiterer Vergleich wurde mit dem Anbau von Feldgras 

vorgenommen. Die Versuche fanden auf einem lehmigen 

Sandboden bei Braunschweig statt. Dort fallen 

etwa 616 Liter Regen pro Quadratmeter, die Jahresdurchschnittstemperatur 

beträgt 9,4 Grad Celsius. Die 

Kulturen waren schon fünf Jahre vor Projektbeginn auf 

den Flächen etabliert. 

Untersucht wurden unter anderem die N min 

-Gehalte 

im Boden, Sickerwassermengen, die Stickstoff-Auswaschung, 

der Oberflächenabfluss und der Stickstoffabtrag 

durch Erosion. Zudem wurden laut von Buttlar 

Starkniederschläge simuliert mit 80 bis 120 Litern 

Regen pro Quadratmeter innerhalb von vier Tagen. 

„Der Boden nahm unter Mais am schlechtesten die 

Wassermenge auf. Die DS war deutlich besser. Jedoch 

hat der Boden mit Feldgrasaufwuchs die höchste Infiltrationsrate 

erreicht. Die DS und das Feldgras hatten in 

allen drei Jahren signifikant höhere Infiltrationsraten“, 

betonte von Buttlar. 

Als Gründe dafür nannte sie: bessere Durchwurzelung 

des Bodens, verbesserte Regenwurmaktivität, bessere 

Bodenstruktur aufgrund nicht praktizierter Bodenbearbeitung. 

Folgende N min 

-Werte nannte die Referentin 

aus dem Projekt: 

Mais: 2016: 28 Kilogramm (kg) N min 

. 

2017: 26 kg N min 

. 

2018: 40 kg N min 

. 

DS: 2016: 8 kg N min 

. 

2017: 12 kg N min 

. 

2018: 12 kg N min 

. 

Feldgras: 2016: 17 kg N min 

. 

2017: 10 kg N min 

. 

2018: 13 kg N min 

. 

Fotos: www.landpixel.eu 

12


Aktuelles 

Laut von Buttlar sind die N min 

-Werte 

so niedrig, weil die Bodenbearbeitung 

nicht stattfindet, der Zeitraum für die 

Stickstoffaufnahme länger ist, DS und 

Feldgras nach der Ernte wieder aufwachsen 

und weil die Mineralisierungsrate 

geringer ist. 

Wildpflanzen bieten 

Lebensraum und sorgen für 

niedrige N min 

-Werte 

Danach präsentierte die Referentin Ergebnisse 

aus Versuchen mit Wildpflanzen. 

Die Versuche wurden von 2012 

bis 2015 durchgeführt. Für den Anbau 

von Wildpflanzenmischungen zur Nutzung 

als Gärsubstrat spricht, dass sie 

Lebensraum für viele Insekten, Vögel 

und Niederwild bieten. Als Dauerkulturen 

benötigen sie einen geringeren 

Aufwand an Arbeitszeit und einen geringeren 

Betriebsmitteleinsatz. Zudem 

genießen sie in der Bevölkerung eine 

hohe Akzeptanz. 

„Die Versuche haben gezeigt, dass die Stickstoffdüngung 

von maximal 120 kg N/ha ausreicht, um maximale 

Erträge zu erzielen. Mit höheren Stickstoff(N)-Gaben 

konnten keine Mehrerträge realisiert werden“, erklärte 

von Buttlar. Die Methanertragsleistung lag in den 

Versuchen bei 35 bis 45 Prozent des Hektarertrages 

von Mais. Auch die Wildpflanzenmischungen zeigten 

im Herbst mit N min 

-Werten um 20 kg/ha ein niedriges 

Niveau. Mais hingegen würde hohe Herbst-N min 

-Werte 

aufweisen, was im Winter zu Stickstoffverlusten durch 

Auswaschung führe. Fazit: Wildpflanzen bieten wertvollen 

Lebensraum, sie schonen das Grundwasser und 

bieten zudem Erosionsschutz. 

Dritte Energiepflanze, deren Versuchsergebnisse von 

Buttlar vorstellte, war das Riesenweizengras. Sie zeigte 

Ergebnisse aus Versuchen von Haus Düsse (NRW) und 

der Uni Gießen. Die Versuche wurden von 2012 bis 

2015 durchgeführt. Das Riesenweizengras (RWG) sollte 

mit 200 kg N/ha geführt und der Mais mit 190 kg N/ 

ha geführt werden – abzüglich der N min 

-Werte. Vorfrucht 

für beide Kulturen war Ackergras. Das RWG wurde im 

Zweischnittregime getestet. 

Riesenweizengras – Hektarerträge wie bei 

Silomais erreicht 

Von Buttlar sagte, dass das Ackergras nach Umbruch in 

2012 die N min 

-Werte im ersten Anbaujahr 2013 beim 

RWG und Mais beeinflusst hat. Das RWG kennzeichne 

hohe Trockenheitstoleranz sowie eine langsame Jugendentwicklung 

mit geringer Stickstoffaufnahme. Ab 

der Ernte 2014 habe das RWG deutlich niedrigere N min 

- 

Werte von etwa 20 kg N/ha und weniger gezeigt. Die 

RWG-Erträge lägen am Standort Haus Düsse mit 16 bis 

Wildpflanzenmischungen bieten Lebensraum für viele Insekten, Vögel und Niederwild. Als Dauerkulturen 

benötigen sie einen geringeren Aufwand an Arbeitszeit und einen geringeren Betriebsmitteleinsatz. Im 

Herbst sorgen sie für niedrige Nmin-Werte im Boden. 

25 Tonnen Trockenmasse pro Hektar auf Maisniveau. 

Der Methanertrag lag rund 30 Prozent unter dem vom 

Silomais. 

Sie sagte außerdem, dass die Direkt- und arbeitserledigungskostenfreie 

Leistung (DAKfL) vergleichbar ist 

mit anderen Fruchtfolgen. Über einen Zeitraum von 16 

Jahren gemittelt lägen die DAKfL von RWG rund 13 Prozent 

niedriger als von Mais mit Zwischenfruchtanbau. 

Mais, Ackergras und Getreide stellten die wichtigsten 

Säulen der Substratbereitstellung dar. Sie empfahl, 

diese Kulturen zu ergänzen mit: Zwischenfrüchten, 

Untersaaten und der Integration von Ackergräsern. Die 

geringeren Ertragsleistungen und die geringere Wirtschaftlichkeit 

gegenüber Silomais gelte es auszugleichen. 

Agrar-Umweltmaßnahmen oder das sogenannte 

Greening wären hierfür geeignete Instrumente. 

Nährstoffrückgewinnung 

Sigfried Klose von der EuPhoRe GmbH referierte über 

die Nährstoffrückgewinnung von Stickstoff und Phosphor 

aus Gülle und Gärdüngern mittels thermochemischer 

Konversion und Kristallisation von Calcium- 

Silicat-Hydrat-Phasen. Um das Ziel der optimierten 

Nährstoffrückgewinnung aus Gülle und Gärdüngern zu 

erreichen, wird das P-RoC-Verfahren zur Behandlung 

der Flüssigphase der Substrate in Kombination mit 

dem EuPhoRe-Verfahren zur Behandlung der Festphase 

der Substrate eingesetzt, so dass die Nährstoffrückgewinnung 

in jeder Phase ansetzt. 

„Das KIT Karlsruhe hat das P-RoC-Verfahren entwickelt. 

Es ist experimentell auch in der Klärschlammaufbereitung 

im Einsatz. Unser thermochemisches 

Verfahren kann Biomasse insgesamt mineralisie- 

13

Aktuelles 


Im November dieses Jahres 

startet in Norddeutschland 

ein Projekt, in dem Gülle und 

Gärreste mit Schwefelsäure 

angesäuert werden, um die 

Stickstoffverluste zu minimieren. 

Hier im Bild ist eine Verfahrensvariante 

zu sehen, bei der im 

Frontanbauraum des Schleppers 

ein IBC-Container in einem 

Sicherheitsrahmen transportiert 

wird. Der Schwefelwasserstoff 

wird auf dem Feld während der 

Gülleausbringung dem Wirtschaftsdünger 

hinzugegeben. In 

dem Projekt wird auch die Ansäuerung 

im Güllesilo sowie das 

Verhalten von angesäuerter Gülle 

in Biogasanlagen untersucht. 

ren. Das KIT behandelt mit dem P-RoC-Verfahren im 

Wesentlichen die flüssige Phase und extrahiert daraus 

den Phosphor. Es entsteht das Düngeprodukt Calcium- 

Silikat-Hydrat-Phosphat, dessen Pflanzenverfügbarkeit 

nachgewiesen ist“, führte Klose aus. 

Nach seinen Angaben wird die feste separierte Phase 

in einen sogenannten Leerrohrreaktor gegeben. Dann 

werde eine geringe Menge bestimmter Additive dazugegeben, 

um zum Beispiel bestimmte Metalle wie Kupfer 

und Zink zu entfrachten. Außerdem sollen die Additive 

mineralische Nährstoffe erzeugen. Klose sagte, dass 

sich später Monophosphate, aber auch Mischungen 

herstellen lassen. Das Projekt werde in Kürze gestartet. 

Kick-off werde an einer Biogasanlage in Rheinland- 

Pfalz sein. Im nächsten Jahr wird dann die Nährstoffseparation 

beginnen. 

Ansäuern von Gülle und Gärdünger 

Um die Ansäuerung von Gülle und Gärresten ging es 

im Vortrag von Dr. Andreas Gurgel von der Landesforschungsanstalt 

für Landwirtschaft und Fischerei Mecklenburg-Vorpommern. 

„Gärreste sind wertvolle Wirtschaftsdünger. 

Ihnen gemein ist jedoch ein relativ hoher 

Anteil an Ammonium-Stickstoff bei leicht basischem 

pH-Wert. Dies verursacht einen Verlust des Stickstoffs 

als gasförmiges Ammoniak. Zusätzlich gilt Ammoniak 

als Luftschadstoff, der durch Erhöhung der Feinstaubbelastung 

und Lachgasbildung klimaschädigend wirkt. 

Zum Erreichen der deutschen Minderungsziele für Ammoniakemissionen 

kann das Verfahren der Ansäuerung 

einen bedeutenden Beitrag leisten. Wenn der pH-Wert 

von Gärresten vor der Ausbringung durch Ansäuern abgesenkt 

wird, sinken der Dampfdruck des Ammoniaks 

und damit die Emissionen“, erklärte Dr. Gurgel. 

Eine Ansäuerung sei auf verschiedenen Ebenen möglich: 

im Stall, im Lager und/oder bei der Ausbringung. 

Ein entscheidender Vorteil der Maßnahmen zur Ansäuerung 

sei die bessere N-Effizienz der so behandelten 

Wirtschaftsdünger, da mehr verfügbarer Stickstoff die 

Pflanzen erreiche. Falls sich in Deutschland die Ansäuerung 

durchsetzen sollte, stelle sich die Frage, wie sich 

angesäuerte Gülle in der Biogasanlage einsetzen lässt, 

wie hoch die Minderungseffizienz bei der Düngung mit 

angesäuerten Gärresten ist und welche Effekte auf die 

Bodenfunktionen entstehen. 

Ziel des im November dieses Jahres startenden Projektes 

ist, Chancen und Risiken der Nutzung angesäuerter 

Wirtschaftsdünger in Biogasanlagen und bei der 

Gärrestedüngung zu erfassen und zu bewerten. Der 

Stickstoff liege als Lösungsgleichgewicht zwischen 

Ammonium- und Ammoniak-Ionen in Gülle und Gärresten 

vor. „Wir wollen das chemische Gleichgewicht 

mehr in Richtung Ammonium-Ionen verschieben, um 

den Dampfdruck des Ammoniaks in der Flüssigkeit zu 

verringern. Das geschieht bei einem pH-Wert von 6“, 

führte der Referent aus. 

Es gehe aber nicht nur um die Stickstoff-Stabilisierung, 

sondern auch Phosphate seien pH-abhängig löslich. 

„Wird der pH-Wert auf 5,5 bis 6 abgesenkt, führt das zu 

einer erhöhten Verfügbarkeit von Phosphor im Boden. 

Wir erwarten damit einen gewissen Grad an Ertragswirksamkeit 

aus dem verfügbaren Phosphor. Es steigt 

aber auch das Risiko, dass mehr Phosphor verfügbar 

ist, als die Pflanzen aufnehmen können“, ergänzte Dr. 

Gurgel. 

Angesäuert werden die Wirtschafts- und Gärdünger 

mit Schwefelsäure. Wenn man mit 96-prozentiger 

Schwefelsäure arbeite, die einen pH-Wert von 1,8 hat, 

dann würden in Abhängigkeit von der Pufferkapazität 

und den tatsächlichen Ammoniakgehalten in den 

Wirtschafts- beziehungsweise Gärdüngern etwa 2 bis 

6 Liter Säure pro Kubikmeter benötigt. In Dänemark 

Foto: Martin Bensmann 

14


Aktuelles 

„Wird der pH-Wert auf 5,5 

bis 6 abgesenkt, führt das zu 

einer erhöhten Verfügbarkeit 

von Phosphor im Boden“ 

Dr. Andreas Gurgel 

würden zurzeit etwa 20 Prozent der Gülle angesäuert. 

Das Verfahren sei dort zur Verlustminderung anerkannt. 

Geplant sind Feldversuche in Gülzow in Parzellen, 

wo die behandelten organischen Dünger sowohl mit 

Schleppschlauch appliziert als auch mit entsprechender 

Technik direkt in den Boden eingebracht werden. 

Gedüngt werden soll zunächst einmal Winterraps. Es 

finden Ammoniak-Messungen über den Parzellen statt, 

um die Ausgasung zu ermitteln. Bodenprobenanalysen 

werden ebenfalls durchgeführt. 

Dr. Gurgel sieht die Anreichung der Böden mit Schwefel 

als problemlos an. Er gab aber zu bedenken, dass 

Schwefel als negativ geladenes Ion eventuell der Auswaschung 

aus dem Boden unterliege. Zudem sollte der 

Calciumbedarf der Böden im Auge behalten werden. 

Anmerkung der Redaktion: Ob die angesäuerten Wirtschaftsdünger 

negative Einflüsse auf das Edaphon haben 

werden, sollte auch untersucht werden. 

Pyrolysiertes Filtermaterial reinigt 

Gärdüngerzentrat 

Einen Forschungsansatz zur Gärdüngeraufbereitung 

mit Pyrolyse separierten Feststoffen stellte Dr. René 

Casaretto von der Niersberger Wohn- und Anlagenbau 

GmbH & Co.KG vor. Geforscht wird auf der Biogasanlage 

der Bioenergie Schuby GmbH in Schuby in Schleswig-Holstein 

zusammen mit der Hochschule Flensburg. 

Dort ist bereits eine Gärdüngeraufbereitungsanlage 

in 2016 errichtet worden. Die Fest-Flüssig-Trennung 

geschieht mittels einer Dekanterzentrifuge. Die gewonnene 

flüssige Phase wird nach dem sogenannten 

Belebtschlammverfahren weiter aufbereitet, an dessen 

Verfahrensende einleitfähiges Klarwasser gewonnen 

wird. Dieses Verfahren wurde federführend von Prof. Dr. 

Wiktoria Vith vom Verbundpartner Hochschule Flensburg 

entwickelt. 

Nun gehe es vor allem darum, die festen Gärrückstände 

durch Pyrolyse zu veredeln. „Herausforderungen bei 

der Verfahrensführung liegen neben der Notwendigkeit 

des Einsatzes von getrockneten (zumeist mindestens 

85 Prozent Trockenmasse) Stoffen auch in der Vorbereitung 

hinsichtlich ihrer physikalischen Eigenschaften 

(u.a. Stückgröße). Am Schluss ist die Wahl des Temperaturniveaus 

von entscheidender Bedeutung, um die 

Bildung von Kohle und die Vermeidung von Po- 

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Aktuelles 


Versuchsanlage, in der Holzkohlen mit Biomassepyrolysaten aus festen Gärresten und Klärschlämmen verglichen werden. Hierfür wird die flüssige Phase aus 

dem Gärprodukt über einen sogenannten Organischen Sorptionsfilter geleitet, der eine Mischung aus Stückgut (Holz, Süßgräser) und Pyrolysaten darstellt und 

semi-kontinuierlich mit dem flüssigen Produkt beaufschlagt wird. 

lyzyklischen Aromatischen Kohlenwasserstoffen (PAK) 

zu begünstigen. Das Ausgangsprodukt sollte mindestens 

18 Megajoule pro Kilogramm an Energie enthalten, 

denn dann läuft der Prozess autotherm“, betonte 

Dr. Casaretto. 

Die Pyrolyse finde in einem Temperaturbereich von 400 

bis 700 Grad Celsius statt. Die Prozesstemperatur habe 

einen Einfluss auf die Produkte, die entstehen. „Bei 

einer höheren Temperatur hat die Gasphase einen höheren 

Anteil. Niedrigere Temperaturen führen eher zu 

einer öligen Phase“, fügte der Referent hinzu. Zur Entwässerung 

des Gärdüngers würden auch Polymere eingesetzt. 

Vorteil der Pyrolyse sei auch, dass sich die Polymere 

im Pyrolyseprozess auflösen. Der Energiegehalt 

entweiche als Pyrolysegas, das für die Prozessenergie 

verwendet werden könne. „Im Endprodukt der Pyrolyse 

ist dann kein Polymer mehr enthalten“, verdeutlichte 

Dr. Casaretto. 

Durch die Aufreinigung von flüssigen Gärprodukten mit 

der Pyrolysekohle können laut Dr. Casaretto die Nährstoffgehalte 

und der chemische Sauerstoffbedarf dieser 

signifikant reduziert werden. An der Versuchsanlage 

werden Holzkohlen mit Biomassepyrolysaten aus festen 

Gärresten und Klärschlämmen verglichen. Hierfür 

werde die flüssige Phase aus dem Gärprodukt über einen 

sogenannten Organischen Sorptionsfilter geleitet, 

der eine Mischung aus Stückgut (Holz, Süßgräser) und 

Pyrolysaten darstelle und semi-kontinuierlich mit dem 

flüssigen Produkt beaufschlagt werde. 

Gärprodukt Schuby nach Passage pyrolys. Klärschlammfilter: 

110 mg NH 4 

-N/l, 1,38 mg NO 3 

-N/l, 645 mg CSB/l. 

Gärprodukt Schuby nach Passage pyrolys. Klärschlammfilter, 

der mit Belebtschlamm geimpft wurde: 

109 mg NH 4 

-N/l, 1,29 mg NO 3 


„Bei der Versuchsanlage hat sich gezeigt, dass nach 

rund 30 Tagen eine verringerte Reinigungsleistung 

eingesetzt hat. Dies hat neben dem geänderten Zulauf 

auch seine Ursache in den Umgebungsbedingungen, 

wie zum Beispiel Temperatur, Regen etc., und einen 

Einfluss auf die Reproduktionsrate der Mikroorganismen 

(MO)“, resümierte Dr. Casaretto. Eine Beimpfung 

mit MO aus der Belebung habe zu einer verbesserten 

Reinigungsleistung geführt. 

Die wissenschaftliche Begleitung der Versuchsanlage 

wird durch die Hochschule Flensburg sichergestellt. 

Das Projekt „Easy2Clean“ ist gefördert durch die 

WT.SH Projektnummer: LPW-E/3.2.1/1234 

Kontakt: Dr. René Casaretto: 

rene.casaretto@niersberger.de 

Prof. Dr. Wiktoria Vith: 

wiktoria.vith@hs-flensburg.de 

Beispiel: 

Gärprodukt Schuby, Ausgangsmaterial: 

263 mg NH 4 

-N/l, 1,64 mg NO 3 

-N/l, 1.175 mg CSB/l. 

Gärprodukt Schuby nach Passage Pflanzenkohlefilter: 

104 mg NH 4 

-N/l, 2,54 mg NO 3 


Autor 

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

Redakteur Biogas Journal 


0 54 09/90 69 426 

martin.bensmann@biogas.org 

Fotos: Dr. René Casaretto 

16


Aktuelles 

FermWell ® 

Eisenhydroxid 50 

FermWell ® Eisenhydroxid 50 ist ein pulverförmiges 

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

mit mindestens 50 % Eisen, das den bei der anaeroben 

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 

für den ökologischen Landbau in Deutschland. 

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12 Paletten ca. 13,44 t 699,- €/t 

15 Paletten ca. 16,80 t 685,- €/t 

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Aktivkohle J 2.5 

FermWell ® Aktivkohle ist eine mit Kaliumjodid imprägnierte 

Formkohle mit 4 mm Durchmesser, speziell für die Abscheidung 

von Schwefelwasserstoff aus Biogas oder Klärgas. Sie zeichnet 

sich durch perfekte Beladungskapazitäten, Sicherheit in den 

Anwendungen sowie durch eine hohe Wirtschaftlichkeit aus. 

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Aktuelles 


Gärprodukte: Rohstoffe 

wiedergewinnen heißt Zukunft 

sichern 

90 anwesende Teilnehmer bei der Konferenz „Fortschritt bei der Aufbereitung und Nutzung 

von Gülle und Gärprodukten“: Eigentlich wäre diese Zahl schon für „normale“ Zeiten 

gar nicht so übel. Doch die Zeiten sind, wie wir alle wissen, nicht normal, sondern coronal. 

Und deshalb war diese Resonanz auf die gemeinsame Veranstaltung von IBBK Biogas und 

der Akademie Schloss Kirchberg im altertümlichen Neubausaal Schwäbisch Hall mehr als 

beachtlich. Zumal noch eine stattliche Zahl weiterer Gäste virtuell per Live-Übertragung an 

dieser „Hybrid-Konferenz“ teilnahm. 

Von Dipl.-Ing. Heinz Wraneschitz 

Mit dem Cultan-Verfahren 

lässt sich zum Beispiel 

auch Ammonium- 

Sulfatlösung gezielt 

in den Wurzelraum 

applizieren, wodurch 

sich die Stickstoffeffizienz 

verbessert. 

Die Zahl neuer Biogasanlagen nimmt mit 

Ausnahme der großen Biomethan-Produktionsanlagen 

in ganz Europa nicht mehr 

wirklich stark zu. An dieser Tatsache ändert 

auch nichts, dass Biogasanlagen eigentlich 

schon immer dazu beitragen, dass die Nutzung chemischer 

Dünger abnimmt. Diesen positiven Zusammenhang 

erwähnte Harm Grobrügge, Präsident des 

Europäischen Biogasverbandes (EBA), in seinem Einführungsvortrag 

ausdrücklich genauso, wie die massive 

Menge vermiedener Treibhausgase, die die Biogasproduktion 

realisiert. 

In der Vergangenheit wurde das bisherige Endprodukt 

der Vergärung oft als „Gärrest“ diskriminiert. Doch seit 

einiger Zeit steigt das Interesse an den Möglichkeiten, 

Rohstoffe aus ihm zu gewinnen. Dafür gibt es eine ganze 

Reihe von Gründen. Ein ganz wichtiger: die Düngeverordnung, 

die Bauern zwingt, Gülle oder Gärprodukte 

immer zielgerichteter und in bestimmten Monaten 

auszubringen. Deshalb denken Anlagenbetreiber wie 

-hersteller immer öfter darüber nach, wie sie die Gärprodukte 

besser nutzen können, als „nur“ auf Äckern 

oder Wiesen zu verteilen. 

Foto: www.landpixel.EU 

18


Aktuelles 

Foto: Heinz Wraneschitz 

Die Aufbereitung des Gärdüngers in neue Fraktionen mit anderen Nährstoffkonzentrationen kann helfen, 

die Vorgaben der Düngeverordnung einzuhalten, insbesondere wenn Flächen knapp sind. 

Zumal ein solches Umdenken punktgenau 

zur „Strategie zur Unterstützung der 

anaeroben Vergärung“ der Europäischen 

Union passt, wie Grobrügge wissen ließ. 

Im aktuellen „JRC Science For Policy Report“ 

wurden „Leitlinien aufgestellt zum 

Recycling von Nährstoffen aus Gülle in der 

Kreislaufwirtschaft“, wie Grobrügge erläuterte. 

Stickstoff könne zielgenauer genutzt 

werden, das Ernährungssystem könne sich 

mehr in Richtung nachhaltiger Kreislaufwirtschaft 

entwickeln, die Emissionen von 

Lachgas, Methan und NOx würden dadurch 

vor Ort deutlich sinken. „Biogas ist so viel 

mehr als nur Energie – alle Vorteile müssen 

der Öffentlichkeit deutlich gemacht 

werden, um das volle Potenzial von Biogas 

auszuschöpfen.“ Der europäische Biogas- 

Funktionär forderte also mehr Mut zur Eigenwerbung. 

Seltene Elemente in 

Gärsubstraten und -düngern 

Vielleicht würde es ja schon helfen, wenn 

alle wüssten, welche Mengen „Seltener 

Erden-Elemente“ (SEE) oder Germanium 

in den Substraten und Gärrückständen von 

Biogasanlagen stecken. „Es ist aussichtsreich, 

umweltfreundliche, nachhaltige und 

effiziente Techniken zur Extraktion von SEE 

aus Pflanzen-Biomasse zu entwickeln.“ 

Dazu sei „allerdings ein Umdenken in Bezug 

auf das Ausgangsmaterial zwingend 

erforderlich“, wie der Agrarwissenschaftler 

Walter Frölich anmerkte. Gregor Maier von 

der Biogastechnik Süd aus Isny referierte 

zum Thema „Welche Rolle spielt die Flexbiogasanlage 

mit Gärproduktaufbereitung 

in einer regenerativen Landwirtschaft?“. 

Er fesselte die Zuhörenden im Saal mit 

Kinobestuhlung und großen Abständen. 

Denn er stellte ein „Speicherkraftwerk mit 

CO 2 

-neutraler Mineraldüngerproduktion“ 

vor. Es gelte, „ein Gleichgewicht, ein optimales 

Verhältnis der Nährstoffe im Boden 

zu schaffen: Humusaufbau“. Und das 

alles durch „zielgenauen Einsatz vorhandener 

Stoffe“. Damit meinte er vor allem 

ASL, also Ammoniumsulfatlösung. Dieser 

Mineraldünger solle dann im „Cultan“-Verfahren 

per Unterfußdüngung an die Pflanzen 

gebracht werden, wodurch 15 bis 25 

Prozent des Stickstoffbedarfes eingespart 

werde. 

Mit der Produktion des Mineraldüngers 

werden in der Biogasanlage 20 bis 60 

Prozent der Ammoniak-Emissionen vermieden. 

Und durch die Speicherung des 

Biogases und die vier- bis sechsfache Leistungsüberbauung 

der Blockheizkraftwerke 

sei echt benötigter und demnach gut bezahlter 

Spitzenlaststrom zu produzieren. 

Optimal sei, wenn dazu die von Biogas 

Süd seit Jahren angebotene Gärdüngerverdampfung 

namens Vapogant zum Einsatz 

komme: Die reduziere den Bedarf an Gärproduktelager 

um immerhin 72 Prozent, so 

Maier. Und 3 Prozent der ursprüng- 

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Aktuelles 


Gärdüngeraufbereitung: Großprojekt in Schleswig-Holstein geplant 

Ole Dammann und seine Mitstreiter aus Eggebek 

sind „von dem System überzeugt. Auch von den 

Leuten, die dahinterstecken. Ich bin sicher, dass 

die Anlage läuft.“ Schon im kommenden Jahr soll 

es so weit sein, berichtet der Geschäftsführer der 

Bürgerenergie Sauberes Wasser Eggebek GmbH 

(BSWE) in Schleswig-Holstein. In einem Gewerbegebiet 

auf einem ehemaligen Militär-Flugplatzgelände 

will die BSWE insgesamt 18 Millionen Euro 

investieren in eine Aufbereitungsanlage, die von 

der deutsch-holländischen Vapora-Gruppe entwickelt 

wurde. 

Nach Angaben von Vapora-Geschäftsführer Hans-J. 

P. Freiherr von Donop soll die Anlage eine „vollständige 

Kaskadennutzung von Gülle und Gärresten“ ermöglichen 

und diese Einsatzstoffe „zu NK-Dünger, 

einleitungsgenehmigtem Wasser, lebensmittelreiner 

Phosphorsäure für die chemische Industrie und 

Huminsäure für die Pflanzenerde-Industrie oder 

als chemischen Grundstoff“ umwandeln. Eine aus 

Mitteln des staatlichen Bürgerenergiefonds unterstützte 

Machbarkeitsstudie sei positiv ausgefallen; 

vor allem die immense CO 2 

-Reduktion sei dabei aufgefallen. 

Danach habe man die Planung konsequent 

vorangetrieben. 

Wichtig war eine Antragskonferenz mit den relevanten 

Behörden: „Es ist ja ein neues Verfahren. Da ist 

nicht automatisch allen klar, wie es zu genehmigen 

ist“, erklärt Dammann. Es folgte eine Projektskizze, 

die von den Projektträgern der Nationalen Klimaschutzinitiative 

positiv bewertet worden sei. Deshalb 

habe das Amt Eggebek einen Förderantrag für 

die geplante Gülle- und Gärrestveredelungsanlage 

gestellt; auf die Rückmeldung warte man noch, 

heißt es von Amt und BSWE unisono. „Die Investitionskosten 

sind so hoch, ohne Förderung kann die 

Anlage nicht gebaut werden“, ist Elena Zydek vom 

Klimaschutzmanagement im Amt Eggebek sicher. 

Doch warum ist die Investition überhaupt sinnvoll? 

Laut aktuellem Nährstoffbericht gibt es im Umkreis 

der geplanten Anlage 600.000 Kubikmeter (m³) Gülle 

zu viel, um sie auf Felder auszubringen. 120.000 m³ 

davon will die BSWE künftig pro Jahr verarbeiten. Die 

Gülle stamme aus einem „Haupteinzugsgebiet von 

15 Kilometern. Damit können wir der Landwirtschaft 

und der Umwelt helfen, die Nährstoffüberschüsse 

gut umzuwandeln in vermarktbare Produkte“, so Ole 

Dammann. Das System eigne sich auch gut für andere 

Regionen mit hoher Viehhaltung. Und auf einer 

kleineren Testanlage in Holland habe er gesehen, 

dass das Verfahren funktioniert. 

Das Geschäftsmodell rechne sich für mehrere Seiten. 

Zum einen müssten die Landwirte einen Abnahmepreis 

an die BSWE bezahlen – ein weiterer 

Transport wäre für sie aber unwirtschaftlich. Zum 

anderen will die BSWE die entstehenden Produkte 

vermarkten, beispielsweise Pellets zum Verheizen 

in Wärmenetzen oder bei industriellen Abnehmern. 

Und mit der Einleitung des aus der Gülle produzierten 

naturalisierten Wassers – immerhin 70.000 der 

anfangs 120.000 m³ – würden gar die Wasserwerte 

des Vorfluters verbessert. Und nicht zuletzt sollen 

die 23 Gesellschafter der BSWE-Anlage davon profitieren, 

großteils wiederum Landwirte. Doch zuvor 

braucht es das Fördergeld der Nationalen Klimaschutzinitiative. 

lichen Flüssigkeit stehen am Ende als reine ASL zur 

Verfügung, ein handelbares, CO 2 

-neutrales Dünge- 

Produkt. 

Gleich drei handelbare Dünge-Produkte, nämlich ASL, 

Phosphatsalz und Kaliumkonzentrat, dazu noch Torfersatz 

und nährstoffarmes Wasser zur Verregnung können 

Biogasanlagenbetreiber gewinnen, die das NuTriSep- 

Verfahren der Firma Geltz aus dem schwäbischen 

Mühlacker einsetzen. Darüber haben wir im Biogas 

Journals 5_2020 ausführlich berichtet. 

Fraktionierte Eindampfung weiterentwickelt 

Als nächstes war Stephan Kühne von agriKomp aus 

Merkendorf mit dem Thema „Gärrestaufbereitung 

der nächsten Generation“ angekündigt. Agrifer Plus 

sei „eine Problemlösung für die durch stickstoffhal- 

20


Aktuelles 

tige Dünger und regionale Überschüsse an Gärresten 

und Gülle zunehmende Nitratbelastung des Grundwassers“. 

Das Problem gebe es „in Deutschland, der 

EU, sowie weltweit“. Aber das neue Verfahren, „eine 

Weiterentwicklung der ‚Fraktionierten Eindampfung‘, 

nutzt die unterschiedlichen Dampfdrücke von Ammoniak 

und Wasser, um sie in mehreren Stufen durch Eindampfung 

zu trennen“, so Kühne. 

Am Ende könne bis zu 50 Prozent des ursprünglich 

im Gärprodukt enthaltenen Stickstoffs „einer Verwertung 

außerhalb der Landwirtschaft zugeführt werden. 

„Ausschleusung“ nannte der Referent diese Technik. 

Und in Kombination mit Umkehrosmose werde eine 

konzentrierte Ammoniaklösung erzeugt mit einem bis 

zu 25-prozentigen Stickstoffanteil. Weshalb man bei 

agriKomp laut Stephan Kühne auf eine Stickstoffförderung 

der EU hofft. 

Eine wärmelose Vollaufbereitung zur Trennung von 

Wasser und Nährstoffen in zwei übereinander angeordneten 

40-Zoll-Containern hat die „Nährstofflenker 

GmbH“ um Tall Pressler aus Münster auf die Beine 

gestellt. „Wir stellen Ihnen die Anlage für 10 Euro pro 

Woche Bewirtschaftungspreis ohne Investitionskosten 

auf den Hof“, bot Pressler den Biogasbetreibern an. 

Mit dieser „Berthold“-Technik – weil erfunden und lizenziert 

von Hermann und Jürgen Berthold – werden 

18.000 Tonnen Inputmaterial – egal ob Gülle oder Gärprodukt 

– in ein Drittel Feststoff mit gut 25 Prozent 

Trockensubstanz und zwei Drittel Wasser zerlegt. 

Durch mehrere Filter- und Trennschritte plus Oxidation 

bleiben laut Pressler weniger als 1 Prozent der Nährstoffe 

Stickstoff, Phosphor und Kalium im Wasser. 

„Durch die Dauer-Messung kann immer eingeleitet 

werden“, ergänzte Pressler. Zumindest bei der ersten 

Pilot-Containeranlage, die kürzlich in Niedersachsen 

in Betrieb gegangen sein soll. Danach referierte Freiherr 

von Donop über die „Vollständige Kaskadennutzung 

von Gülle und Gärresten“ seiner Vapora-Gruppe 

(siehe auch Kasten). Er verwies auf „22 Standorte in 

Deutschland, die derzeit in der Genehmigungsplanung 

sind mit einem Investitionsvolumen von 450 Millionen 

Euro“. Die Anlagen selbst seien „gewinnbringend: RE- 

DII-Zertifikate für 30.000 Tonnen CO 2 

-Einsparung je 

Anlage“ seien dabei „der Turbolader für die Wirtschaftlichkeit“. 

Die stellte er mit einem Return of Invest (ROI) 

von „etwa 3 Jahren“ dar – bei „konservativ gerechneten 

Erlösen von 8,5 Millionen Euro“ und einem Gewinn von 

3,7 Millionen Euro pro Jahr. 

Ebenfalls nicht zu vergessen: Norbert Rossow von 

PRE Neubrandenburg. Er will mit dem sogenannten 

Kombi-Max, einem Kombigerät zur zielgerichteten 

chemophysikalischen Veränderung von Inhaltsstoffen 

in Suspensionen durch Ultraschall und kaltes Plasma, 

„versteckte Potenziale von Gülle und Gärresten 

zur Biogaserzeugung erschließen”. Konkret wird das 

Gärprodukt beim Durchlauf des Kombi-Max bis zu 

140 Sekunden lang mit Ultraschall behandelt und 

mit Mikrowellen beaufschlagt. Dadurch würde „die 

Effizienz im Biomasse-Aufschluss erhöht und würden 

Biogasausbeute und Abbaugeschwindigkeit gesteigert“. 

Autor 

Dipl.-Ing. Heinz Wraneschitz 

Feld-am-See-Ring 15a 

91452 Wilhermsdorf 

0 91 02/31 81 62 

heinz.wraneschitz@t-online.de 

www.bildtext.de · www.wran.de 

21

Aktuelles 


Strohtagung 1. Teil 

Gärsubstrate – 

Nährstoffgehalte 

ermitteln ist 

sinnvoll 

Wenn 50 bis 70 Prozent 

des in Deutschland anfallenden 

Wirtschaftsdüngers 

in Biogasanlagen 

eingesetzt 

werden, dann ist eine 

Treibhausgasreduktion 

von 2,8 bis 4 Millionen 

Tonnen CO 2 

-Äquivalent 

machbar. 

In diesem Jahr musste coronabedingt die Heidener Strohtagung ins Internet verlegt 

werden. So fanden die Teile 1 und 2 Ende August als webbasierte Tagung statt mit den 

Schwerpunktthemen Wirtschaftsdünger-Handling und Nährstoffmanagement. Die Teile 

3 und 4 fanden Mitte September – ebenfalls im Internet – statt. Sie behandelten die 

Themen Maisstroh vergären und Biodiversität. 


Das digitale Auftaktreferat hielt Prof. Dr. 

Walter Stinner vom Deutschen Biomasseforschungszentrum 

(DBFZ) GmbH in 

Leipzig. Seinen Ausführungen zufolge 

wurde Ende 2018 in Deutschland in rund 

8.500 Biogasanlagen Wirtschaftsdünger vergoren. In 

etwa 5.600 Anlagen würden mehr als 30 Prozent Wirtschaftsdünger 

eingesetzt. Das seien die sogenannten 

Gülle-Bonusanlagen. Darüber hinaus würden rund 800 

Güllekleinanlagen der 75-kW-Klasse betrieben, in denen 

mindestens 80 Prozent Wirtschaftsdünger vergoren 

werden müssen. 

Laut einer Umfrage des DBFZ gaben 432 Anlagenbetreiber 

an, dass sie in ihren Anlagen zu 52 Prozent 

Wirtschaftsdünger vergären und zu 48 Prozent Energiepflanzen, 

wobei Silomais einen Anteil von 70 Prozent 

hat. Beim Wirtschaftsdünger dominiert laut Stinner die 

Rindergülle mit 65 Prozent. Der Anteil Schweinegülle 

betrage 15 Prozent. Auf Rinderfestmist entfielen 9 Prozent 

und auf Geflügelkot/HTK 4 Prozent. 

Die Stromproduktion aus Wirtschaftsdünger in 

Deutschland gab Stinner mit 4 Terawattstunden an; 

die Stromproduktion aus Güllekleinanlagen stelle 0,3 

Terawattstunden bereit. „Das Ziel der Bundesregierung 

ist, dass in 2030 rund 70 Prozent des in Deutschland 

anfallenden Wirtschaftsdüngers in Biogasanlagen genutzt 

werden. Das bedeutet, dass unter günstigen Rahmenbedingungen 

ein zusätzliches Wirtschaftsdünger- 

Potenzial von 50 Millionen Tonnen erschlossen werden 

sollen“, verdeutlichte Stinner. 

Die Entwicklung der Wirtschaftsdüngervergärung in 

Deutschland sei vor allem eine Geschichte der Steuerung 

durch die Rahmenbedingungen des jeweiligen 

Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Im ersten EEG 

habe die Vergärung von organischen Abfallstoffen und 

Wirtschaftsdüngern dominiert. 2004 sei dann der 

Energiepflanzenanbau dazugekommen. Die Betriebskonzepte 

hätten auf der Vergärung von Energiepflanzen 

mit Wirtschaftsdünger (WD) beruht. 2009 ist laut Stinner 

die Wirtschaftsdüngervergärung verstärkt angereizt 

worden durch die Einführung des Güllebonus und eine 

einzusetzende Mindestmenge von massebezogen 30 

Prozent. 

2012 wurde nach den Angaben des Wissenschaftlers 

die Klasse der Güllekleinanlagen eingeführt. In dieser 

Klasse ist die installierte Leistung auf 75 Kilowatt 

Foto:www.landpixel.eu 

22


Aktuelles 

begrenzt und es müssen mindestens 80 Prozent WD 

eingesetzt werden. Größere Anlagen hatten sich nach 

dem EEG an der Einsatzstoffvergütungsklasse 2 zu 

orientieren. Das 2017er EEG hat die Systematik der 

Güllekleinanlagen fortgeführt. 

„Schwerpunkte der Biogaserzeugung in Deutschland 

sind die Regionen, in denen die Tierhaltung stark vorhanden 

ist. In den östlichen Bundesländern werden 

Biogasanlagen mit besonders hohen WD-Mengen betrieben, 

die nicht in der Klasse der Güllekleinanlagen 

vergütet werden. In den östlichen Bundesländern sind 

die Großvieheinheiten pro Hektar sehr gering. Pro 

Betrieb werden aber so viele Tiere gehalten, so dass 

genügend WD anfällt, um größere Biogasanlagen mit 

höheren WD-Anteilen betreiben zu können“, informierte 

Stinner. 

Zwischen 8 und 10 Millionen Tonnen CO 2 

-Äquivalent an 

Treibhausgasen seien im Jahr 2017 in Deutschland allein 

durch die Lagerung und Ausbringung von WD emittiert 

worden. „Die WD-Vergärung ist eine relativ einfache 

Möglichkeit, diese Emissionen massiv zu minimieren. 

Wenn 50 bis 70 Prozent des in Deutschland anfallenden 

WD in Biogasanlagen eingesetzt werden, dann ist eine 

Treibhausgasreduktion von 2,8 bis 4 Millionen Tonnen 

CO 2 

-Äquivalent machbar“, betonte Stinner. Die Bundesregierung 

verfolge das Ziel, dass die Landwirtschaft in 

Deutschland in 2030 Treibhausgase nur noch in Höhe 

von 58 Millionen Tonnen CO 2 

-Äquivalent emittiert. Zum 

Vergleich: 2017 stieß die hiesige Landwirtschaft etwas 

über 63 Millionen Tonnen und in 1990 knapp über 79 

Millionen Tonnen CO 2 

-Äquivalent aus. 

„In den östlichen Bundesländern werden 

Biogasanlagen mit besonders hohen 

WD-Mengen betrieben, die nicht in der 

Klasse der Güllekleinanlagen vergütet 

werden“ 

Prof. Dr. Walter Stinner 

Stallmist wird in Kleinanlage vergoren 

Jan Büdding, Betreiber einer Biogasanlage in Bocholt 

im Münsterland (NRW), berichtete, wie er seine 75-kW- 

Biogasanlage betreibt. Die sogenannte Güllekleinanlage 

ging im September 2018 in Betrieb und wird seitdem 

mit Rindermist und Futterresten betrieben. 6 bis 

10 Tonnen davon setzt er täglich ein. Zudem wird etwas 

Regenwasser oder dünne Flüssigkeit aus dem Gärproduktlager 

zum Verdünnen des Fermenterinhalts hinzugegeben. 

Die verschiedenen Mistarten schwanken 

nach Angabe des Anlagenbetreibers in den Trockensubstanzgehalten 

zwischen 20 und 50 Prozent. 

Der Fermenter hat einen Durchmesser von 16 Meter 

und eine Höhe von 6 Meter. Das Fermentervolumen beträgt 

1.200 Kubikmeter. Neben dem Fermenter befindet 

sich ein offenes Gärdüngelager. In den Fermenter 

sind ein Tauchmotorrührwerk und ein Paddelrührwerk 

eingebaut, die den Inhalt homogenisieren. Das 22-kW- 

Paddelrührwerk läuft dauerhaft mit niedriger Drehzahl 

und einer Stromaufnahme von 4 bis 5 Kilowatt. Der 

Trockensubstanzgehalt des Gärsubstrats im Fermenter 

beträgt 14,5 Prozent. Ähnlich hoch ist der TS-Gehalt 

im Gärdüngerlager. Die Verweilzeit in dem Behälter 

liegt zwischen 80 und 100 Tagen. Die Gärtemperatur 

beträgt 50 Grad Celsius. Im Schnitt liefert der Mist zwischen 

80 und 100 Normkubikmeter Biogas pro Tonne 

Frischmasse. Der Methangehalt liegt bei 51 bis 52 

Prozent. 

Aufgrund der relativ höheren Gärtemperatur findet laut 

Büdding ein thermischer Aufschluss statt, die Rührfähigkeit 

verbessert sich und der mechanische Verschleiß 

an den Rührwerken ist geringer. Die thermophile Gärtemperatur 

erhöht aber auch den Wasserdampfgehalt 

im Rohbiogas. Darum wurde eine 80 Meter lange Kondensatstrecke 

mit einem Kondensatschacht, in dem 

der Wasserdampf auskondensiert, an der tiefsten Stelle 

verbaut. 

„Vor dem Bau der Anlage habe ich in der Region ermittelt, 

wo überall Misthaufen auf dem Feld energetisch 

ungenutzt herumliegen. Dann habe ich mit den Tierhaltern 

gesprochen und abgefragt, wer Interesse hätte 

an der Abgabe des Stallmistes. Wir haben auch im 

Vorfeld des Baus die verschiedenen Miste im Labor auf 

Inhaltsstoffe analysieren lassen. Darüber hinaus haben 

wir die Miste beurteilt beispielsweise hinsichtlich des 

Kot-Stroh-Verhältnisses, der Strohhalmlänge oder ob 

es zerkleinert werden muss“, erläuterte Büdding. 

„Wir haben auch im Vorfeld 

des Baus die verschiedenen 

Miste im Labor auf Inhaltsstoffe 

analysieren lassen“ 

Jan Büdding 

Er empfiehlt, dass das Stroh schon bei der Ernte oder 

beim Einstreuen geschnitten beziehungsweise gehäckselt 

werden sollte. Am liebsten nimmt er Mist an, der 

viel Futterreste enthält. Davon gebe es aber nicht so 

große Mengen. Büdding betonte, dass der Mist möglichst 

frisch in der Anlage vergoren werden müsse. Er 

hat außerdem festgestellt, dass der im Sommer angelieferte 

Mist weniger Biogas liefert. Es scheint so, als 

würden die höheren Außentemperaturen biologische 

Prozesse im Mist auslösen, die in der Folge eine geringere 

Gasausbeute bewirken. 

Werden sehr große Mengen auf einmal angeliefert, 

walzt er den Mist mit dem Schlepper fest so wie einen 

Silohaufen. Durch das Festwalzen wird Luft aus dem 

Misthaufen gedrückt. Die Folge daraus ist: Die 

23

Aktuelles 


Wie und ob sich mehr 

Wirtschaftsdünger 

in Biogasanlagen 

einsetzen lassen, 

analysiert ein Projekt 

im Landkreis Rotenburg 

Wümme (Ostniedersachsen). 

biologische Umsetzung verzögert sich und Gasertragsverluste 

werden reduziert. Die Anlieferung des Mistes 

sollte aus tierseuchenhygienischen Gründen über eine 

eigene Zufahrt zur Biogasanlage geschehen. 

90 Prozent des zu vergärenden Mistes liefern Landwirte 

aus dem regionalen Umfeld der Biogasanlage an. Mit 

den Lieferanten hat Büdding zehnjährige Lieferverträge 

abgeschlossen. Die überwiegende Menge stammt 

aus sogenannten Tiefstreuställen. „Bei dem Vergären 

von Stallmist ist besonders darauf zu achten, dass die 

angelieferten Mengen keine Störstoffe wie Metallteile, 

Ballenbänder oder anderes enthalten. Sonst sind Störungen 

im Feststoffeintrag vorprogrammiert“, machte 

Büdding aufmerksam. 

Projekt Rotenburg-Wümme untersucht, wie 

mehr Wirtschaftsdünger in Biogasanlagen 

gelangen kann 

Wie und ob sich mehr Wirtschaftsdünger in Biogasanlagen 

einsetzen lassen, das analysiert ein Projekt im 

Landkreis Rotenburg Wümme (Ostniedersachsen). Federführend 

in dem Projekt ist die Bioenergieinitiative 

im Landkreis Rotenburg im Verbund mit dem Niedersachsen 

Netzwerk Nachwachsende Rohstoffe (3N), 

dem Maschinenring Zeven und Landwirten der Region. 

Vorgestellt wurde es vom 3N-Mitarbeiter Sascha Hermus. 

Im Rahmen des Projektes seien 141 Anlagenbetreiber 

angeschrieben worden. Gut die Hälfte hätten 

geantwortet, was eine gute Rücklaufquote sei. 

Hermus berichtete, dass 28 Anlagenbetreiber sich vorstellen 

könnten, Rindergülle zu vergären. 23 würden 

auch Rinderfestmist als Gärsubstrat akzeptieren. 10 

könnten sich vorstelle, Schweinegülle einzusetzen, 8 

waren separierter Rindgülle und 6 Hähnchenmist gegenüber 

positiv eingestellt. „Keine Akzeptanz fanden 

Hühnertrockenkot und geschredderter Putenmist“, 

machte der Referent aufmerksam. 

Auf die Frage, ob WD separiert vorliegen müsse, sagten 

27 Anlagenbetreiber ja, 24 sagten nein und 9 machten 

keine Angaben dazu. 38 Betreiber sagten, dass 

die WD-Lieferanten Gärdünger zurücknehmen sollten. 

34 der Befragten teilten mit, dass sie sich vorstellen 

könnten, dass ihre Biogasanlagen in Zukunft als sogenannte 

Nährstoffdrehscheiben fungieren. 23 verneinten 

dies, 3 Befragte machten keine Angaben dazu. 

Hermus führte aus, dass von der Projektgruppe folgende 

Maßnahmen für wichtig erachtet würden: 

ffGüllebehälter als Lagerraum für Gärdünger 

anerkennen. 

ffGenehmigungsverfahren vereinfachen. 

ffLagerbehälter für WD/Gärdünger in 

Ackerbauregionen zulassen. 

ffEinsatz von Gülle und Mist in Biogas - 

anlagen rechtlich vereinfachen. 

ffFlexiblen Substrateinsatz genehmigungsrechtlich 

vereinfachen. 

ffGülle nicht unnötig auf die Straße bringen. 

ffDüngevorgaben für Grünland ändern. 

ffNährstoffimport in den Landkreis stoppen. 

ffMiteinander statt gegeneinander arbeiten. 

Der Referent wies nachdrücklich darauf hin, dass es 

wichtig ist, alle WD, aber auch Energiepflanzen etc., vor 

der Vergärung zu analysieren. Denn die Inputstoffe würden 

zum Teil erheblich abweichen hinsichtlich TS-Gehalten, 

oTS-Gehalten, des Anteils an Gesamtstickstoff, 

an Ammonium-Stickstoff sowie hinsichtlich der Phosphat- 

und Kaligehalte. Hermus zeigte dies beispielhaft 

an zehn verschiedenen Maissilagen auf. So schwankte 

der Wert für Gesamtstickstoff zwischen 3,8 und 6 

Kilogramm pro Kubikmeter. Bei Phosphat schwankten 

die Werte zwischen 1,5 und 2,2 Kilogramm pro Kubikmeter. 

Aber auch Werte für analysierte Gärrestproben präsentierte 

Hermus. Beim Gesamtstickstoff beispielsweise 

schwankten die Werte zwischen 1,9 und 8 Kilogramm 

pro Kubikmeter. Bei Phosphor zwischen 0,4 und 3,2 

Kilogramm je Kubikmeter. Zudem stellte er Modellkalkulationen 

anhand eines Exceltools vor. Dabei konnte 

errechnet werden, welcher Wirtschaftsdünger unter 

welchen Bedingungen wettbewerbsfähiger ist oder 

nicht als ein beispielhafter Silomais. Klar ist: Wer WD 

anstatt Silomais vergären will, der sollte genau betriebsindividuell 

kalkulieren. 

Autor 




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Foto: www.landpixel.eu 

24


Aktuelles 

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25

Aktuelles 


Strohtagung Teil 2 

Gülleausbringung: 

Ertrags unterschiede im 

Silomaisversuch aufgrund 

der eingesetzten Technik 


Mit der Düngewirkung von 

Gärresten zu Silomais unter 

Berücksichtigung verschiedener 

Applikationsverfahren 

beschäftigt sich 

Christian Sperger von der Bayerischen 

Landesanstalt für Landwirtschaft. Er stellte 

dreijährige Versuchsergebnisse aus den 

Jahren 2016 bis 2018 vor. Im Versuch 

waren auch Stickstoffsteigerungsvarianten 

enthalten. Den signifikant höchsten Ertrag 

brachte die Variante mit 150 Kilogramm 

mineralischem Stickstoff pro Hektar mit 

235 Dezitonnen (dt) Trockenmasse (TM) je 

Hektar (ha). Zwar seien mit 190 und 230 

Kilogramm Stickstoff pro ha etwas höhere 

Trockenmasseerträge erzielt worden, die 

ließen sich aber, so Sperger, statistisch 

nicht als signifikant bezeichnen. 

Der Versuch umfasste unter anderem sechs 

Varianten, bei denen Gärprodukte mit unterschiedlichen 

Ausbringtechniken ausgebracht 

wurden. In Variante 1 (V1) wurde 

das Gärprodukt auf dem Boden vor der 

Saat breit verteilt (analog nach unten abstrahlender 

Prallteller). Innerhalb von einer 

Stunde wurde das Gärprodukt in den Boden 

eingearbeitet. Gedüngt wurden in dieser 

Variante laut Sperger 170 Kilogramm Gesamtstickstoff 

über das Gärprodukt (organisch) 

und zusätzlich noch 30 Kilogramm 

(kg) mineralischer Stickstoff (N) als Unterfußdüngung. 

Ertrag: 238 dt TM/ha. 

V2: Breitverteilung vor der Saat in Kombination 

mit Schleppschuhtechnik – 

100 kg N/ha vor der Saat mittels Breitverteilung 

und sofortiger Einarbeitung 

und später 70 kg N/ha in den Bestand 

bei 40 Zentimeter Wuchshöhe mit 

Schleppschuhtechnik; wieder 30 kg N 

mineralisch als Unterfußdünger. 

Ergebnis: 229 dt TM/ha. 

V3: Breitverteilung vor der 

Saat in Kombination 

mit Schleppschuhtechnik 

– 150 kg N/ha vor 

der Saat mittels Breitverteilung 

und sofortiger 

Einarbeitung und 100 kg N/ha in 

den Bestand mit Schleppschuhtechnik; 

30 kg N mineralisch als Unterfußdünger. 

Achtung: wäre nicht konform 

mit Düngeverordnung! Versuch galt nur 

der Ergebnisrealisierung. 

Ertrag: wie Variante 1. 

V4: Gärdüngerausbringung mittels Breitverteilung 

in Kombination mit Scheibenscharen. 

100 kg N/ha vor der Saat 

mittels Breitverteilung und sofortiger 

Einarbeitung und später 70 kg N/ha in 

den Bestand mit Scheibentechnik; 30 

kg N mineralisch als Unterfußdünger. 


V5: Gärdüngerausbringung mit Schleppschuhtechnik: 

170 kg N/ha in den 

Bestand. 30 kg N mineralisch als 

Unterfußdünger. 


V6: Ausbringung des Gärdüngers mit 

Scheibenschartechnik. 170 kg N/ha 

in den Bestand. 30 kg N mineralisch 

als Unterfußdünger. 


Sperger informierte, dass die Variante 3 

einen positiven N-Saldo von plus 32 kg N/ 

ha aufweist (erhöhte Dünung, nicht nach 

geltender Düngeverordung!). 

Alle anderen Varianten hätten negative N- 

Salden gezeigt. Variante 1 habe die beste 

Mineraldüngeräquivalenz erreicht. Alle 

anderen Varianten hätten die 60-Prozent- 

Anrechnung nach Düngeverordnung nicht 

erreicht. 

Gülleausbringung mit Scheibentechnik 

in den Maisbestand. 

Versuchsglieder zu Strip Tillund 

Scheibentechnik 

Weitere Versuchsglieder bestanden darin, 

das Gärprodukt mit Strip Till-Technik beziehungsweise 

mit Scheibentechnik auszubringen. 

In allen Varianten wurden 170 kg 

N/ha über Gärrest und 30 kg N/ha mineralisch 

gedüngt. 

V1: Strip Till: Gärdüngergabe 10 Zentimeter 

neben die Saatreihe und 18 bis 20 

Zentimeter tief. 


V2: Strip Till: Gärdüngergabe 18 bis 20 

Zentimeter unter die Saatreihe. 


V3: Strip Till: Gärdüngergabe 18 bis 

20 Zentimeter unter die Saatreihe. 

Gärprodukt mit Piadin versetzt – Aufwandmenge: 

6 Liter/ha. Sperger sagte, 

dass sie festgestellt haben, dass die 

Menge zu hoch ist. 


V4: Scheibentechnik: Gärdünger 8 bis 10 

Zentimeter tief in den Boden eingebracht 

vor der Aussaat des Maises. 

Keine Bodenbearbeitung. Mais in 

Direktsaatverfahren gelegt. 


V5: Scheibentechnik: Gärdünger 8 bis 

10 Zentimeter tief in den Boden 

eingebracht. Saatbettbereitung vor der 

Maisaussaat. 

Ertrag: 245 dt TM/ha. Diese Variante 

lieferte den höchsten Trockenmasseertrag 

pro ha. 

Fotos: Christian Sperger 

26


Aktuelles 

Gülleausbringung mit Schleppschuhtechnik in den Maisbestand. 

Im aufgegrabenen Boden ist sehr schön zu sehen, wo 

per Strip Till-Technik die Gülle abgelegt worden ist. 

Gülledüngung in Streifen: Per Strip-Till-Verfahren 

wurde flüssiger Wirtschaftsdünger vor der 

Maissaat ausgebracht. Gut zu erkennen sind die 

drei Strip-Till-Reihen. 

Die genannten Varianten wiesen alle negative 

N-Salden auf. „Die Breitverteilung mit 

sofortiger Einarbeitung (Kreiselegge) des 

Gärprodukts mit 170 kg N und 30 kg N mineralisch 

als Unterfußgabe bringt die gleichen 

Erträge wie aufwändigere Verfahren, 

eine 65-prozentige N-Wirkung bei einem 

negativen Saldo. In puncto Erosionsschutz 

ist sie jedoch nicht ideal. Alle Strip-Till- 

Varianten waren im Hinblick auf die Trockenmasseerträge 

pro ha schlechter. Die 

Scheibentechnik mit Gärproduktablage 

komplett in den Boden und Saatbettbereitung 

war die beste Variante“, so das Fazit 

von Christian Sperger. 

27 

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Aktuelles 


Rate der Grundwasserneubildung 

wichtiger Faktor 

Dr. Gerd Reinhold vom Thüringer Landesamt 

für Landwirtschaft und Ländlichen 

Raum erörterte in seinem Vortrag die Nährstoffsituation 

aus Wirtschaftsdüngern in 

Thüringen, er ging dabei aber auch auf die 

bundesweite Problematik ein. 90 Prozent 

der Biogasanlagen in Thüringen befänden 

sich in Landwirtschaftsbetrieben. Ein Substrathandel 

finde nicht statt. Die vorhandenen 

Biogasanlagen hätten keinen Einfluss 

auf den Pachtmarkt. Auch gebe es in Thüringen 

kaum sogenannte Trockenfermentationsanlagen. 

Der Wirtschaftsdüngeranteil am Substratmix 

liege bei knapp über 70 Prozent. Rindergülle 

werde zu 81 Prozent eingesetzt, 

Schweinegülle zu 47 Prozent, Mist zu 38 

Prozent und Hühnertrockenkot zu 116 Prozent 

aufgrund von Importen. Biogasanlagen 

würden lediglich 6,2 Prozent der landwirtschaftlich 

genutzten Fläche beanspruchen. 

Die Thüringer Biogasanlagen könnten rund 

340.000 Haushalte mit Strom versorgen 

bei 70-prozentiger Wärmenutzung. 

„In Thüringen sind Nährstoffüberschüsse 

kein Thema. Man kann auf Gesamtdeutschland 

bezogen nicht verallgemeinern, dass 

dort, wo hohe Stickstoffüberschüsse vorhanden 

sind, automatisch hohe Nitratgehalte 

im Grundwasser vorkommen. In Thüringen 

und Mitteldeutschland gibt es Regionen mit 

hohen Stickstoffüberschüssen, aber ohne 

nennenswerte Tierhaltung (nur 0,4 GV/ha)“, 

machte Reinhold deutlich. 

Im Alpenvorland gebe es auch hohe Nährstoffbelastungen, 

aber keine Nitratprobleme. 

Man dürfe sich das nicht zu einfach 

machen. Er hält die Rate der Grundwasserneubildung 

für einen wichtigen Faktor. 

In Nordwestdeutschland sei die Nitratbelastung 

hoch trotz hoher Grundwasserneubildungsraten. 

„Dort sind die Einträge von 

Stickstoff deutlich zu hoch“, betonte der 

Referent. Im Alpenvorland zeige sich das 

genaue Gegenteil. Dort sei der Tierbesatz 

hoch und die Grundwasserneubildungsrate 

auf sehr hohem Niveau, aber es gebe 

trotzdem kein Nitratproblem. Im mitteldeutschen 

Bereich sei die Rate der Grundwasserneubildung 

sehr gering. Größtes Problem 

laut Reinhold: „Wir vergleichen eine 

Konzentration mit einer Fracht. Das kann 

so nicht gemacht werden.“ 

Kritik an neuen Sperrzeiten 

Er monierte auch die Ausdehnung der 

Sperrzeiten für die Ausbringung von Wirtschaftsdüngern 

nach der neuen Düngeverordnung. 

„Im Frühjahr ist die Befahrbarkeit 

von Böden oft schwierig und im Sommer 

haben wir wenig Fruchtarten mit einem 

Düngebedarf. Im Spätsommer und Herbst 

gibt es kaum noch die Möglichkeit, Wirtschaftsdünger 

auszubringen. 6 Monate 

Lagerkapazität reichen nun nicht mehr, 

weil im Herbst viele Behälter zu 20 bis 

40 Prozent gefüllt sind“, macht Reinhold 

deutlich. 

Bei der Vergärung von einem Hektar Silomais 

mit Gärdüngerrückführung würden 

100 Kilogramm Stickstoff im Kreislauf 

gefahren. 70 Kilogramm müssten extern 

zugeführt werden. Bei Winterweizen 

müssten beim Verkauf des Korns und dem 

Strohverbleib auf der Fläche sogar 160 

Kilogramm Stickstoff extern zugeführt 

werden. Zudem entziehe der Winterweizen 

der Fläche 25 Kilogramm Phosphor, die 

extern zugeführt werden müssten. Beim 

Silomais mit Biogasverwertung würden 32 

Kilogramm Phosphor im Kreislauf erhalten. 

Externe Phosphorgaben seien nicht 

notwendig. 

Die größten Hemmnisse für die Güllevergärung 

im Erneuerbare-Energien-Gesetz 

(EEG) seien die 150 Tage Verweilzeit des 

Gärsubstrats in der gasdichten Gärstrecke, 

die Übernahme der Entsorgungspflicht 

sowie die Stallgrößen in Verbindung mit 

Transportkosten. Reinhold schlug vor „50 

Tage Verweilzeit in Mehrbehältersystemen 

plus einen Tag zusätzlich pro Prozent 

Feststoffeinsatz“. Außerdem forderte er, 

den Restgaspotenzialnachweis im EEG 

zuzulassen. Darüber hinaus warb er dafür, 

den Einsatz von 100 Prozent Gülle für die 

Befreiung von der Pflicht zur 150-tägigen 

gasdichten Lagerung zu streichen. 

Gülle in Gemeinschaftsanlagen in 

Ackerbauregionen vergären 

„Die 75-kW-Grenze für Güllekleinanlagen 

ist für Süddeutschland zu hoch wegen 

zu kleiner Tierbestände. Sie ist für Ostdeutschland 

zu niedrig, da so nicht die gesamte 

Gülle eines Standortes aufgrund gro- 

28


Aktuelles 

ßer Tierbestände verwertet werden kann“, 

gab der Referent zu bedenken. Er schlug 

vor, dass es bei der Vergärung von Gülle und 

Mist keine Leistungsgrenze geben sollte. 

Der Einsatz von 20 Prozent Feststoff sollte 

toleriert werden. Gegebenenfalls sei eine 

Vergütungsabstufung einzuführen. 

Auch sollte Gülle in Gemeinschaftsanlagen 

in Ackerbauregionen vergoren werden. Dies 

führe zu einer Steigerung der Stickstoff- 

Wirkung von 20 auf 70 Prozent. So könnten 

beispielsweise 2,5 Kilogramm Stickstoff 

pro Kubikmeter Rindergülle genutzt werden, 

die sonst emittiert würden. Würden 25 

Tonnen Rindergülle per Lkw 100 Kilometer 

weit transportiert (35 Liter Diesel/100 Kilometer), 

dann verursache der Transport 1,48 

Kilogramm CO 2 

-Emissionen pro Kilogramm 

Stickstoff. Bei der industriellen Harnstoffproduktion 

seien es laut KTBL-Daten 4,46 

Kilogramm, bei Ammonium-Harnstoff-Lösung 

(AHL) 6,81 Kilogramm und bei der 

Produktion von Kalkammonsalpeter 9,46 

Kilogramm CO 2 

je Kilogramm Stickstoff. 

Folgenden Handlungsbedarf skizzierte 

Reinhold: 

ffVereinheitlichung des Veredlungsbesatzes 

auf 1 GV plus kW NawaRo/ha in den 

Regionen. 

ffVermeidung von Nährstoffüberschüssen 

durch die kombinierte organisch-mineralische 

Düngung. 

ffVerbringung der Nährstoffe aus Überschussregionen 

zu zentralen Biogasanlagen 

in Ackerbauregionen. 

ffReduzierung des NawaRo-Einsatzes in 

Biogasanlagen in Überschussgebieten. 

ffGülleaufbereitung nur, wenn zum Beispiel 

die Biogasanlage die energetische 

Grundlage liefert und der technische 

Aufwand gering ist. 

ffErhalt der landwirtschaftlichen Primärproduktion 

in den Regionen. 

ffEntwicklung von Systemen zur Reduzierung 

des Stickstoffanfalls in der 

Tierhaltung. 

ffReduzierung des auf Futtermittelimporte 

basierenden Fleischexports. 

Niederlande: Strohballen 

separieren Gülle in feste und 

flüssige Phase 

Um die Reduzierung der Güllemenge ging 

es im Vortrag des Niederländers Jan Leemkuil. 

Er hat das sogenannte Strohfilterverfahren 

entwickelt. Bei diesem Verfahren 

werden Strohballen auf einer betonierten 

Fläche – am besten überdacht – verteilt. 

Die Strohballen, die unten von der Gülle 

durchströmt werden, separieren die festen 

Bestandteile von der flüssigen Phase ab. Es 

findet sozusagen eine passive Fest-Flüssig- 

Trennung statt. Nach Leemkuils Angaben 

können mit einer Grundfläche von 100 

Quadratmetern rund 1.000 Kubikmeter 

Gülle pro Jahr separiert werden. 

Das Verfahren benötigt 3 bis 5 Kilogramm 

Stroh pro Tonne Gülle. Die Strohqualität sei 

nicht entscheidend. „Das Stroh wird nur 

verwendet, um die Fließrichtung und die 

Fließgeschwindigkeit zu steuern“, erläuterte 

der Verfahrensentwickler. Die Tests 

mit Rindergülle sowie mit Gülle von Sauen 

und Mastschweinen hätten gute Ergebnisse 

geliefert. Im Prinzip handelt es sich 

um eine Art Kaltkompostierung des Strohs 

mit dem separierten Feststoff und etwas 

Flüssigkeit. 

Von 1.000 Kilogramm Input können 114 

Kilogramm Feststoff mit 21,4 Prozent 

Trockensubstanzgehalt (TS) gewonnen 

werden. Übrig bleibt eine dünne Fraktion 

mit einem Trockensubstanzgehalt von 1,3 

Prozent. Da auch etwas Verdunstung stattfindet, 

wird die Ausgangsmenge insgesamt 

um etwa 16 Prozent reduziert. Nach gut einem 

Jahr hat das Stroh-Feststoff-Gemisch 

einen TS-Gehalt von rund 74 Prozent mit 

1,3 Prozent Stickstoff, 2,1 Prozent Phosphor 

und 0,2 Prozent Kali. Insgesamt ein 

interessantes Verfahren. Ob es aber in 

Deutschland genehmigungsfähig ist, ist 

eine Frage, die es zu klären gilt. 

Autor 




0 54 09/90 69 426 


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Strohtagung Teil 3 

Körnermaisstroh als alternatives 

Gärsubstrat ernst nehmen 


In Deutschland fallen pro Jahr etwa 30 Millionen 

(Mio.) Tonnen (t) Stroh an. Darin enthalten sind 

nicht erntbare Anteile wie die Stoppeln, aber auch 

die Spreu. Der Strohbedarf für die Humusreproduktion 

ist ein wichtiger Faktor, der das nutzbare 

Strohpotenzial einschränkt. Das entnehmbare Strohpotenzial 

ohne Gärdüngerrückführung beträgt 8 bis 20 

Mio. t pro Jahr, sagte Prof. Dr. Walter Stinner vom DBFZ 

in Leipzig, der unter anderem über Potenziale und Kosten 

der Strohvergärung referierte. 

„In Abhängigkeit vom Abbau der organischen Trockensubstanz 

(oTS) und den erzielten Gasausbeuten 

schwankt der Stabilitätsfaktor. Er steigt von etwa 0,6 – 

ohne Strohvergärung, das Stroh bleibt auf dem Acker – 

auf etwa 0,8 mit Strohvergärung an. Das heißt, die 

Stabilität der vergorenen Gärreste aus Stroh ist entsprechend 

höher“, informierte der Wissenschaftler. 

Die Humusreproduktionsleistung (HRL) der Gärreste 

aus Stroh variiere zwischen 55 und 75 Prozent. Bei 

Ertragslage je Hektar Feldreste, Biogasanlage Utzenaich (AUT) 

Material 

Tonnen 

TS/ha 

Gasertrag in Nl 

CH 4 

/kg oTS 

Einsparung in 

Liter Erdöl 

CO 2 

-Einsparung 

in Tonnen 

Maisstroh 3 - 8 260 - 320 800 - 2.500 3 - 8 

Getreidestroh 3 - 8 170 - 210 500 - 1.700 2 - 5 

Rapsstroh 2 - 5 180 - 230 350 - 1.150 1 - 4 

Zwischenfrüchte 3 - 8 220 - 280 650 - 2.200 2 - 7 

einem oTS-Abbau von 60 Prozent betrage die HRL 55 

Prozent, bei einem Abbau von 40 Prozent betrage sie 

75 Prozent. 

Stinner sagte, dass eine Nutzung von etwa 13 Mio. t. 

Stroh inklusive Spreu gut 430.000 Hektar Silomais 

entsprächen. Anmerkung der Redaktion: Laut Fachagentur 

Nachwachsende Rohstoffe (FNR) e.V. wird in 

Deutschland auf etwa 930.000 Hektar Silomais für die 

Biogasproduktion angebaut. Im Weiteren präsentierte 

Stinner beispielhaft Substratkosten beim Zukauf von 

Stroh und Silomais. Ausgangsbedingung war: 

a. Stroh, unbehandelt, trocken, gehäckselt mit 

Strohmühle, 86 Prozent Trockensubstanzgehalt 

(TS) – Methanertrag: 142,1 m³/t Frischmasse (FM). 

b. Stroh, behandelt, siliert, gehäckselt mit Strohmühle, 

30 Prozent TS – 68 m³/t FM. 

c. Silomais – 102 m³/t FM. 

Ergebnis: 

Stroh bei Zukauf 

a. Stroh 122,94 Euro/t FM oder 21,69 ct/kWh 

b. Stroh 128,88 Euro/t FM oder 16,95 ct/kWh 

c. Silomais 34,9 Euro/t FM oder 8,58 ct/kWh 

Substratkosten bei Ballenkette 




Substratkosten bei Häckselkette 




Die Silierung des Strohs hatte laut Stinner einen positiven 

Effekt auf den Substrataufschluss. 

Das gehäckselte Stroh wird zu einem Silagehaufen aufgestapelt. Sehr gut lassen 

sich auch Zuckerrüben in das Maisstroh einsilieren. 

Maisstroheinsatz in der Praxis 

Wie Maisstroh in der Praxis als Biogassubstrat verwendet 

wird, stellte Hannes Bogner von der BioG GmbH 

aus dem österreichischen Utzenaich vor. Das Unternehmen 

betreibt dort seit 2004 eine Biogasanlage und 

hat schon sehr früh auf landwirtschaftliche Reststoffe 

gesetzt. Parallel hat das Unternehmen Maschinen entwickelt 

wie den BioChipper, den BioFeeder oder den 

BioCrusher. Für die Verwendung von Maisstroh und 

Mist sprechen laut Bogner: 

30


Aktuelles 

Fotos: Firma Geringhoff 

ffBilliger als Hauptfrüchte. 

ffHohe Wirtschaftlichkeit. 

ffKeine Flächen- und Lebensmittelkonkurrenz. 

ffReduktion von Fusarien und Schädlingen 

auf dem Feld. 

ffGärprodukt ist ein guter N-P-K-Dünger. 

ffKeine Stickstoffverluste durch Abbau von 

organischem Material. 

ffReduktion der Klimagase Kohlendioxid 

und Lachgas. 

ffNach der Feldräumung leichtere 

Bodenbearbeitung. 

Wie Bogner mitteilte, hat das Unternehmen weltweit 

über 250 Feststoffeintragsysteme installiert. Die Biogasanlage 

in Utzenaich produziert täglich 3.300 Kubikmeter 

Biomethan ausschließlich aus Reststoffen. 

Die Gasmenge kommt zu 67 Prozent aus Maisstroh, zu 

12 Prozent aus Rinder- und Pferdemist, zu 7 Prozent 

aus Getreidestroh und zu 5 Prozent aus Landschaftspflegematerial. 

„Wir nehmen nur frischen Pferdemist 

an, weil er sonst eine toxische Wirkung hat“, betonte 

Bogner. Von den vier Anlagenbetreibern haben zwei 

eine Schweinehaltung, sodass pro Jahr noch rund 

2.000 Kubikmeter Schweinegülle in der Anlage eingesetzt 

werden. 

Welche Trockensubstanzerträge pro Hektar und welche 

Gaserträge pro Tonne Trockensubstanz aus verschiedenen 

Reststoffen zu erwarten sind, zeigt die Tabelle 

auf Seite 30. In Utzenaich werden 4,1 bis 4,5 Tonnen 

Trockensubstanz aus Maisstroh je Hektar geerntet. Der 

Gasertrag aus Maisstroh erreicht 290 Normliter Methan 

pro Kilogramm organische Trockensubstanz. 

Die Erntekosten, wenn 3,5 Hektar pro Stunde beerntet 

werden und der Ernteradius 2 Kilometer beträgt, 

sind laut Bogner folgende: Der 

BioChipper, der die Maisstoppeln 

abschlegelt und und mit dem 

Maisstroh in einem Arbeitsgang 

schwadet, kostet 120 Euro pro 

Stunde, zwei Ladewagen zum 

Aufnehmen und Abtransportieren 

des Maisstrohs kosten 240 

Euro je Stunde. Die Arbeiten auf 

dem Silo werden mit 60 Euro pro 

Stunde kalkuliert. Pro Hektar betragen 

die Erntekosten somit 120 

Euro. Pro Tonne Trockensubstanz 

betragen die Erntekosten 29,30 

Euro. 0,10 Euro sind die Kosten 

pro Kubikmeter Methan. Je 

Megawattstunde bei 40 Prozent 

elek trischem Wirkungsgrad hat 

Bogner 25,2 Euro ausgerechnet. 

„Je trockner die Einsatzstoffe 

sind, umso mehr empfehlen wir, 

das Material über einen Flüssigeintrag einzudosieren. 

Wichtig ist, dass das Maisstroh zerfasert wird. Wir benötigen 

eine möglichst große Oberfläche. Der Trockeneintrag 

hat auf unserer Anlage einen Energiebedarf 

von 13,25 Kilowattstunden pro Tonne Frischmasse, 

der Flüssigeintrag von 13,65 Kilowattstunden pro Tonne 

Frischmasse. Besonderes Augenmerk benötigt die 

Fermenterbiologie. Es ist speziell auf das Kohlenstoff- 

Stickstoffverhältnis zu achten. Je trockner das Stroh 

ist, umso ligninhaltiger ist es und umso kohlenstofflastiger 

wird der Fermenterhinhalt“, ließ Bogner einblicken. 

Mit Gülle und Mist lasse sich gegensteuern. 

Maisstroh und Zuckerrüben sind 

gute Silagepartner 

Diana Andrade von der Bayerischen Landesanstalt für 

Landwirtschaft referierte ebenfalls zum Thema Maisstrohnutzung 

und präsentierte Forschungsergebnisse. 

Die Ernteverluste des Körnermaisstrohs (KMS) beim 

Schwaden bezifferte sie mit 40 Prozent, die Verluste 

bei der Strohbergung gab sie mit 8 Prozent an. Die Ernteverluste 

bei KMS seien somit relativ hoch. 

„Je nach Witterung bei der Ernte schwanken die Trockensubstanzgehalte 

zwischen 40 und 60 Prozent. 

Versuche haben gezeigt, das KMS gut silierbar ist. 

KMS ist ein großvolumiges Material. Die Lagerungsdichte 

beträgt rund 120 Kilogramm Trockenmasse pro 

Kubikmeter. Bei sehr guter Verdichtung und genügend 

Vorschub bei der Entnahme konnte nicht festgestellt 

werden, dass der Silagestapel nacherwärmt“, berichtete 

Andrade. 

Durch hohe Radlasten der Walzfahrzeuge auf dem Silo 

oder durch den Einsatz von Pistenraupen könne mehr 

Masse auf kleinem Raum untergebracht werden. Im 

Rahmen der Forschungsarbeiten wurde KMS a) zu 100 

Prozent monosiliert, b) im Verhältnis 3:1 mit Zu- 

Bei der Maisstrohernte sollte, wenn nicht separat geschwadet wird, der Häcksler hinter dem 

Mähdrescher fahren und das Stroh aufnehmen. So wird verhindert, dass der Mähdrescher 

das Maisstroh, insbesondere auf dem Vorgewende des Ackers, plattfährt, was sonst zu 

Ernteverlusten führen würde. 

31

Aktuelles 


Maisstrohsilage nach 

viermonatiger Lagerung. 

Hier wurden auch 

Zuckerrüben einsiliert. 

ckerrüben siliert und c) im Verhältnis 3:1 mit Gras cosiliert. 

Dann wurden die Silagen so getestet, als würden 

sie in einer 75-kW-Biogasanlage (Beispiel 1) und in 

einer NawaRo-Anlage, 500 kW, (Beispiel 2) eingesetzt. 

Beispiel 1: Referenz: 80:20, Wirtschaftsdünger zu 

Silomais in Prozent der täglichen Frischmasse. In der 

Variante Mono-Sil: 80:20, statt Silomais wurde KMS 

Monosilage gefüttert. In der Variante Co-Sil: 80:20, 

statt KMS Monosilage wurde KMS-Co-Silage gefüttert. 

Im Beispiel 2 waren die Varianten: 

Referenz: 15 Prozent GPS, 19 Prozent Grassilage und 

66 Prozent Maissilage. In der Variante KMS-Monosilage 

wurden 15 Prozent GPS, 20 Prozent Grassilage und 

65 Prozent KMS statt Silomais, und in der Variante 

KMS-Co-Silage wurden 15 Prozent GPS, 20 Prozent 

Grassilage und 65 Prozent KMS-Co-Silage eingesetzt. 

Höhere Raumbelastung – geringere 

Gasproduktion 

Ergebnisse zu Beispiel 1: In der Referenz sank der spezifische 

Methanertrag kontinuierlich trotz steigender 

Raumbelastung. In dem Versuch mit KMS monosiliert 

sank der Gasertrag nach etwa 10 Tagen deutlich. Die 

Biologie brauchte weitere 30 Tage, bis sie sich stabilisierte. 

Dann wurde die Raumbelastung von 2,5 auf 

3,0 Kilogramm oTS pro Kubikmeter Fermentervolumen 

erhöht mit der Folge, dass die Gasproduktion einbrach. 

Sie brauchte etwa 20 Tage, um sich von der Futtersteigerung 

zu erholen. Eine Erhöhung der Raumbelastung 

am 80. Versuchstag von 3,0 auf 3,5 Kilogramm oTS 

pro Kubikmeter Fermentervolumen brachte keinen 

Gasmehrertrag. Vielmehr pendelte der spezifische 

Methanertrag vom 80. bis 120. Versuchstag um 240 

Normliter pro Kilogramm oTS. 

Im weiteren Verlauf ihres Vortrages ging sie auf die 

Frage ein, ob die Co-Silierung einen Einfluss auf den 

Biogasertrag in Beispiel 1 hat. Die Referenz zeigte 

über die Versuchsdauer von 200 Tagen insgesamt die 

beste Methanproduktiviät. KMS-Monosilage und KMS- 

Zuckerrübensilage hatten eine schlechtere Methanproduktivität 

als die Referenz. Beide Kurven 

hatten bezüglich der Methanproduktivität 

den gleichen Verlauf bei steigender Raumbelastung. 

Beide Varianten hatten einen 

Einbruch der Methanproduktivität um den 

10. Versuchstag. Ebenfalls zu einem Einbruch 

kam es nach der ersten Steigerung 

der Raumbelastung von 2,5 auf 3,0 Kilogramm 

oTS pro Kubikmeter Fermentervolumen. 

Die nächsten vier Steigerungen der 

Raumbelastung zeigten keine Beeinträchtigung 

der Methanproduktivität. 

Andrade: „Die KMS-Zuckerrübensilage verbessert 

die Methanproduktivität. Die silierten 

KMS-Varianten zeigten eine verbesserte 

Abbaukinetik der Biomasse. Die Co-Silierung 

mit Zuckerrüben hat einen stärkeren 

Effekt auf den Methanertrag gegenüber der KMS-Monosilage 

oder nicht siliertem Körnermaisstroh.“ 

Ergebnisse zu Beispiel 2: Die Referenzvariante erreichte 

in den Raumbelastungsstufen 2,5, 3,0, 3,5 und 4,0 

kg oTS pro Kubikmeter Fermentervolumen gegenüber 

den anderen Varianten die höchsten spezifischen Methanerträge. 

Die Belastungsstufen hatten folgende 

abnehmende Reihenfolge: 2,5, 4,0, 3,5 und 3,0 kg 

oTS. Die Variante mit der KMS-Silage hatte insgesamt 

geringere spezifische Methanerträge als die Referenz. 

Die Methanerträge nahmen über die Belastungsstufen 

in folgender Reihenfolge ab: 2,5, 3,0, 3,5 und 4,0 kg 

oTS. 

KMS-Silage mit Rindergülle: auf dem Niveau von 

KMS-Silage. Sinkende spezifische Methanerträge mit 

steigender Raumbelastung. Die Variante 4 mit KMS- 

Zuckerrübensilage ergab bessere spezifische Methanerträge 

als die Variante 2 KMS-Silage und Variante 

3 KMS-Silage plus Rindergülle. In Variante 4 waren die 

Belastungsstufen 2,5 und 3,0 kg oTS besser als die 

beiden höheren Belastungsstufen. In Variante 5 wurde 

zur KMS-Silage und der Zuckerrübensilage noch Rindergülle 

eingemischt. Es wurden die gleichen spezifischen 

Methanerträge erreicht wie in Variante 4. 

Abschließend hob Andrade hervor, dass Körnermaisstroh 

im Durchschnitt etwa 88 Prozent des Methanpotenzials 

von Silomais besitzt. Körnermaisstroh mit 

Zuckerrübensilage erreicht durchschnittlich knapp 

über 90 Prozent des Methanpotenzials von Silomais. 

Die Zuckerrübe wirke positiv auf die Methanbildung. 

Die Körnermaisstrohsilage allein habe etwa 20 Prozent 

weniger Methanbildungspotenzial als Silomais. 

Autor 




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33

Aktuelles 


Strohtagung 4. Teil 

Wildpflanzen sorgen für 

niedrige N min 

-Werte 

Wildpflanzen als Kosubstrat getestet 

Auch im vierten Teil der Strohtagung referierte Diana 

Andrade von der Bayerischen Landesanstalt für Land- 

Wildpflanzenmischungen 

liefern im Mittel 

rund 15 Tonnen 

Trockenmasse 

pro Hektar. 


Dr. Andreas Kinser von der Deutschen Wildtierstiftung 

hielt einen Vortrag über die 

Nutzung von Wildpflanzenmischungen als 

Gärsubstrat. Er zeigte sich enttäuscht darüber, 

dass Wildpflanzenmischungen nicht 

als sogenannte Greening-Maßnahme anerkannt werden 

so wie beispielsweise die Durchwachsene Silphie. „Die 

Deutsche Wildtierstiftung propagiert ganz klar mehrjährige 

Anbausysteme. Dabei geht es uns vor allem um 

ertragreiche Blühmischungen für die Biogasproduktion“, 

sagte Dr. Kinser. 

Die echten Ertragsbildner in den Mischungen seien 

Rainfarn, Natternkopf, Wilde Möhre und Beifuß. In fünf 

bis sechs Jahre alten Pflanzenbeständen seien diese 

Arten genau diejenigen, die hohe Biomasseerträge lieferten. 

Die Felder für die Wildpflanzenansaat müssten 

ackerbaulich sehr sorgfältig vorbereitet werden – so als 

würde eine andere Hauptfrucht angebaut. Dr. Kinser 

empfahl die Direktsaat in ein Stoppelfeld wie nach der 

Wintergetreideernte oder nach der Ernte von Getreide- 

Ganzpflanzensilage. 

Langes Blühangebot 

Die Wildpflanzensaat müsse möglichst nahe an der Bodenoberfläche 

abgelegt werden. Im Winter böten die 

Wildpflanzenfelder hervorragende Deckungshabitate 

für Vögel und Niederwild. Geerntet werden die Wildpflanzen 

einmal im Jahr kurz vor der Hauptblüte, also 

etwa Mitte Juli. Ab dem zweiten Standjahr wird nur 

noch gedüngt und geerntet. „Mit Beginn des Frühjahrs 

fangen die ersten Arten an zu blühen. Dadurch haben 

die Insekten ein langes Blühangebot. Besonders positiv 

zu sehen ist auch, dass die N min 

-Werte im Boden 

unter den Pflanzenbeständen sehr niedrig sind“, hob 

Dr. Kinser hervor. 

Die durchschnittlichen Erträge ab dem zweiten Standjahr 

liegen zwischen 35 und 38 Tonnen Frischmasse 

pro Hektar. In der Spitze können auch mal 45 Tonnen 

Frischmasse je Hektar erzielt werden. Im Mittel werden 

rund 15 Tonnen Trockenmasse pro Hektar geerntet. Dr. 

Kinser berichtete, dass die Züchter noch ein großes 

Ertragssteigerungspotenzial sehen. Saaten Zeller beispielsweise 

habe die Ertragsbildner in den Mischungen 

identifiziert und züchte diese weiter (Anmerkung der 

Redaktion: mehr zum Thema „Bunte Biomasse“ siehe 

auch Biogas Journal 5_2019, Seite 12 f.). Dr. Kinser 

formulierte einige agrarpolitische Forderungen: 

1. Anerkennung der Nutzung von Blühflächen zur 

Biogasproduktion im Rahmen der zukünftigen Öko- 

Regelungen bzw. im Rahmen der Gemeinsamen 

Agrarpolitik (GAP) 2020+. 

2. Zulassung der Nutzung von Blühflächen zur Biogasproduktion 

im Rahmen der Gemeinschaftsaufgabe 

Agrarstruktur und Küstenschutz (GAK). 

3. Formulierung von Agrar-, Umwelt- und Klimamaßnahmen 

(AUKM) in den Ländern zum Anbau von 

Blühflächen zur Biogasproduktion. 

4. Berücksichtigung der Nutzung von Blühflächen bei 

der Novellierung des EEG, zum Beispiel per Sonderregelung 

im zukünftigen Ausschreibungsmodell 

für den Einsatz alternativer Substrate. 

5. Etablierung von Blühflächen zur Biogasproduktion 

als produktionsintegrierte Kompensation. 


34


Aktuelles 

wirtschaft. Sie stellte Versuchsergebnisse aus einem 

Projekt vor, in dem wesentliche gärbiologische als auch 

verfahrenstechnische Parameter einer Kofermentation 

von Wildpflanzenmischungen (Veitshöchheimer Hanfmix) 

untersucht wurden. Die Referenz enthielt auf die 

Frischmasse bezogen 36 Prozent Silomais, 32 Prozent 

Grassilage und 32 Prozent Rindergülle. 

Die Referenz wurde verglichen: a) mit einem kontinuierlich 

gefütterten Substratmix, in dem 5 Prozent 

Wildpflanzen, 36 Prozent Maissilage, 28 Prozent Grassilage 

und 32 Prozent Rindergülle enthalten waren. 

Außerdem wurde die Referenz verglichen mit b) einer 

saisonalen Fütterung zweier verschiedener Substratmischungen: 

1. 15 Prozent Wildpflanzen, 36 Prozent 

Maissilage, 15 Prozent Grassilage und 34 Prozent 

Rindergülle. 2. 30 Prozent Wildpflanzen, 36 Prozent 

Maissilage und 34 Prozent Rindergülle. Die Grassilage 

wurde in dieser Variante gestrichen. 

Ergebnisse: Die kontinuierliche Fütterung des Substratmixes 

mit 5 Prozent Wildpflanzenteil zeigte in der 

Methanproduktivität keine Unterschiede zur Referenz. 

Auch die gesteigerten Raumbelastungen von 2,5 bis 

5,0 Kilogramm oTS pro Kubikmeter Fermentervolumen 

zeigten keine Einbrüche in der Methanproduktivität. 

Jedoch nahm der spezifische Methanertrag sowohl bei 

der Referenz als auch beim Substratmix, der 5 Prozent 

Wildpflanzen enthielt, bei steigender Raumbelastung 

ab. Auffällig war jedoch, dass der spezifische Methanertrag 

der Wildpflanzenmischung bei den Raumbelastungen 

2,5, 3,0, 4,5 und 5,0 Kilogramm oTS pro 

Kubikmeter Fermentervolumen höher war als bei der 

Referenz. Bei 3,5 Kilogramm waren sie gleichauf und 

bei 4,0 Kilogramm oTS pro Kubikmeter Fermentervolumen 

waren die Wildpflanzen etwas schlechter. 

Beim Vergleich der Referenz mit dem Substratmix, der 

15 Prozent Wildpflanzen enthielt, war die Methanproduktivität 

identisch. Gleiches gilt für den Vergleich der 

Referenz mit dem Substratmix, der 30 Prozent Wildpflanzen 

enthielt. Auch beim spezifischen Methanertrag 

gab es keine gravierenden Unterschiede. Es wird 

deutlich, dass bezogen auf einen bestimmten konventionellen 

Substratmix die Integration bestimmter 

Wildpflanzenmischungen eine Interessante Alternative 

sein kann. Es muss wie immer betriebsindividuell 

überlegt werden, welche Wildpflanzenmischung in 

welchem Umfang einen Platz im Gärsubstratmix haben 

kann. 

Autor 




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35

Aktuelles 


Alle Ressourcen für null Emissionen 

350 in- und ausländische Experten aus Wissenschaft, Wirtschaft und Politik diskutierten 

auf der DBFZ-Jahrestagung über den Beitrag der Bioenergie für eine klimaneutrale Wirtschaft. 

Wegen der Corona-Situation fand die Veranstaltung erstmals online statt. 


Biogasanlagen betrachtet 

die Bundesregierung 

in der neuen 

Bioökonomiestrategie 

vor allem unter dem 

Gesichtspunkt der 

Minderung von Treibhausgasen 

auf dem 

Weg zu einer klimaneutralen 

Wirtschaft. 

Ich begrüße Sie aus dem Raumschiff in Leipzig.“ 

Mit dieser Formulierung spielte der Wissenschaftliche 

Geschäftsführer des Deutschen Biomasseforschungszentrums 

(DBFZ) Prof. Dr. Michael Nelles 

darauf an, dass die Jahrestagung der Forschungseinrichtung 

am 16. und 17. September wegen der 

Corona-Situation erstmals virtuell stattfand und von einem 

improvisierten Internet-Knotenpunkt am Sitz des 

DBFZ moderiert wurde. 

Seine Forderung aber, unverzüglich auf allen Ebenen 

der Gesellschaft aktiv zu werden, bezog sich auf eine 

reale Herausforderung, nämlich auf die nach Ansicht 

der meisten Wissenschaftler vor allem menschengemachte 

Klimaerwärmung mit ihren Folgen für das 

Leben auf unserem Planeten. Die Notwendigkeit von 

schnellen und konsequenten Maßnahmen im Sinne 

einer klimaneutralen Bioökonomie ergebe sich hier 

schon aus der zeitlichen Relation. 

Denn die Bezugsgröße der europäischen und nationalen 

Bioökonomiestrategie zur Reduzierung der 

CO 2 

-Emissionen bis 2030 um 55 Prozent sei das Jahr 

1990. Selbst wenn es gelinge, das Einsparungsziel bei 

den Klimagasen bis 2030, also nach 40 Jahren, zu erreichen, 

bliebe für die restlichen, vermutlich schwerer 

zu erreichenden 45 Prozent von heute bis 2050 nur 

noch ein Zeitraum von 20 Jahren. 

„An einer vollständigen Umstellung auf Erneuerbare 

Energien führt daher kein Weg vorbei“, so Nelles in 

seinem Statement. Zentrale Elemente klimaneutraler 

Bioökonomie seien die Koppel- und Kaskadennutzung 

biogener Ressourcen und die Bereitstellung der Bioenergie 

aus nachhaltigen Rohstoffen und Reststoffströmen. 

Der Einsatz müsse zudem im Zusammenspiel mit 

den anderen erneuerbaren Energiequellen erfolgen. 

Unter dem Titel „Bioenergie zwischen Klimapaket und 

Bioökonomiestrategie“ präsentierten hierzu Referenten 

aus Deutschland, Österreich, Polen, Irland, Brasilien, 

China und Kanada im Rahmen von zwei Plenen 

und vier Sessionen zahlreiche innovative Ideen und 

wissenschaftliche Ansätze. 

Deutschland soll führender Bioökonomie- 

Standort werden 

Im Plenum „Politische Sichtweise“ verwies Dr. Hans- 

Jürgen Froese vom Bundesministerium für Ernährung 

und Landwirtschaft auf die neue nationale Bioökonomiestrategie, 

die unter anderem darauf abzielt, 

Deutschland zu einem führenden Standort der Bioökonomie 

zu machen. Eine wichtige Rolle spiele dabei die 

Forschungsförderung, die methoden- und technologieoffen 

angelegt sei. 

Als Widerspruch erscheint hier allerdings die vom 

Referenten geäußerte Ansicht, wonach Biokraftstoffe 

lediglich als Nischen- und Übergangsanwendung angesehen 

werden. Insgesamt stehe in der Bewertung 

36


INNOVATIVE 

Aktuelles 

EINBRINGTECHNIK 

FÜR BIOGAS- UND 

RECYCLINGANLAGEN 

Fotos: Carmen Rudolph 

die Kreislaufwirtschaft 

vor der Kaskadennutzung 

und diese vor dem 

ausschließlichen Einsatz 

von Biomasse zur 

Energiegewinnung. Für 

die Untersetzung der 

Bioökonomiestrategie 

mit konkreten Maßnahmen 

konstituiert sich im 

November dieses Jahres 

ein Bioökonomierat. 

Die Rolle der Biomasse 

beim Klimaschutz aus 

Sicht des Bundesumweltministeriums 

erläuterte 

Berthold Goeke. 

Das Klimaschutzprogramm 

schreibe das 

Erreichen der Treibhausgasneutralität 

bis 

2050 fest. Dafür investiere der Staat in 

den nächsten Jahren 54 Milliarden (Mrd.) 

Euro. Zu den Kernpunkten zähle der Ausbau 

der Erneuerbaren Energie auf einen 

Anteil von 65 Prozent, die Umsetzung der 

Düngeverordnung und die stärkere Förderung 

des Ökolandbaus. 

Die energetische Nutzung von Biomasse 

dürfe nicht zu einer Ausweitung der Anbaufläche 

führen. Nachhaltig verfügbare 

Potenziale im Umfang von rund 900 Petajoule 

(PJ) pro Jahr (a) sieht das Ministerium 

in Abfall- und Reststoffen. Gegenwärtig 

liege man hier bei 760 PJ/a [1 Terawattstunde 

(TWh) = 3,6 PJ]. Der Einsatz von 

Biomasse zur Stromerzeugung spiele eine 

untergeordnete Rolle, da der Stromsektor 

Wind und Sonne zur Dekarbonisierung 

nutzen kann. Im Bereich Landwirtschaft 

strebe das Klimaschutzprogramm einen 

Ausbau der Vergärung tierischer Exkremente 

und von biogenen Reststoffen an. In 

diesem Zusammenhang ist eine Förderung 

der Güllevergärung und des Baus gasdichter 

Gärdüngerlager geplant. 

Prof. Dr. Daniela Thrän, 

UFZ/DBFZ/Universität Leipzig: 

„Aus dem Ziel einer klimaneutralen 

Wirtschaft leitet sich die 

Forderung ab, das Energiesystem 

zügig zu 100 Prozent auf erneuerbare 

Quellen umzustellen.“ 

Neue Förderprogramme 

für erneuerbare Kraftstoffe 

angekündigt 

Dr. Joachim Hugo vom Bundesministerium 

für Verkehr und digitale Infrastruktur 

kündigte in seinem Vortrag zwei Förderprogramme 

zur Entwicklung erneuerbarer 

Kraftstoffe sowie zum Markthochlauf 

entsprechender Produktionsanlagen an. 

Die Richtlinien dazu würden noch in diesem 

Jahr veröffentlicht. 

Erste Projektausschreibungen 

sind für Anfang 

2021 geplant. Die Umsetzung 

des Klimapakets 

werde nach Ansicht 

von Hugo in verschiedenen 

Sektoren, darunter 

der Chemieindustrie, 

zu einem zunehmenden 

Bedarf an nachhaltigen 

Bioressourcen, etwa 

biogenen Abfällen oder 

Altholz, und damit zu 

einer Verknappung solcher 

Einsatzstoffe führen. 

Im Einführungsreferat 

zum Plenum „Wissenschaftliche 

Sichtweise“ 

verwies Prof. Dr. Claudia 

Kemfert vom Deutschen Institut für Wirtschaftsförderung 

(DIW Berlin) auf die Bedeutung 

der Bioökonomie in Deutschland. 

Jeder von den in diesem Wirtschaftsbereich 

tätigen 2 Millionen (Mio.) Menschen 

erbringe eine jährliche Wertschöpfung von 

rund 53.000 Euro. Dies liege deutlich über 

dem EU-Durchschnitt von 35.000 Euro. 

Insgesamt betrage die Wertschöpfung hier 

107 Mrd. Euro, was 17 Prozent der gesamten 

EU-Wertschöpfung in diesem Bereich 

ausmache. 

Im Unterschied zu den ansonsten durch 

Wachstum gekennzeichneten Sektoren 

im Markt der Bioökonomie, einschließlich 

biobasierter Chemikalien, konstatiert die 

Energieökonomin bei den flüssigen Biokraftstoffen 

einen Rückgang in der Wertschöpfung 

um 20 Prozent. Ursache sei die 

Fokussierung Deutschlands bei der Verkehrswende 

auf E-Mobilität. 

Möglichkeiten der Forschungsförderung 

im Rahmen des „Europäischen Grünen 

Deals“ stellten Dr. Inga Bödeker-Halfmann 

und Dr. Rolf Stratmann von den beim Projektträger 

Jülich angesiedelten Nationalen 

Kontaktstellen Energie und Bioökonomie 

vor. Zu den Topics zählten beispielsweise 

Wärme- und Kältenetze (DHC) und KWK- 

Lösungen (CHP), die auf verschiedenen 

regenerativen Energien basieren sowie 

robust, skalierbar und erschwinglich sind. 

Informationen zu den ausgeschriebenen 

Förderthemen gibt es unter www.nks-energie.de. 

Projektanträge sind bis zum 26 Januar 

2021 möglich. 

37 

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Aktuelles 


Die Kombination der 

energetischen und 

stofflichen Nutzung 

biogener Ressourcen, 

hier Hirsefasern in 

unterschiedlichen 

Verarbeitungsstufen, 

ist ein zentrales 

Element der angestrebten 

klimaneutralen 

Bioökonomie. 

China will Bau von Biogasanlagen 

unterstützen 

Einen Einblick in die Strategie Chinas bei der Nutzung 

seiner gewaltigen Bioenergieressourcen gab der live 

per Internet zugeschaltete Prof. Dong Renjie von der 

China Agricultural University. Im Gegensatz zur Energiegewinnung 

aus Wind und Sonne hinke der Einsatz 

von Biomasse für die Erzeugung von Strom und Wärme 

noch hinterher. Gegenwärtig betrage die Kapazität der 

überwiegend kleinen Biogasanlagen im Land insgesamt 

etwa 20 Mrd. Kubikmeter. 

Das chinesische Landwirtschaftsministerium plane 

den Ausbau des Bioenergiebereiches einerseits durch 

die Inbetriebnahme größerer Anlagen zur Vergärung 

beziehungsweise Verbrennung von Biomasse, aber 

ebenso durch die Unterstützung von Landwirten bei der 

Errichtung von Anlagen, in denen tierische Exkremente 

und Bioabfälle in Energie und Dünger umgewandelt 

werden. Ziel sei dabei auch eine Minderung der Nitrat- 

Belastung von Böden und Gewässern sowie Einsparungen 

chemischer Düngemittel. Berechnungen ergaben 

zudem eine mögliche Einsparung von jährlich 80 Mio. 

Tonnen des Treibhausgases CO 2 

. 

Zum Auftakt der Session „Beitrag der Bioenergie für 

Klimaschutz“ definierte Prof. Dr. Daniela Thrän vom 

Helmholtz-Zentrum für Umweltforschung UFZ/DBFZ/ 

Universität Leipzig den Begriff der intelligenten Bioenergie 

und erläuterte deren Ansprüche und Ziele. Zwar 

mildere die Bioenergie die deutschen Emissionen an 

Treibhausgas (THG) durch Substitution fossiler Brennstoffe 

bereits um 10 Prozent. Aus dem Ziel einer klimaneutralen 

Wirtschaft leite sich jedoch die Forderung 

ab, das Energiesystem zu 100 Prozent auf erneuerbare 

Quellen umzustellen. 

Dazu müsse sich die Bioenergie intelligent mit den 

Wind und Sonne nutzenden Anlagen verknüpfen. 

Grundlage dafür bilde ein gemeinsamer Datenpool, 

etwa zu Wetterprognosen, Anlagenverfügbarkeit, Leistungsparameter, 

Netzkapazität oder dem zu erwartenden 

Energiebedarf. Der Übergang von der reinen zur 

38 

hgs_20_016_a_210x99_bj_bundesweit_a_01.indd 1 28.09.20 22:53


Aktuelles 

integrierten Bioenergie beinhalte zudem die stärkere 

Beachtung von Rahmenbedingungen und sich gegenseitig 

beeinflussender Faktoren. 

Negative Folgen können beispielsweise durch eine 

nicht nachhaltige Landnutzung bei der Biomassegewinnung 

entstehen. Positiv in diesem Sinne sei dagegen 

die verstärkte energetische Nutzung von Gülle, 

durch die sich gleich zwei Effekte für den Klimaschutz 

ergeben. Erstens die CO 2 

-Einsparung durch Substitution 

von Erdgas und zweitens der Wegfall von Emissionen 

in der Landwirtschaft. 

Brasilien: 27 Prozent Erneuerbare-Anteil 

an Primärenergieverbrauch 

Über den Stand der Bioenergienutzung in Brasilien 

informierte Prof. Arnaldo Walter, Leiter der Fakultät 

Energiewirtschaft an der University of Campinas Brazil. 

Mit einem Anteil von 27 Prozent Erneuerbare am Primärenergiebedarf 

nimmt das Land eine Sonderstellung 

in Lateinamerika ein. Den Schwerpunkt bildet dabei 

die Ethanolproduktion, vornehmlich auf der Basis von 

Zuckerrohr, neuerdings aber zusätzlich aus Mais, um 

eine ganzjährige Auslastung der Raffinerien zu gewährleisten. 

Neben 35,3 Mrd. Liter Ethanol werden in Brasilien 6 

Mio. Liter Biodiesel aus Soja und Tierfetten produziert. 

Der Anteil der Stromerzeugung aus Biomasse liege 

bei 9 Prozent, hauptsächlich durch Verbrennung von 

Zuckerrohr. Der Input für die 40 Biogasanlagen im 

Land mit einer Gesamtkapazität von 215,8 Megawatt 

bestehe fast ausschließlich aus Bioabfällen. Noch in 

den Anfängen stecke die Herstellung von Biomethan, 

dessen Potenzial auf der Grundlage von Zuckerrohr, 

Wirtschaftsdünger, und Siedlungsabfällen auf 84 Mrd. 

Kubikmeter pro Jahr geschätzt wird. „Trotz der politischen 

und wirtschaftlichen Krise sind die Aussichten 

im Bioenergiebereich mittelfristig gut, da der brasilianische 

Kompromiss im Pariser Klimaabkommen eine 

signifikante Steigerung an Biokraftstoffen, teilweise 

der zweiten Generation, sowie einen Zuwachs bei der 

Bioelektrizität vorsieht“, wirbt Walter für Investitionen 

und Zusammenarbeit. 

Die energetische sowie stoffliche Verwertung von 

Reststoffen unter dem Gesichtspunkt der Emissionsminderung 

thematisierte die Session „Vom Reststoff 

zum Wertstoff“. Das noch ungenutzte und technisch 

verfügbare Potenzial an Rest- und Abfallstoffen bezifferte 

Dr. Peter Kornatz vom DBFZ mit 31 Mio. Tonnen 

Trockenmasse pro Jahr. So fallen bei der Produktion 

von Körnermais in Deutschland jährlich über 3 Mio. 

Kubikmeter Maisspindeln an. Mit dieser Menge ließe 

sich nach entsprechender Verarbeitung rechnerisch die 

Hälfte des hiesigen Dämmmaterialbedarfs decken. Mit 

den Spindeln von weniger als einem Hektar könnte ein 

komplettes Einfamilienhaus gedämmt werden. 

Biogene Reststoffe enthalten interessante 

chemische Verbindungen 

Dr. Steffi Formann vom DBFZ forscht an der kombinierten 

stofflich-energetische Nutzung von biogenen Reststoffen 

zur Gewinnung von Silica, seltenen Erden 

Prof. Dong Renjie von 

der China Agricultural 

University berichtete 

auf der erstmals im 

Internet veranstalteten 

DBFZ-Jahrestagung 

über die Pläne zur 

breiteren Verwertung 

der gewaltigen Bioenergieressourcen 

des 

Landes. 

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39

Aktuelles 


Miscanthusernte auf 

einem Feld in Sachsen: 

Die Bereitstellung der 

Bioenergie aus nachhaltigen 

Rohstoffen 

und Reststoffströmen 

erfordert neben der 

Erschließung neuer 

Potenziale auch 

die Entwicklung 

innovativer Technologien 

zur Koppel- und 

Kaskadennutzung von 

Biomasse. 

und Edelmetallen. So entdeckte sie, dass die nach der 

thermischen Verwertung von Reisspelzen verbleibende 

Asche um die 15 Prozent Siliziumoxyd (SiO 2 

) mit einer 

Reinheit von 90 Prozent enthält. „Etwas geringer, 

aber unter dem Blickwinkel eines regionalen Produkts 

und der Kaskadennutzung durchaus lohnend, könnte 

in Europa die Gewinnung von biogenem Silica aus der 

Asche von Getreidespelzen sein“, äußerte die Wissenschaftlerin. 

Biogenes Silica mit seiner feinen Struktur dient in 

sogenannten Pre-Coat-Filtern als Filtermedium beim 

Entfernen von Feinstaub aus der Luft. Bemerkenswerte 

Anteile der besonders begehrten seltenen Erden Praseodymium 

und Neodymium analysierte Formann in 

Tomaten, Rettich und Rutenhirse, so dass es sich ihrer 

Ansicht nach lohnt, über eine kombinierte energetische 

und stoffliche Nutzung nachzudenken. Ähnlich verhalte 

es sich mit den von Miscanthus, Senf und Weide 

aufgenommenen Mengen an Paladium. 

Den erfolgreichen Abschluss eines in dieser Form bislang 

einmaligen Verbundprojekts mit dem Fraunhofer 

IGB sowie den Firmen Tilia und Gicon im Auftrag der 

Stadt Paris vermeldete Michael Dittrich-Zechendorf 

vom DBFZ. Gegenstand war die Entwicklung eines 

Verfahrens zur gemeinsamen Behandlung von Klärschlamm 

und Mischabfall sowie Pferdemist und Flotatfett. 

Die Anforderung ergibt sich aus dem Umstand, 

dass Bioabfall in Paris nicht getrennt erfasst wird. 

Die geplante großtechnische Anlage auf Basis eines 

Pfropfenstromreaktors ist für einen jährlichen Input 

von 76.000 Tonnen Mischabfall, 100.000 Tonnen 

Klärschlamm, 500 Tonnen Flotatfett und 20.000 Tonnen 

Pferdemist konzipiert. Innovativ ist insbesondere 

die Behandlung des Gärrestes aus dem Fermenter mittels 

hydrothermaler Carbonisierung mit nachfolgender 

Separation in Fest- und Flüssigphase. 

Die Feststoffe werden thermochemisch umgewandelt 

und das dabei entstehende Biogas der Aufbereitungsanlage 

zugeführt, die dem Pfropfenstromreaktor 

nachgeschaltet ist. Aus 

der verbleibenden Asche lässt sich eine 

breite Palette an Stoffen extrahieren, 

die Abfallströme üblicherweise mitführen. 

Ebenso besteht die Möglichkeit der 

Nährstoffrückgewinnung aus der Flüssigphase. 

Neben den bestehenden Wertschöpfungsketten 

zur Energiebereitstellung 

öffnet die Bioökonomie eine Vielzahl 

neuer Felder einer kreislauforientierten 

Biomassenutzung. Darauf machte Dr. 

Franziska Müller-Langer, Bereichsleiterin 

Bioraffinerien am DBFZ, in ihrer 

thematischen Einführung zur Session 

„Wertschöpfungsketten in der Bioökonomie“ 

aufmerksam. Als Beispiel 

nannte sie Koppelprodukte. So liefert 

die in Deutschland für die Biokraftstoffproduktion genutzte 

Anbaufläche von 1 Mio. Hektar nicht nur 2 Mio. 

Tonnen Biokraftstoffe, sondern darüber hinaus 3 Mio. 

Tonnen Futtermittel. 

Wasserstoffnutzung nach Farben 

Cornelia Müller-Pagel von der VNG AG betrachtete das 

Potenzial „Grüner Gase“ aus der Sicht eines Gasnetzbetreibers. 

Unter Grünen Gasen versteht man bei VNG 

neben Biogas sowie daraus aufbereitetem beziehungsweise 

synthetisch aus Wasserstoff und CO 2 

hergestelltem 

Biomethan auch Wasserstoff, der entweder in einer 

Elektrolyse mit erneuerbarem Strom oder mittels 

Dampfreformierung aus Biomethan erzeugt wurde. 

„Dazu kommt bei uns jetzt noch blau und türkis als Farbensymbol 

für dekarbonierten Wasserstoff“, informierte 

Müller-Pagel. Blauer Wasserstoff entstehe bei der 

Dampfreformierung von Erdgas bei gleichzeitiger Nutzung 

oder Abspeicherung von CO 2 

, Türkiser Wasserstoff 

bei der Pyrolyse eines fossilen Ausgangsstoffes verbunden 

mit der Abscheidung von festem Kohlenstoff. 

Als Grund für die Erweiterung der Farbpalette nennt die 

Abteilungsleiterin die hohen Kosten bei der Herstellung 

von Grünem Wasserstoff etwa mittels Elektrolyse 

und deren begrenzte Produktionskapazität. Spätestens 

ab einem Emissions-Minderungsziel von über 85 Prozent 

entstehe eine Angebotslücke, die durch „Blaue 

und Türkise Gase“ geschlossen werden könne. 

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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40


Aktuelles 

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41

Aktuelles 


Grüne Wärme ganz normal 

Kleinstädte wie Schwarzenbek östlich von Hamburg gibt es überall in Deutschland: 

Wenig Altbau, dafür viele Neubauten. Das kleine bürgerliche Glück existiert hier in Form 

von Reihenhäusern ebenso wie aus dem Ei gepellten Einfamilienhäusern, davor Rasenfläche, 

die von emsigen Mährobotern kurzgehalten wird. Mittendrin in dieser vorstädtisch aufgeräumten 

Wohnidylle steht das Heizkraftwerk am Müllerweg, das 2004 errichtet worden 

ist und das ein großes Wohngebiet an über 950 Übergabestationen mit Wärme versorgt. 


Sektorenkoppelung in 

Schwarzenbek im Osten 

Hamburgs: Technisch 

durchaus möglich, 

klimafreundlich 

ohnehin, aber immer 

noch ohne ökonomische 

Perspektive. 

Michael Drube, Leiter des Betriebscenters 

Hohenhorst, ist zuständig für das 

Heizwerk. Er öffnet die Eisentür des 

mit Klinker verbauten und äußerlich 

unscheinbaren Gebäudes. Komplex 

und spannend dagegen, was sich hinter den Mauern 

befindet: ein Motor mit 637 Kilowatt (kW) elektrischer 

Leistung, der mit Biogas von der ungefähr zwei Kilometer 

entfernt liegenden Biogasanlage der Grove GmbH & 

Co.KG versorgt wird. 

Daneben steht ein weiteres Blockheizkraftwerk 

(BHKW), das mit einer Leistung von 360 kW elektrisch 

mit Erdgas betrieben wird; außerdem sind noch drei 

mit Erdgas befeuerte Kessel mit einer Gesamtleistung 

von 10 Megawatt (MW) thermisch installiert. „Zudem 

haben wir Mitte 2018 noch einen weiteren Kessel 

eingebaut, und zwar einen E-Kessel mit 216 kW elektrischer 

Leistung, der direkt mit dem Erdgas-BHKW 

verschaltet ist“, erklärt Drube neben dem Heizstab 

stehend, der ziemlich unspektakulär daherkommt und 

in neudeutsch gemeinhin als Power-to-Heat-Anlage bezeichnet 

wird. „Das ist, wenn sie so wollen, an diesem 

Standort unser Beitrag für die Sektorenkoppelung, die 

eine schrittweise Wärmewende ermöglicht“, fügt Drube 

hinzu. Wieso ausgerechnet 216 kW Leistung? „Damit 

haben wir genau die Größe gewählt, mit der unser Erdgas-BHKW 

auf 60 Prozent Leistung läuft. Die 60 Prozent 

stellen für diesen Motor das untere Regelband dar. 

Wir könnten somit das Erdgas-BHKW in Teillast weiter 

betreiben und den Strom über den E-Kessel in Wärme 

umwandeln, ohne das BHKW herunterzufahren.“ 

20 Gigawattstunden Wärme pro Jahr 

an Kunden 

Die Funktionsweise des E-Kessels ist leicht erklärt: Immer 

wenn das Stromnetz überlastet ist beziehungsweise 

wenn die Strompreise aufgrund hoher Erzeugungsangebote 

niedrig sind, kann der E-Kessel optional in 

Betrieb genommen und Wärme ans Wärmenetz abgegeben 

werden. Bisher geschieht das am Standort Schwarzenbek 

rund 300 Mal, durchschnittlich 18 Minuten 

lang. Insgesamt liefert der Betreiber des Wärmenetzes, 

die Hanse Werk Natur GmbH, jährlich 

rund 20 Gigawattstunden pro 

Jahr an seine Kunden. 

Allerdings ist die Power-to-Heat-Anlage, 

so offenbaren alle Beteiligten, 

unter den bestehenden energiepolitischen 

Rahmenbedingungen trotz 

systemdienlicher Einsetzbarkeit 

nicht wirtschaftlich zu betreiben. 

Und tatsächlich ist der Einbau des 

E-Kessels in das ausgeklügelte 

Nahwärmekonzept der Hanse Werk 

Natur GmbH für das Wohngebiet in 

Schwarzenbek erst durch die Beteiligung 

am Projekt Norddeutsche 

Energiewende (NEW 4.0) im Rahmen 

der SINTEG-Förderung des 

Bundeswirtschaftsministeriums 

realisiert worden. 

Außer in Schwarzenbek betreibt die 

Hanse Werk Natur GmbH auf der 

Fotos: Dierk Jensen 

42


Aktuelles 

Nordseeinsel Föhr im dortigen Hauptort Wyk eine Power-to-Heat-Anlage. 

Gerade auf Föhr ist die Abschaltung 

der Erneuerbaren Energien inzwischen auf zweistellige 

Prozentsätze angestiegen, weshalb es gerade an solchen 

Standorten großen Sinn macht, den „überschüssigen“ 

Strom in Wärme umzuformen. Außerdem sind 

noch zwei E-Kessel im Hamburger Stadtgebiet und ein 

Modul in Kaltenkirchen in Betrieb. Die Gesamtleistung 

aller E-Kessel-Anlagen beträgt dabei 2 MW. 

„Wir haben für den Einbau des Power-to-Heat-Moduls 

insgesamt rund 100.000 Euro inklusive der Bundesförderung 

in die Hand genommen“, erläutert Michael 

Ebert vom Mutterunternehmen Hanse Werk AG mit Sitz 

im schleswig-holsteinischen Quickborn. Ebert ist seit 

vier Jahren im Unternehmen und koordiniert die Aktivitäten 

der Hanse Werk hinsichtlich der Norddeutschen 

Energiewende 4.0. 

Power-to-Heat rechnet sich im 

aktuellen EEG nicht 

Der Umwelttechniker, der vor seiner Zeit bei Hanse 

Werk beruflich unter anderem im Energiehandel engagiert 

war, sagt, dass die Power-to-Heat-Technologie 

mit weiterentwickelter Software in bestehende Versorgungskonzepte 

gut integrierbar ist, darüber besteht 

kein Zweifel, aber es rechnet sich im aktuellen EEG 

einfach nicht. „Einfach schon 

deshalb, weil eine 40-prozentige 

EEG-Umlage auf den Eigenverbrauch 

schon rund 3 

Cent pro Kilowattstunde Wärme 

ausmacht, was ungefähr auf der 

gleichen Höhe des aktuellen 

Preises von Erdgas liegt“, wendet 

Ebert kritisch ein. 

Damit reiht sich der Mitarbeiter 

für Produktentwicklung und 

Kundenlösungen auch in die 

Kritik ein, die Matthias Boxberger, 

Vorstandsvorsitzender der 

Hanse Werk AG äußert: „Die 

Bundesregierung muss den 

Rechtsrahmen ändern, damit 

Flexibilitätsplattformen helfen 

können, unsere Klimaziele zu erreichen.“ Wann auch 

immer Berlin den Hebel konsequent für die Wärmewende 

umlegt, hat sich der Wärmeversorger Hanse Werk 

AG ungeachtet dessen schon jetzt sehr sportliche Ziele 

gesetzt. „Wir wollen bis 2030 klimaneutral sein“, unterstreicht 

Ebert: „Immerhin erfolgt die Stromproduktion 

bei Hanse Werk Natur schon heute zu 60 Prozent 

auf Biogasbasis.“ 

Michael Ebert ist bei 

Hanse Werk zuständig 

für Produktentwicklung 

und Kundenlösungen. 

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43

Aktuelles 


Michael Drube, 

Leiter Betriebscenter 

Hohenhorst der Hanse 

Werk Natur GmbH, 

neben dem E-Kessel 

im Technikgebäude in 

Schwarzenbek. 

Unabhängig von dieser Momentaufnahme verfügt die 

Hanse Werk Natur GmbH in ihrem Verbreitungsgebiet, 

also in Hamburg, Schleswig-Holstein, Mecklenburg- 

Vorpommern und im nördlichen Niedersachsen, über 

rund 140 eigene Blockheizkraftwerke mit einer Leistung 

von 57,5 MW elektrisch und 63,9 MW thermisch; 

hinzu kommen noch BHKW mit einer Leistung von 80 

MW, bei denen die Hanse Werk Natur die Betriebsführung 

innehat. 

Biogas vom Hof Berling 

Darunter befinden sich aktuell auch 21 Biogasanlagen: 

in Summe rund 10 MW elektrisch und 11 MW thermisch. 

Dazu gehört eben auch Schwarzenbek, wo die 

Landwirtschaftsfamilie Berling das Biogas für die dortige 

Heizzentrale seit 2011 sicher liefert. „Ich bin sehr 

zufrieden mit der Zusammenarbeit“, sagt der 30-jährige 

Hofnachfolger Eike Berling. Er beliefert neben dem 

Aggregat in Schwarzenbek noch ein weiteres Satelliten- 

BHKW der Hanse Werk Natur mit Biogas und kommt 

somit auf eine Leistung von rund 1 MW elektrisch. 

Mais und Rindergülle vom eigenen Milchvieh und zwei 

weiteren Nachbarbetrieben landen im Fermenter. „Ich 

hoffe, dass die Kooperation mit der Hanse Werk Natur 

GmbH auch über das EEG-Ende hinaus weiter fortbestehen 

wird. Dann vielleicht mit anderen Inputstoffen 

und noch Wärme geführter“, setzt Berling langfristig 

auf Biogas. „Es wird auch nach dem EEG weitergehen, 

vielleicht etwas anders als jetzt, aber es geht weiter“, 

blickt er, der nicht in die Flexibilisierung einsteigen 

will, erstaunlich zuversichtlich nach vorne. 

Dabei werden im Aktionsradius des Wärmeversorgers 

Hanse Werk Natur GmbH in Zukunft nicht nur Biogas, 

„Wir haben doch 

schon die Konzepte für 

die Wärmewende in 

der Schublade“ 

Michael Drube 

sondern auch vermehrt Wärmepumpen zum Einsatz bei 

der Wärmversorgung kommen. Neben Luft, Erde und 

Wasser wird auch über den Einsatz von Wärmepumpentechnik 

im Abwasser nachgedacht, so Ebert. Überdies 

wird auch grün erzeugter Wasserstoff eine zunehmende 

Bedeutung im Portfolio der Hanse Werk AG einnehmen. 

Noch in diesem Jahr geht ein Jenbacher Motor in einem 

BHKW im Hamburger Stadtteil Othmarschen an den 

Start, der mit Wasserstoff angetrieben werden soll. Dabei 

ist der Motor so konzipiert, dass er mit Wasserstoff 

und Erdgas in jedem Mischverhältnis 

betrieben werden kann. 

„Zudem plant die Hanse Werk 

AG einen Elektrolyseur mit einer 

Leistung von rund 25 MW 

im Hamburger Hafen“, blickt 

Ebert in einen Zeithorizont von 

einigen Jahren voraus. 

Allerdings ist die Seite des 

Versorgers aber letztlich nur 

eine von zweien der gleichen 

Medaille. „Unsere Kunden verlangen 

mittlerweile bei neuen 

Bauprojekten von sich aus eine 

klimaneutrale Wärmeversorgung“, weist Ebert auf veränderte 

Ansprüche hin, die oft schon weiter reichen 

als die Politik definiert. Apropos Politik: „Wir haben 

doch schon die Konzepte für die Wärmewende in der 

Schublade“, stellt Betriebsleiter Drube hinsichtlich einer 

zaudernden Energiepolitik klar. 

Und in der Tat wird zwar viel postuliert, aber doch geheuchelt, 

wenn es beim Umbau der Systeme richtig zur 

Sache gehen soll. Dies wird nirgendwo deutlicher als 

in Hamburg, wo ein Kohlekraftwerk mit einer Leistung 

von rund 2.000 MW, befeuert mit Steinkohle aus Übersee, 

erst vor sechs Jahren ans Netz ging und dessen 

gigantische Abwärmemengen obendrein bisher ungenutzt 

blieben und diese ganze Riesenkiste jetzt – vollkommen 

zurecht – alsbald abgeschaltet werden soll. 

Dies zeigt deutlich: Es braucht mehr Ehrlichkeit, dann 

kommt die grüne Wärme auch ganz unspektakulär und 

„ganz normal“ in der Mitte der Gesellschaft an – wie in 

Schwarzenbek. 

Autor 

Dierk Jensen 

Freier Journalist 

Bundesstr. 76 · 20144 Hamburg 

040/40 18 68 89 

dierk.jensen@gmx.de 

www.dierkjensen.de 

44


Aktuelles 

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Aktuelles 


Wasserstoff kann auch 

in Erdgaskavernen 

gespeichert werden. 

Aber nicht alle unterirdischen 

Speicher 

sind für einen häufigen 

Umschlag ausgelegt. 

Auf dem Weg zum „grünen“ Gas? 

Der Weg zur Klimaneutralität ist beim Erdgas noch weit. Biogas und Biomethan sind 

eigentlich prädestiniert für den „grünen Weg“. Doch die Gasbranche traut dem erneuerbaren 

Energieträger nicht allzu viel zu. Das wurde auf der Handelsblatt-Jahrestagung 

„Gas 2020“ deutlich, die Ende September in Berlin stattfand. 


Wie sind die Klimaziele der EU zu erreichen? 

Welche Rolle können gasförmige 

Energieträger und damit auch 

Biogas in Zukunft spielen? Darum ging 

es auf der Handelsblatt-Jahrestagung 

Gas 2020, die Ende September in Berlin stattfand. Mit 

der Rolle gasförmiger Energieträger in einer ambitionierten 

Klimapolitik beschäftigte sich in seinem Impulsvortrag 

Jochen Flasbarth, Staatssekretär im Bundesumweltministerium. 

„Der Weg zur Klimaneutralität darf Europa nicht 

spalten“, mahnte er, insbesondere mit Blick auf die 

östlichen EU-Länder, die noch in weitaus stärkerem 

Maße von fossiler Energie abhängig sind. Er plädierte 

für eine Stärkung des europäischen Emissionshandels 

und den Aufbau eines zweiten Bereiches, der auch die 

Sektoren Mobilität und Gebäude umfassen solle. „Das 

wird die Transformation im Energiesektor beschleunigen“, 

zeigte sich der Staatssekretär sicher. Mit der 

Novellierung des EEG solle das Ziel erreicht werden, 

schon vor 2050 Klimaneutralität in der Stromerzeugung 

zu erreichen. Flasbarth kündigte einen früheren 

Ausstieg aus fossilem Erdgas an. 

Größere „Baustellen“ der Klimapolitik gibt es noch im 

Gebäudebereich, räumte Flasbarth ein. „Wir müssen 

bei der Energieeffizienz von Gebäuden besser werden.“ 

Zur Deckung des Wärmebedarfs solle künftig stärker 

„grüne“ Energie zum Einsatz kommen. Eine Dekarbonisierungsstrategie 

für gasförmige Energieträger solle 

es nicht geben. Bei Biogas sieht Flasbarth die Frage 

der Verfügbarkeit als begrenzenden Faktor, da es kein 

unbegrenztes Potenzial an Biomasse gebe. 

Das werde auch die Verfügbarkeit von „grünem“ Wasserstoff 

beschränken, erwartet der Staatssekretär: 

„Wir werden auch eine Knappheit an Ausgangsstoffen 

für grünen Wasserstoff und synthetische Kraftstoffe 

haben. Wir müssen sie so effizient wie möglich einsetzen, 

denn wir brauchen sie zum Beispiel auch als 

Back-up für Speicher.“ Auch die bestehende Gas- 

Infrastruktur müsse an die neuen Herausforderungen 

angepasst werden und erfordere die Investitionen in 

Terminals. 

Foto: Adobe Stock_malp 

46


Biogasfördertechnik 

„Wir müssen bei 

der Energieeffizienz 

von Gebäuden 

besser werden“ 

Jochen Flasbarth 

60m³ Feststoffeintrag 

Feststoffeintrag in Edelstahlbauweise, 

die neue Schubboden-Generation: 

• echte wasserdichte Bodenwanne 

• geringer Stromverbrauch 

• einfacher Aufbau / geringe Ladehöhe 

• für alle stapelbaren Biomassen (bis 100% Mist) 

• effi zienter Vorschub bei schwierigen Substraten 

• hohe Austragsleistung auch bei Restmengen 

• Standardgrößen: 40m³, 60m³, 75m³, 100m³ 

Dem stimmte Andreas Feicht, Staatssekretär 

im Bundeswirtschaftsministerium 

zu. Für eine Diversifizierung der Gasversorgung 

werde neben LNG-Terminals auch die 

in letzter Zeit wieder umstrittene Leitung 

Nord Stream 2 benötigt. Beim Gas sollten 

nicht die Fehler der Strom-Energiewende 

wiederholt werden, meinte Feicht: Erst 

die Erzeugung aufzubauen, um dann festzustellen, 

dass man mit dem Aufbau der 

Infrastruktur nicht hinterherkommt. 

Feicht zitierte die Aussage der Fernnetzbetreiber, 

dass 90 Prozent des Ferngasnetzes 

auf Wasserstoff umgestellt werden könnten. 

Zum Import von Wasserstoff sollten 

intensiv Kooperationen angestrebt werden, 

forderte der Staatssekretär. „Wir benötigen 

,blauen‘ Wasserstoff, weil er früh und kostengünstig 

bereitgestellt werden kann.“ 

Damit könne es gelingen, die derzeit noch 

günstigeren Brennstoffe zu verdrängen. 

Wird Erdgas Schlusslicht in 

Sachen CO 2 

-Bilanz 

Für die heimische Erzeugung könnten bis 

2030 Elektrolyseure mit einer Leistung 

von 5 Gigawatt aufgestellt werden. Für den 

Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft dürfe 

die Farbe des Wasserstoffes keine Rolle 

spielen, betonte Ludwig Möhring, Vorstand 

des Bundesverbandes Erdgas, Erdöl 

und Geoenergie e.V. Er warnte zugleich vor 

der Einschätzung, dieser Hochlauf könne 

innerhalb kurzer Zeit geschehen: „Wir 

werden für die nächsten Jahrzehnte noch 

fossile Energieträger benötigen. Die Frage 

wird sein, wie wir sie so CO 2 

-arm wie möglich 

bekommen.“ Inzwischen befürchtet 

die Gaswirtschaft, nach dem Kohleausstieg 

das Schlusslicht in Sachen CO 2 

-Bilanz zu 

sein. Denn dazu tragen Methanleckagen 

bei der Erdgasförderung ebenso bei wie 

Leitungsverluste beim Transport des Erdgases. 

Auch die Angebotsseite sieht für Erdgas 

derzeit nicht allzu gut aus. So gibt es seit 

einiger Zeit durch LNG ein Überangebot 

am Weltmarkt für Gas. Der Preisdruck wird 

noch verstärkt durch die negativen Effekte 

der Covid-19-Pandemie. In Europa befindet 

sich LNG in einem massiven Preiswettbewerb 

mit russischem Pipeline-Gas. Die 

größten LNG-Abnehmer befinden sich derzeit 

im asiatischen Raum. Es handelt sich 

dabei um Japan, Südkorea und Taiwan. 

Da das Gas aber mit Tankschiffen angeliefert 

wird, lassen sich Handelsverkehre 

auch schnell umlenken. Friedbert Pflüger, 

Direktor des European Centre for Climate, 

Energy and Resource Security am Londoner 

Kings College, unterstützt diese These: 

„Allein die Existenz von LNG-Terminals in 

Europa übt Druck auf Russland aus, den 

Gaspreis zu senken.“ LNG aus den USA 

erweise sich in diesem Zusammenhang als 

„game changer“. 

47 

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Den Pico bieten wir in den Größen 

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Er verfügt über eine Austragsschnecke, zwei Auflockerungsschnecken 

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die gering benötigte Gesamtantriebskraft von nur 

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Feststoffe wie Putenkot, Rindermist und langfaserige 

Stoffe sind für die MaCBox kein Problem. 

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Aktuelles 


Wenn ab 2021 das 

Brennstoff-Emissionshandelsgesetz 

gilt, 

dann verteuert sich 

auch Erdgas um 30 

Prozent. Dadurch steigt 

die Wettbewerbsfähigkeit 

von Biomethan. 

Gasleitungen werden in Neubaugebieten 

nicht mehr verlegt 

Es kommt hinzu, dass die Gasspeicher in Europa 

nach zwei warmen Wintern gut gefüllt sind. Auch in 

der Wohnungswirtschaft dürfte der Absatz auf längere 

Frist sinken. In Neubauten kommt die Wärmepumpe 

zum Einsatz; Gasleitungen werden in Neubaugebieten 

schon gar nicht mehr verlegt. Trotz dieser Faktoren, die 

für eine sinkende Nachfrage sprechen, dürfte der Gasimport 

steigen, da die Produktion in Deutschland und 

in den Niederlanden rückläufig ist. 

Von höheren Preisen für den Verbraucher geht dagegen 

Matthias Kerner aus, Geschäftsführer der bmp Greengas 

Deutschland. Dafür werde das Brennstoff-Emissionshandelsgesetz 

sorgen, das 2021 in Kraft tritt. Der 

Aufschlag von 25 Euro je Tonne CO 2 

beim Erdgas werde 

dazu führen, dass der Erdgaspreis um 30 Prozent steigen 

wird. 

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Aktuelles 

„Wo es Sinn macht, 

rüsten wir auf Biomethaneinspeisung 

um“ 

Hans-Joachim Polk 

„Langfristig brauchen wir ein duales Energiesystem“, 

betonte Klaus-Dieter Borchardt, Vizepräsident der EU- 

Kommission. Eine Stromerzeugung aus Erneuerbaren 

Energien reiche allein nicht aus. Gas werde als zweites 

Standbein gebraucht, um Versorgungssicherheit und 

Bezahlbarkeit zu gewährleisten. Der Weg müsse vom 

Erdgas zu erneuerbaren Gasen führen, sagte Borchardt. 

Elektrolyse braucht günstige Strompreise 

Er mahnte: „Wir brauchen eine klare Strategie“. In 

einem strukturellen Prozess, der seiner Einschätzung 

nach etwa 30 Jahre dauern werde, würde fossiles Erdgas 

zunehmend durch erneuerbare Gase ersetzt. Notwendig 

sei aber auch ein weiterer Ausbau Erneuerbarer 

Energien: „Für die Elektrolyse brauchen wir Strom zu 

günstigen Preisen, deshalb müssen wir nachlegen beim 

Ausbau der Erneuerbaren.“ 

Die Frage ist: Wie geht es weiter mit Biogas bzw. Biomethan? 

Für die Integration von Biogas in andere Sektoren 

plädierte Hans-Joachim Polk (VNG). „Es gibt kein 

Signal, in welchem Sektor Biogas künftig eingesetzt 

werden soll“, beklagte er. Derzeit bereiten 210 Anlagen 

Biogas zu Biomethan auf. Die so produzierte Menge 

deckt 1 Prozent des deutschen Erdgasverbrauchs. 

„Eine Biogasanlage ist ein regionales Kraftwerk“, verdeutlichte 

Polk. Sie sichere nicht nur Arbeitsplätze 

in der Landwirtschaft direkt, sondern im ländlichen 

Raum. Auch das örtliche Handwerk profitiere davon. 

„Biomethan sollte auch in bestehenden Gebäuden 

eingesetzt werden, um dort CO 2 

-neutral heizen zu können.“ 

Die VNG setze sehr auf Biomethan und habe zuletzt 

mehrere Anlagen in Brandenburg übernommen. 

Auch bei weiteren Anlagen werde Standortentwicklung 

betrieben, kündigte Polk an: „Wo es Sinn macht, rüsten 

wir auf Biomethaneinspeisung um.“ Klare Anreize 

zum Ausbau der Biogasproduktion vermisst er jedoch 

im neuen EEG: „Was den Ausbau der Leistung betrifft, 

steht Biogas im Schatten von Solar und Wind.“ 

Der Schwenk hin zum Wasserstoff hat auch Folgen für 

die Speicher-Infrastruktur. Das verdeutlichte Michael 

Kohl, kaufmännischer Geschäftsführer der RWE Gas 

Storage West. „Unsere Gasspeicher können auch Wasserstoff 

speichern.“ Der Gasspeicher Gronau-Epe beispielsweise 

könne als Wasserstoffspeicher für Deutschland 

und die Niederlande dienen. 

Allerdings sind nicht alle Speicher für häufige Umschläge 

ausgelegt, führte Kohl aus: Während die Speicher 

im Sommer mit Erdgas befüllt und im Winter 

entleert werden, geht er beim Wasserstoff von vier bis 

fünf Umschlägen im Jahr aus. Wenn Gaskraftwerke zunächst 

Kohle- und Kernkraftwerke ersetzen, erwartet 

er eine steigende Nachfrage nach Flexibilität aus Speichern. 

„Durch die gestiegene Volatilität sind Speicher 

werthaltiger geworden.“ 

Autor 

Thomas Gaul 


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Aktuelles 


2020 goes 

virtual! 

16. – 20. November 2020 

08. – 10. Dezember 2020 

BIOGAS Convention 2020 & BIOGAS Convention International 2020 

Die 30. BIOGAS Convention, die vom 16. bis 20. November 2020 erstmals virtuell stattfinden wird, steht 

ganz im Zeichen der aktuellen Novelle des EEG 2021 sowie der anderen aktuellen Branchenthemen. Der 

internationale Teil der BIOGAS Convention findet drei Wochen später vom 8. bis 10.12.2020 statt. 

Das gesamte Angebot der BIO- 

GAS Convention umfasst acht 

Themenblöcke. Gestartet wird 

am Montag, 16. November 

2020 mit dem Zukunftsthema 

„Biomethan“. Dabei wird der Verkehrssektor 

als Absatzmarkt für Biomethan beleuchtet 

und es werden Zukunftsoptionen 

von der Vor-Ort-Verstromung bis hin zum 

Biomethan aufgezeigt. Dass klimafreundliche 

Stadtbusse und eine regionale Kraftstoffversorgung 

wirtschaftlich und effizient 

sind, belegt der Folgevortrag. Ein Ausblick 

in die Zukunft über die Integration von 

Power-to-Gas-Konzepten in Biogas- und 

Biomethananlagen soll zeigen, welche Geschäftsmodelle 

es gibt und wo die Kundenpräferenzen 

liegen. 

Der Dienstag, 17. November 2020, steht 

ganz im Zeichen der politischen Entwicklungen. 

Für Frühaufsteher wird von 7.45 

Uhr bis 8.45 Uhr ein virtuelles parlamentarisches 

Frühstück übertragen. In einer 

tagesaktuellen Diskussionsrunde sollen gemeinsam 

mit Vertretern aus der Politik die 

Entwicklungen in Sachen Biogas beleuchtet 

werden. Um 10.00 Uhr wird das EEG 

2021 dann einem Praxistest unterzogen. 

Nach einer Einordnung des EEG 2021 in 

den Gesamtkontext der Erneuerbaren Energien 

durch Dr. Simone Peter, Präsidentin 

des Bundesverbandes Erneuerbare Energie 

e.V., wird Prof. Dr. Frank Scholwin vom 

Institut für Biogas, Kreislaufwirtschaft & 

Energie, beleuchten, was 

das EEG 2021 konkret 

für den Anlagenbetreiber 

bedeutet. Welche neuen 

Chancen sich bei der Flexibilisierung 

nach dem 

EEG 2021 ergeben, fragt 

Uwe Welteke-Fabricius 

vom Flexperten-Netzwerk. 

Horst Seide, Präsident des 

Fachverbandes Biogas 

e.V., wird dann mit seinem 

Vortrag „EEG 2021 – Wie 

packen wir‘s an?“ erste 

Strategien aufzeigen und 

in der anschließenden 

Fragerunde mit den Referenten 

und Teilnehmern diskutieren. 

Noch mehr Informationen zum EEG erhalten 

die Teilnehmer am Donnerstag, 19. November 

2020 bei „Recht – Wie es Sie weiterbringt“. 

Hier erhalten Sie Informationen 

zur EEG-Umlage, deren Vorgaben, Chancen 

und Risiken sowie zur „EEG-Novelle 

und aktuellen Entscheidungen“. Ergänzt 

wird dieser Block mit einem Vortrag zur 

Veränderung an Anlagen und was es dabei 

von rechtlicher Seite zu beachten gilt. 

Am 17. November 2020 geht es ab 14.00 

Uhr um „Alternative Konzepte – Chancen 

für Anlagenbetreiber.“ Moderiert von Hinrich 

Neumann von top.agrar werden vier 

Beispiele für andere Wege im Rahmen der 

Biogasproduktion vorgestellt. Zwei Vorträge 

beschäftigen sich mit der Aufbereitung und 

Weiterverwertung von Gärprodukten. Zwei 

weitere zeigen die Chancen der Vernetzung: 

Die Stadt Trier und die Biogaspartner 

Bitburg stellen ihr Modell der Vernetzung 

dezentraler Biogasanlagen, die „Sammlung, 

Aufbereitung und Vermarktung von 

Biomethan in der Region Westeifel“ vor 

und Energy2market ergänzt dies mit „Bundesweit 

regional vernetzt – Strom von meinen 

Nachbarn“. 

Am 18. November 2020 stehen spezielle 

„Herausforderungen für die Biogas-Branche“ 

im Mittelpunkt, so die „Roten Gebiete“, 

die TRAS 120, die 44. BImSchV 

und die TRGS 529. Die Brücke in die 

Praxis schlägt ein Vortrag zum Genehmigungsrecht. 

Am Nachmittag wird es noch 

konkreter. Hier werden Innovationen, 

Praxisbeispiele oder spannende Projekte 

vorgestellt, u.a. zur „Optimierung von Biogasanlagen 

– technische Voraussetzung für 

eine optimierte Stromvermarktung“ oder 

zur „Wartungsintervallverlängerung auf 

4.000 Betriebsstunden durch Predictive 

Maintenance“. 

Foto: Adobe Stock_Blue Planet Studio_bearbeitet von bigbenreklamebureau 

50


Aktuelles 

Neue rechtliche Vorgaben an die Fremdstoffabscheidung 

in der Abfallvergärung 

stehen am 19. November 2020 auf dem 

Plan. Die Qualität von Einsatzstoffen und 

Produkten bei der Abfallvergärung beschäftigt 

die Branche, da sie entscheidend 

für die Betriebsprozesse und den Wert der 

Gärprodukte sind. Den „Stand der kleinen 

Novelle Bioabfallverordnung“ präsentiert 

Hans-Peter Ewens vom Bundesministerium 

für Umwelt, Naturschutz und nukleare 

Sicherheit. Mit einem Bericht zur Vergärung 

und Kompostierung von Bioabfällen 

findet dieser Block seinen Abschluss. 

Am letzten Tag (20. November) stehen 

dann die technischen Anforderungen im 

Mittelpunkt: Schadensfälle an Biogasanlagen 

zeigen einprägsam, warum Anlagenbetreiber 

von einer kontinuierlichen 

Prävention und der Einhaltung der Sicherheitsvorgaben 

profitieren. Die Umsetzung 

der TRAS 120 wird aus Sicht eines §29b- 

BImSchG-Sachverständigen vorgestellt 

und die Herausforderungen für Biogasanlagen 

durch die Umsetzung der AwSV 

und der TRwS 793-1 werden ausführlich 

erörtert. 

Die Mitgliederversammlung findet am 17. 

November ebenfalls virtuell statt, die Anmeldung 

erfolgt für Mitglieder über den 

regulären Ticketshop. 

Vom 8. bis 10. Dezember geht es in die 

zweite Runde mit der BIOGAS Convention 

16.11. - 20.11.2020 BIOGAS Convention (deutschsprachige Vorträge) 

08.12. - 10.12.2020 BIOGAS Convention International (englischsprachige Vorträge) 

Das gesamte Programm mit allen Vorträgen und dem Ticketshop finden Sie auf 

www.biogas-convention.com oder www.biogas-convention.com/en 

International (englischsprachige Vorträge). 

Hier startet der erste Tag mit Einblicken in 

die weltweiten Entwicklungen: allgemein 

im Bioenergiesektor, speziell in der Abfallvergärung 

sowie ganz konkret zur CO 2 

-Kompensation 

als zusätzlicher Einnahmequelle. 

Es folgen Europäische Themen: die RED II, 

die Rolle von Methanemissionen bei CO 2 

- 

Zertifikaten von Schweizer Biogasanlagen 

sowie die Rolle von Biogasanlagen in der 

Wasserstoffwirtschaft. Am Mittwoch zeigen 

die Vorträge der „German Biogas Competence“ 

an Praxisbeispielen, wie deutsche 

Biogastechnologie die Entwicklungen weltweit 

mitträgt. Mit „Biowaste-to-Biogas“ 

greift der Fachverband seine erfolgreiche 

Broschüre rund um die Bioabfallvergärung 

auf und zeigt drei Referenzanlagen aus verschiedenen 

Ländern mit unterschiedlichen 

Technologien. 

Natürlich steht auch im internationalen 

Teil „Biomethan“ im Blickpunkt. Das Potenzial 

für den Lieferverkehr, die Bio-LNG- 

Strategie eines Akteurs auf dem Kraftstoffmarkt 

und die Frage, wie Power-to-Gas die 

Methan ausbeute erhöhen kann, zeigen 

die ganze Bandbreite. Wie man aus Bioabfall 

Kraftstoff macht, zeigt ein Vorzeigeprojekt 

aus Jönköping, Schweden, unter 

Einbindung in die Kreislaufwirtschaft auf 

regionaler Ebene. Im letzten Block des internationalen 

Teils zeigen Standards, wie 

Qualität und Sicherheit bei Biogasanlagen 

erreicht und langfristig erhalten werden 

können. Vorgestellt werden die deutschen 

Standards, die Entwicklungen in Kenia und 

Südafrika sowie Maßnahmen zur Emissionskontrolle 

bei Biogasanlagen. 

Nicht zu kurz kommen wird der Austausch: 

Die BIOGAS Convention und die BIOGAS 

Convention International bieten eigene 

Event-Webseiten, die den Teilnehmern die 

interaktive Mitwirkung durch Fragen an die 

Referenten oder an andere Teilnehmer eröffnet. 

Außerdem bieten die Seiten die Möglichkeit, 

Termine zu vereinbaren oder zum 

1:1-Videochat mit anderen Teilnehmern. 

Unter www.biogas-convention.com finden 

Sie die Programme der BIOGAS Convention/BIOGAS 

Convention International 2020 

und den Ticketshop. 

Sichern Sie sich Ihre Tickets für beide 

Veranstaltungen. Der Fachverband Biogas 

freut sich auf Ihre Teilnahme! 

Programmübersicht* 

Montag, 

16.11.2020 

Dienstag, 


Mittwoch, 


Donnerstag, 


Freitag, 


7.45 – 8.45 

Parlamentarisches 

Frühstück 

„Zukunft Biogas“ 

Tagesaktuelle 

Diskussionsrunde 

10.00 – 12.00 

BLOCK 2 

EEG 2021 

Zukunftsperspektive 

oder 

Scherbenhaufen? 

BLOCK 4 

HERAUSFORDERUNGEN 

Aktuelle Anforderungen 

für die Biogasbranche 

BLOCK 6 

Abfallvergärung 

Neue rechtliche 

Vorgaben an die 

Fremdstoffabscheidung 

BLOCK 8 

Technik 

Aktuelle technische 

Anforderungen 

(TRwS, TRAS, AwSV) 

14.00 – 16.00 

BLOCK 1 

Biomethan 

BLOCK 3 

ALTERNATIVE KONZEPTE 

Chancen für 

Anlagenbetreiber 

BLOCK 5 

Innovationen 

Projekte & Produkte 

BLOCK 7 

Recht 

Wie es Sie 

weiterbringt 

17.00 – 20.00 

Mitgliederversammlung 

* Änderungen vorbehalten 

51

Politik 


Gesetzesentwurf 

EEG 2021: Verhaltene 

Aufbruchstimmung 

Im Gesetzgebungsverfahren zum EEG 2021 zeichnen sich für die Biogasbranche 

zukunftsweisende Signale ab – und dabei steht die heiße Phase sogar noch aus. Wir 

geben einen Überblick über den Stand des Verfahrens und die wesentlichen Inhalte 

des Kabinettsbeschlusses. 

Von Sandra Rostek und Dr. Guido Ehrhardt 

Nach jahrelanger Hängepartie und schier 

endlosem Warten ging es wie immer in der 

Politik plötzlich dann ganz schnell: Seit 

dem Abend des 31. August stecken wir 

mitten in der Novelle zum EEG 2021. Und 

es ging Schlag auf Schlag – nach einem ersten inoffiziellen 

Entwurf des Wirtschaftsministeriums, in dem 

zumindest schon ein paar positive Signale in Sachen 

Flexibilisierung von Biogas standen, über die Verbändeanhörung 

und die Abstimmung der Bundesressorts bis 

zum Kabinettsbeschluss am 23. September. Und dieser 

Entwurf stellt aus Perspektive der Bioenergie schon 

mal eine recht ordentliche Zwischenbilanz dar, auch 

wenn natürlich auch für das weitere Verfahren noch einiges 

zu tun bleibt. 

dafür sorgen, dass die Ausschreibungen für tausende 

Bestandsanlagen eine tragfähige Anschlussregelung 

nach Ende des ersten Vergütungszeitraums werden. 

Auch erste Neuanlagen könnten in Deutschland wieder 

möglich sein. Der Blick auf die Ziele der Bundesregierung 

im Bereich Biogas zeigt aber auch: Das reicht noch 

nicht. Weite Teile des Anlagenbestands können so nicht 

weiterbetrieben werden. Daher setzen wir uns weiterhin 

vehement für eine nochmalige Korrektur auf 19,4 

ct/kWh für den Bestand ein. Neu im EEG soll zudem 

eine eigene Ausschreibung für hochflexible Biomethan- 

Blockheizkraftwerke (BHKW) in südlichen Landkreisen 

sein, die einen besonderen Beitrag zur Sicherung der 

dortigen Stromnetze leisten sollen. Der Gebotshöchstwert 

soll hier bei 19 ct/kWh liegen. 

Gebotshöchstwerte in Ausschreibungen 

angehoben 

Bei einer unserer wichtigsten Forderungen geht es 

schon deutlich in die richtige Richtung: Im aktuellen 

Entwurf sollen die Gebotshöchstwerte für die EEG-Ausschreibungen 

für alle Anlagen um 2 Cent pro Kilowattstunde 

(ct/kWh) angehoben werden auf nun 16,4 ct/ 

kWh für Neuanlagen und 18,4 ct/kWh für Bestandsanlagen. 

Nach unserer Analyse könnte diese Anpassung 

Ausschreibungsvolumina angehoben 

Auch im Bereich der Ausschreibungsvolumina gibt es 

Bewegung in die richtige Richtung. Im regulären Ausschreibungssegment 

für Neu- und Bestandsanlagen 

sollen gemäß Entwurf in den kommenden Jahren 350 

Megawatt (MW) jährlich ausgeschrieben werden. Zusätzlich 

werden jährlich 150 MW für die Biomethan- 

BHKW veranschlagt. In der Gesetzesbegründung wird 

gesagt, dass die Volumina so auszugestalten sind, dass 

Foto: Adobe Stock/snapshotfreddy 

52


Politik 

Grafik: Fachverband Biogas e.V. 

bis 2030 die Stromerzeugung aus Biomasse 

auf einem Niveau von 42 Terawattstunden 

(TWh) stabilisiert wird. 

Dies deckt sich allerdings nach unserer Meinung 

nicht mit den geplanten Volumina, da im 

Wirtschaftsministerium offenbar die zunehmende 

Flexibilisierung des Anlagenparks nicht berücksichtigt 

wurde. Wir setzen uns daher für eine 

Anpassung der Volumina an reale Bedingungen 

ein sowie dafür, dass die Ziele für die Biomasse 

direkt im Gesetz verankert werden und nicht nur 

in der Begründung. 

Stärkung der Flexibilisierung 

Wenn es eine klare Botschaft aus diesem Entwurf an 

die Biogasbranche gibt, dann lautet diese: Flexibilisierung! 

Die besondere Rolle von Biogas im erneuerbaren 

Energiemix wird künftig stärker gefördert, aber 

auch stärker eingefordert werden. Die Deckelung der 

Flexibilitätsprämie für Bestandsanlagen wurde endlich 

gestrichen. Anlagen, die diese Prämie neu in Anspruch 

nehmen und mehr als ein BHKW besitzen, müssen an 

mindestens 1.000 Stunden pro Jahr mindestens 85 

Prozent ihrer Leistung abrufen. 

Der Flexibilitätszuschlag für neue und neu in Betrieb 

genommene Anlagen wurde erhöht von bislang 40 auf 

nun 65 Euro je Kilowatt (kW). Die Pflicht zur Flexibilisierung 

wird dabei verschärft. Zukünftig erhalten 

neue und neu in Betrieb genommene Biogasanlagen 

nur noch eine Vergütung für eine Bemessungsleistung, 

die 45 Prozent ihrer installierten Leistung entspricht. 

Gute Ansätze, aber noch Anpassungsbedarf 

bei der Güllevergärung 

Mit Abschluss der Ressortabstimmung konnten sich 

das Landwirtschaftsministerium und das Wirtschaftsministerium 

noch nicht abschließend auf Änderungen 

im Bereich der Güllevergärung einigen. Da dies aber 

auch eine wichtige Maßnahme im Klimaschutzprogramm 

ist, hoffen wir im weiteren Verfahren noch auf 

Verbesserungen. Die Ansätze sind bereits vorhanden: 

Die Sondervergütungsklasse wird im Kabinettsentwurf 

leicht überarbeitet: Zukünftig ist die Bemessungsleistung 

nicht mehr auf 75 kW begrenzt und Anlagen ab 

einer installierten Leistung von 100 kW können den 

Flexibilitätszuschlag erhalten. 

Da die Begrenzung der installierten Leistung von 150 

kW beibehalten sowie die Pflicht zur Flexibilisierung 

aufrechterhalten wird, können de facto jedoch keine 

Gülleanlagen mit deutlich höherer Bemessungsleistung 

als bisher gebaut werden. Wir halten daher an 

unserem Anliegen nach einer Umstellung auf 150 kW 

Bemessungsleistung fest. Zudem gibt es eine neue Verordnungsermächtigung, 

um Regelungen einzuführen, 

damit bestehende Biogasanlagen, die auf die Güllevergärung 

umrüsten und maximal 150 kW installiert aufweisen, 

eine Anschlussvergütung nach Auslaufen des 

ersten Vergütungszeitraum erhalten. Wir begrüßen das 

Aufgreifen unseres Vorschlags, setzen uns aber für eine 

Umsetzung im laufenden Verfahren ein. 

Neue Herausforderungen 

Neben vielen guten Ansätzen und positiven Signalen 

gibt es leider auch neue Herausforderungen, allen voran 

die sogenannte „Südquote“. Diese besagt, dass 50 

Prozent des Ausschreibungsvolumens von Anlagen aus 

der sogenannten Südregion vorrangig bezuschlagt werden 

sollen, um eine Lenkungswirkung hin zum Süden 

zu erzielen, der einen erhöhten Bedarf an gesicherter 

Leistung hat. 

53

Politik 


Voraussichtlicher weiterer 

Zeitplan EEG 2021 

Wird dieses Volumen 

aber nicht abgerufen, 

kann es auch nicht von 

„Nordanlagen“ unmittelbar 

genutzt werden, 

sondern soll für drei 

Jahre zurückgestellt 

werden. Dieser Plan ist 

aus unserer Sicht widersinnig, 

da gesicherte 

Leistung im Norden wie 

im Süden gebraucht 

wird und allein von der 

Quote auch keine Lenkungswirkung ausgehen würde. 

Wir lehnen diese daher strikt ab. Sollte es politisch 

nicht durchsetzbar sein, die Quote ganz abzuschaffen, 

plädieren wir für eine Angleichung der Regelung an den 

Windbereich, wo die Südquote nur bei 15 Prozent von 

2021 bis 2023 beziehungsweise 20 Prozent ab 2024 

liegen soll und nicht abgerufene Volumina in derselben 

Ausschreibung von den restlichen Landesteilen genutzt 

werden können. 

22. Oktober 2020: Beratung im Wirtschaftsausschuss 

des Bundesrats. 

29. Oktober 2020: 1. Lesung im Bundestag. 

06. November 2020: Beratung im Bundesratsplenum. 

18. November 2020: Öffentliche Anhörung im Wirt 

schaftsausschuss des Bundestags. 

27. November 2020: 2./3. Lesung im Bundestag. 

18. Dezember 2020: Abschlussberatung im Bundesrat. 

01. Januar 2020: Inkrafttreten EEG 2021. 

Weitere Senkung des Maiseinsatzes wird 

wirtschaftliche Folgen haben 

Neben den beschriebenen verschärften Anforderungen 

an die Flexibilisierung dürfte zudem die Absenkung des 

sogenannten „Maisdeckels“ auf 40 Prozent Auswirkungen 

auf die Wirtschaftlichkeit von Anlagenkonzepten 

haben. Und natürlich ergeben sich auch aus den neuen 

Regelungen diverse Fragestellungen im Bereich 

der Übergangsbestimmungen. Hier wie auch in vielen 

anderen Bereichen haben wir noch etliche politische 

Anliegen sowie auch offene Fragen, die sich aktuell 

noch in der rechtlichen Prüfung befinden. Für eine 

detaillierte Darstellung sei an dieser Stelle auf unsere 

Langstellungnahme zum Kabinettsentwurf verwiesen. 

Unterm Strich ist der vorliegende Entwurf unserer 

Auffassung nach eine gute Grundlage, auf der wir nun 

aufsatteln können, um im weiteren parlamentarischen 

Verfahren hoffentlich nun noch weitere Verbesserungen 

zu erwirken. Unser Ziel ist nun, mehr denn je der 

gesamten Branche in dieser Novelle eine wirklich tragfähige 

und praxistaugliche Perspektive zu erarbeiten. 

Gemeinsam erreichen wir mehr – 

Jetzt sind wir alle gefragt! 

Oft hat man in der Politik ja den Eindruck, dass einige 

wenige im Elfenbeinturm über Dinge im Alleingang 

entscheiden. Viele haben das Gefühl, diese Entscheidungen 

nicht beeinflussen zu können. Aus jahrelanger 

Erfahrung in der politischen Arbeit können wir jedoch 

sagen: Das stimmt nicht. Klar, wir können nicht alles 

immer genauso haben, wie wir es gerne hätten, denn 

Politik ist immer auch ein Kompromiss. Aber wir haben 

es durchaus in der Hand, den politischen Handlungsträgern 

zu verdeutlichen, wo uns der Schuh drückt. 

Nichts wirkt dabei so gut und so nachhaltig wie das 

persönliche Gespräch. Diese führen wir natürlich regelmäßig 

in Berlin, insbesondere mit den für unsere 

Themen zuständigen Fachpolitikern. Aber vermutlich 

noch wichtiger als dieser Austausch in der Hauptstadt 

sind die Gespräche, die Sie vor Ort im Wahlkreis führen. 

Indem Sie Ihre eigene Betroffenheit am echten 

Beispiel deutlich machen, können Sie unsere Anliegen 

viel eindrücklicher vermitteln, als wenn wir in einem 

Büro im Bundestag sitzen. 

Also: Am besten gleich vor Ort einen Termin ausmachen, 

physisch oder – gerade in diesen Zeiten – zumindest 

telefonisch. Oder schreiben Sie einen Brief 

oder eine Postkarte! Im Verbund mit den anderen Bioenergieverbänden 

und dem Deutschen Bauernverband 

haben wir in unserem gemeinsamen „Hauptstadtbüro 

Bioenergie“ eine Postkarte für Sie entworfen (siehe 

Seite 53), die diesem Biogas Journal beiliegt und mit 

der Sie den Abgeordneten unsere Anliegen per kurzem 

Gruß mitteilen können. Wir bedanken uns im Voraus 

herzlich für Ihre Beteiligung an dieser Aktion! 

Autoren 

Sandra Rostek 

Leiterin des Berliner Büros 

im Fachverband Biogas e.V. 

Dr. Guido Ehrhardt 

Leiter des Referats Politik 

im Fachverband Biogas e.V. 

030/2 75 81 79-0 

berlin@biogas.org 

www.biogas.org 

54


Politik 

Schreiber 

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praxis / Titel 


Silphiefasern für 

Verpackungsmaterial: 

eine Riesenchance!? 

Im Energiepark Hahnennest wird die Aufbereitung von Fasern der Durchwachsenen Silphie 

für die Papierherstellung erprobt, womit sich eine stofflich/energetische Kombinutzung 

ergibt. Mit an Bord ist ein führendes Lebensmittel-Handelsunternehmen. Für die Biogasbranche 

könnte ein Post-EEG-Modell entstehen! 


Technik 

und 

Innovation 

Anfang September herrscht in Hahnennest 

Hochbetrieb: Die 300 Hektar Durchwachsene 

Silphie rund um das 20 Kilometer 

nördlich des Bodenseeufers gelegene Dorf 

werden geerntet. Mehrere Feldhäcksler und 

Schlepper-Anhänger-Gespanne sind im Einsatz. In dem 

Energiepark geht es zu wie auf einem Taubenschlag. Die 

Fahrzeugwaage ist das begehrte Nadelöhr und 

nebenan hat auch schon das Einsilieren 

des Silphie-Erntegutes begonnen. „Die 

Silphie muss drei bis vier Wochen vor 

dem Mais geerntet werden“, sagt 

Alexandra Kipp, „denn eine zu späte 

Ernte kann zu einer schlechten 

Methanausbeute führen.“ 

Die Agraringenieurin kümmert sich 

um Vertrieb und Marketing der Durchwachsenen 

Silphie, die zu einem wichtigen 

Geschäftszweig der Hahnennest- 

Landwirte geworden ist. Der Energiepark in 

dem 40-Einwohner-Dorf mit dem lustigen Namen war 

vorher schon in der Biogasszene weithin bekannt, weil 

hier die Landwirte in einer Großanlage zusammenarbeiten 

bis zur Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz. 

Kipp organisiert deutschlandweit Feldtage, auf denen 

der Silphieanbau demonstriert wird. „Mittlerweile 

bauen in Deutschland über 1.000 Landwirte auf rund 

6.000 Hektar Silphie an“, erzählt sie. Vor allem in den 

vergangenen Jahren sei ein starkes Wachstum zu verzeichnen, 

wozu auch das in Hahnennest entwickelte 

Konzept zur Aussaat der Silphie unter der Deckfrucht 

Mais beigetragen habe (siehe auch Biogas Journal 

2_2018 und folgende). 

Einbringtechnik auf Silphie anpassen 

Kipp erklärt einige Eigenheiten der gelben Korbblütler-Pflanze, 

bevor sie auf den neuen Verwertungspfad 

zu sprechen kommt, der jetzt in Hahnennest getestet 

wird: die Faseraufbereitung. Im Mai sei hierzu eine 

Pilotanlage in Betrieb genommen worden. Der Testbetrieb 

verfolge das Ziel, die Fasern so aufzubereiten, 

dass sie als Rohstoff für die Papierherstellung taugen. 

Auf dem Weg zur Anlagenbesichtigung kommt Simon 

Rauch, einer von zwei Geschäftsführern des Energieparks 

Hahnennest dazu. „Die Silphie schüttet dichter 

als Mais. Deshalb haben wir eine darauf abgestimmte 

Einbringtechnik“, erklärt er beim Vorbeischreiten an einem 

neuen Silphie-Silagehaufen, der gerade von einem 

Traktor verdichtet wird. 

Der 100-Kubikmeter-Edelstahlbehälter 

steht am 

Anfang des Verfahrens. 

Die Anlage hat eine Verarbeitungskapazität 

von 2,5 

Tonnen pro Stunde pro Aufbereitungslinie. 

Sie verfügt 

über zwei parallele, identische 

Aufbereitungslinien 

und dadurch über eine Kapazität 

von 40.000 Jahrestonnen 

Frischmasse: „Das 

Herzstück ist jeweils der 

Container mit dem Reaktor 

für die Steam Explosion“, 

erläutert Rauch. 

Das auch Thermodruckhydrolyse 

genannte Verfahren 

sei kurz nach 1900 in der 

Papierindustrie erfunden 

worden. Das Funktionsprinzip 

des Reaktors, eines liegenden 

Zylinders, ähnle dem 

eines Schnellkochtopfs: 

„Das Substrat wird auf 150 

bis 180 Grad Celsius (°C) 

erhitzt. Durch das Kochen 

Fotocollage: OutNature GmbH, Fachverband Biogas e.v. 

56



entsteht Dampf. Dabei wird Lignin flüssig, Zellulose und 

Hemizellulose werden freigesetzt. Nach zwölf Minuten 

sind 8 bar Druck erreicht: Dann geht ein Schieber auf 

und es kommt zu einer plötzlichen Entspannung. Die 

Zellen verlieren ihren Zusammenhalt und Fasern werden 

freigelegt“, schildert der Firmenchef. 

Die Anlage arbeite im Batch-Verfahren. „Pro Batch werden 

500 Kilogramm Material ausgeschleust. Die Wärme 

des entspannten Dampfs wird genutzt, um das Material 

für den nächsten Batch vorzuwärmen. Das bringt 

eine hohe thermische Effizienz“, erklärt Rauch weiter. 

Parallel zu den zwei Steam-Explosion-Linien sei der 

Container mit der Anlage für den Thermoöl-Kreislauf 

angeordnet. Das Thermoöl werde auf 220 °C erhitzt. 

Fasern werden gewaschen und entstippt 

Für den derzeitigen Testbetrieb komme die Wärme 

noch aus einem Erdgasbrenner. Das sei günstiger für 

die Datenerfassung und Auswertungen. Für den Dauerbetrieb 

sei aber geplant, Wärme aus den Biogas- 

Blockheizkraftwerken (BHKW) zu verwenden. Nach 

dem Herunterkühlen des Substrates auf 60 bis 70 °C 

werde dieses durch eine Fest/Flüssigtrennung in Fasern 

und Gärsubstrat für die Biogasanlage separiert. 

Die Fasern werden einem weiteren Behandlungsschritt 

unterzogen: In einem Wäscher werden sie gereinigt und 

im Entstipper aufgesplissen; das heißt, Faserbündel 

werden vereinzelt. 

Die Fasern kommen dann mit 40 Prozent Trockensubstanz-Gehalt 

aus der Anlage. Seit Mai sind etwa 

500 Tonnen Silphiefasern produziert worden. 

Rauch zufolge werde die Anlage bislang 

in gewissen Testzyklen gefahren – je 

nachdem, welche Mengen eine kooperierende 

Papierfabrik für ihre 

Entwicklungsarbeit abnehme. 

Deshalb könnten auch noch 

keine Aussagen zur Wirtschaftlichkeit 

respektive zu 

Kosten der Faseraufbereitung 

getroffen werden, weil 

die Anlage immer wieder extra 

hochgefahren werden müsse, 

was natürlich ineffizient sei. 

Ziel sei jedoch ein 24/7-Betrieb 

der Anlage. 

„Die im Projekt involvierte Papierfabrik ist 

mit der Qualität der bereits produzierten 

Fasern mehr als zufrieden“ 

Alexandra Kipp 

57



Deutsche Papierproduktion 

Die deutsche Papierindustrie war 2019 mit einem Produktionsvolumen von rund 22 Mio.t 

Papier, Karton und Pappe die Nummer eins in Europa und steht weltweit hinter China, den 

USA und Japan an vierter Stelle. Die Produktion gliedert sich in vier Hauptsortengruppen: 

ff55 % Verpackungspapiere und -karton. 

ff32 % grafische Papiere (Druck- und Schreibpapiere). 

ff7 % Hygienepapiere. 

ff6 % technische Papiere und Spezialpapiere. 

Alexandra Kipp mit einer 

Muster-Faltschachtel. 

Quelle: Verband Deutscher Papierfabriken (VDP) 

Papiermuster mit 

verschiedenen Dichten 

und Silphiefaser- 

Anteilen. 

Vorne der weiße Container mit dem 

Thermoöl-Kreislauf. Dahinter die zwei 

Aufbereitungslinien mit dem Steam- 

Explosion-Verfahren. Links quer 

angeordnet: die Nachbehandlung mit 

Wäscher und Entstipper. 

58



Fotos: Christian Dany 

Der Testbetrieb wird von der Universität Hohenheim wissenschaftlich 

begleitet. Doktorand Benedikt Hülsenmann betreut 

das Forschungsprojekt „Verfahrenstechnische Untersuchungen 

zur Fasergewinnung aus Durchwachsener Silphie zur Papierherstellung 

bei gleichzeitiger energetischer Verwertung der 

aufgeschlossenen Pülpe“. Er ist nach Hahnennest gekommen, 

um Proben vom Silphie-Erntegut zu nehmen. Hülsenmann fragt 

nach dem Erntezeitpunkt des bereitliegenden Materials, denn 

er möchte mehrere Proben von verschiedenen Ernten, damit 

erforscht werden kann, wie sich die Faserqualität je nach Erntezeitpunkt 

ändert. „Die im Projekt involvierte Papierfabrik ist mit 

der Qualität der bereits produzierten Fasern mehr als zufrieden. 

Hier sind wir in einem fortgeschrittenen Stadium der Testproduktion“, 

ergänzt Alexandra Kipp. 

Neben der Uni Hohenheim haben die Hahnennester aber noch 

einen Partner – und zwar einen sehr gewichtigen: „Der Energiepark 

Hahnennest und die Schwarz-Gruppe haben gemeinsam 

rund 3 Millionen (Mio.) Euro in die Faseraufbereitungsanlage 

investiert. Mit der Schwarz-Gruppe als Partner haben wir den 

perfekten Zugang in den Lebensmittel-Einzelhandel. Ohne einen 

großen Konzern kriegt man da sonst keinen Fuß in die Tür“, 

stellt Rauch klar. 

Mit rund 12.000 Filialen und Fachmärkten in 30 Ländern, über 

400.000 Beschäftigten und mehr als 100 Milliarden Euro Jahresumsatz 

ist die Schwarz-Gruppe ein international führendes 

Handelsunternehmen. Bekannt sind vor allem die Lidl- und 

Kaufland-Märkte. Die Unternehmensgruppe will Plastik als 

Verpackungsmaterial vermeiden respektive ersetzen; und das 

sowohl in der Produktion von Eigenmarken als auch im Verkauf. 

2018 wurde hierfür die Strategie „Reset Plastic“ ins Leben gerufen. 

Ziel ist, bis in fünf Jahren 20 Prozent weniger Plastik zu 

verwenden, wobei auch alternative Materialien erforscht werden 

sollen; vor allem geeignetes Papier. 

Alte Papierfabrik wiederbelebt 

Die Schwarz-Gruppe hat deshalb nicht nur in die Faseraufbereitung 

in Hahnennest investiert: Sie schloss auch einen Vertrag 

zur strategischen Partnerschaft mit der Silphie Paper GmbH. 

Silphie Paper ist als Nachfolgefirma der 165 Jahre alten, insolventen 

Papierfabrik Scheufelen in Lenningen bei Kirchheim/ 

Teck gegründet worden. Der verbliebene Maschinenpark der Papierfabrik 

ist mit einem Jahresdurchsatz bis zu 18.000 Tonnen 

(t) zu klein, um dauerhaft in der Massenproduktion konkurrenzfähig 

zu sein. Deshalb sollen hier Papierarten entwickelt werden, 

die Plastik in der Lebensmittelwirtschaft ersetzen können. 

Während eine Vorgänger-Gesellschaft Erfahrungen in der Entwicklung 

von Graspapier erworben hat, möchte Silphie Paper 

ein homogeneres und festeres Papier herstellen. 

Alternative Faserstoffe stehen in der Papierindustrie hoch im 

Kurs, denn Baumholz-Fasern haben ein Nachhaltigkeitsproblem: 

die Verwendung von Tropenholz. In Deutschland werden 

nur etwa 20 Prozent des Papierbedarfs aus heimischem 

Holz hergestellt. 80 Prozent werden importiert – entweder als 

Zellstoff oder als bereits fertiges Papier. Das regenwaldreiche 

Brasilien ist zum größten Ursprungsland für Zellstoff-Importe 

geworden. Alternative Fasern können aber nicht nur Ersatz 

sein, sondern haben auch Vorteile: Papier aus Silphie- 

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59



Von der Silphie-Pflanze zur nachhaltigen Verpackungslösung 

Silphie-Ernte in der 

Nähe von Hahnennest. 

Quelle: www.out-nature.de 

fasern verspricht bei der Fasererzeugung einen viel geringeren 

Bedarf an Wasser und Energie im Vergleich zu 

Holzzellstoff sowie den vollständigen Verzicht auf Chemikalien. 

Die Silphiefasern werden in der Papierfabrik 

Holzzellstoff-Fasern beigemischt. „Ein Silphieanteil von 

50 Prozent funktioniert bisher ganz gut“, sagt Michail 

Ginsburg, der in der Schwarz-Gruppe für die Entwicklung 

von Silphie-Verpackungsmaterial zuständig ist. Ein wichtiges 

Kriterium sei die Reißfestigkeit des Papiers. Falls 

sich der 50-Prozent-Anteil langfristig bewähre, hält er bis 

zu 70 Prozent Silphiefasern für möglich. Bei Grasfasern 

hätten dagegen die Erfahrungen gezeigt, dass sie wegen 

ihres hohen Fremdstoffgehaltes, vor allem an Lignin und 

Protein, auf maximal 30 Prozent beschränkt seien. 

Benedikt Hülsenmann von der Uni Hohenheim entnimmt Proben des Silphie-Ernteguts. 

Mit ihm ist Marzieh Eslami, am Thema interessierte Studentin der Umweltwissenschaften 

an der Universität Cottbus, gekommen. 

Packaging mit Silphiefasern 

Otto Normalverbraucher denkt bei Papier zuerst an 

Schreib- oder Zeitungspapier, doch der Löwenanteil 

der deutschen Papierproduktion entfällt längst auf Verpackungspapiere 

und -kartonagen (siehe Kasten). Der 

Bedarf an Schreib- und Druckpapieren ist wegen der 

Digitalisierung stark rückläufig. Am Packaging Campus 

Lenningen erforschen und entwickeln Experten für 

Verpackungstechnik und -design marktgerechte Verpackungssysteme, 

insbesondere auf Basis nachwachsender 

Rohstoffe. Der Campus ist Teil des Steinbeis-Transferzentrums, 

eines renommierten Unternehmens für den Wissens- 

und Technologietransfer in die Wirtschaft, das hier 

mit der Hochschule der Medien Stuttgart kooperiert. Er 

befindet sich in direkter Nachbarschaft zu Silphie Paper. 

So wie die Schwarz-Gruppe Recycling- und Aufbereitungstechnologien 

auch für andere Unternehmen anbietet, 

tritt sie auch beim Silphie-Verpackungsmaterial als 

60



Im Vordergrund 

das Einsilieren von 

Silphie-Erntegut, im 

Hintergrund die Faseraufbereitungsanlage. 

Der Entstipper spleißt die Fasern auf. Das heißt, 

er vereinzelt Faserbündel durch ein Rührwerk. 

Liegender Schnellkochtopf: Für die Steam-Explosion werden 

pro Batchdurchgang 500 Kilogramm Material behandelt. 

Container mit dem Reaktor der Steam-Explosion. Oberhalb 

sind der Vorlage- sowie der Entspannungsbehälter zu 

sehen sowie hinten der Schnecken austrag. 

Hersteller für andere Lebensmittelerzeuger 

auf. Die Schwarz-Tochter OutNature 

GmbH bietet bereits Silphie-Produkte an: 

Silphiefasern selbst als loses Rohmaterial, 

Papier und auch fertig konfektioniertes 

Verpackungsmaterial aus Silphiepapier, 

wie Schalen oder Faltschachteln. Für das 

Vorhaben, aus Silphiefasern nachhaltige 

Verpackungen herzustellen, wurde Out- 

Nature mit dem diesjährigen Deutschen 

Verpackungspreis in der Kategorie „Neues 

Material“ ausgezeichnet. 

Simon Rauch glaubt an die große Chance 

der Silphie als Faserrohstoff – schon 

allein wegen des riesigen Potenzials, das 

der Markt für die Papierproduktion biete: 

Weltweit würden 180 Mio. t Faserstoffe 

zu Papier verarbeitet. Deutschland sei ein 

Netto-Importeur, der jedes Jahr rund 4 Mio. 

t Fasern einführe. „Die Entwicklung der Faseraufbereitung 

ist für uns ein Post-EEG- 

Geschäftsmodell“, sagt der Energiepark- 

Geschäftsführer. Technologie und Logistik 

sollten entwickelt werden, um vielen Biogasanlagen 

eine neue Chance zu eröffnen. 

Wichtig ist ihm dabei, mit den Silphiefasern 

bei Preis und Qualität mit Holzzellstoff 

mithalten zu können. Auch wenn noch 

keine belastbaren Zahlen zu Effizienz und 

Wirtschaftlichkeit vorliegen, ist sich Rauch 

sicher: „Die Zeichen stehen auf Grün.“ 

Weitere Infos: 

www.energiepark-hahnennest.de 

www.reset-plastic.com 

www.out-nature.de 

Autor 

Christian Dany 


Gablonzer Str. 21 · 86807 Buchloe 

0 82 41/911 403 · 01 60/97 900 831 

christian.dany@web.de 

61



Technik 

und 

Innovation 

Gasaufbereitung in 

Gasströmungsrichtung 

von rechts nach links 

mit: BioSulfidEx – 

Biotrickling Filter zur 

biologischen Entschwefelung 

von Biogas. 

GasCon Gaskühlung 

mit Gaswärmetauscher 

und Kaltwassersatz. 

CarbonEx – Biogasaktivkohlefilter. 

BioBF – ein biologischer 

Entschwefelungsfilter für Biogas 

Biogas enthält je nach Substrat und Jahreszeit unterschiedlich hohe Anteile an Schwefelwasserstoff 

(H 2 

S). Während der H 2 

S-Gehalt im Biogas aus nachwachsenden Rohstoffen 

(NawaRo) bei 100 bis 1.500 ppm liegt, treten bei der Verarbeitung biogener Reststoffe 

höhere und stärker schwankende Schwefelwasserstoffgehalte von bis zu 5.000 ppm auf. 

Von EUR ING Marie-Luise Schaller 

Der H 2 

S-Gehalt muss vor der Verwertung im 

Blockheizkraftwerk (BHKW) oder bei der 

Aufbereitung zu Biomethan nahezu vollständig 

entfernt werden, denn er führt zu 

Beschädigungen an technischen Anlagen 

und zu immissionsschutzrechtlichen Problemen beim 

Einsatz von Oxidationskatalysatoren zur Einhaltung von 

niedrigen Formaldehyd-Grenzwerten. 

Während kleinere landwirtschaftliche NawaRo-Vergärungsanlagen 

mit einer in den Fermenter integrierten 

biologischen Entschwefelung auskommen können, bei 

der mit relativ geringem Aufwand Luft in den Fermenter 

eingeblasen wird, müssen größere, Reststoff verwertende 

Anlagen externe Verfahrensstufen einsetzen, die die 

Betriebsausgaben signifikant erhöhen können. 

Die Betreiber der Anlage im Kompostwerk am Standort 

des Entsorgungszentrums Großefehn (EZG), die 

Materialkreislauf- und Kompostwirtschaft GmbH & 

Co. KG (MKW), haben sich lange mit Möglichkeiten 

beschäftigt, die hohen Kosten für Aktivkohlewechsel 

und Eisenadditive zu optimieren. Neben einer Anlage 

zur Kompostierung und zur biologischen Behandlung 

von Restabfall wird dort seit 2010 auch eine Vergärungsstufe 

für getrennt gesammelte Bioabfälle aus 

dem Landkreis Aurich betrieben. 

In einem Pfropfenstromfermenter mit 1.300 Kubikmeter 

(m³) Füllvolumen werden aus jährlich bis zu 20.000 

Tonnen Bioabfall zwischen 2 und 2,5 Millionen (Mio.) 

Normkubikmeter (Nm³) Biogas produziert. Der mittlere 

Biogasvolumenstrom liegt bei 250 Nm³ pro Stunde. 

Die Schwefelwasserstoffgehalte im Biogas schwanken 

jahreszeitlich bedingt zwischen 200 und 800 ppm. 

Mehrstufige Biogasaufbereitung 

Das Biogas wird in zwei Blockheizkraftwerken (BHKW) 

mit einer elektrischen Gesamtleistung von 590 Kilowatt 

sowie in der thermischen Abluftbehandlungsanlage der 

mechanisch-biologischen Restabfallbehandlungsanlage 

am Standort verwertet. Davor ist eine mehrstufige 

Biogasaufbereitung integriert, die aus biologischer 

Schwefelwasserstoff-Elimination, Gaswaschkühlung 

zur Ammoniakabtrennung sowie Aktivkohleadsorption 

zur vollständigen Abscheidung der restlichen Schadstoffe 

besteht. Unter extremen Verhältnissen betrugen 

die Standzeiten der Aktivkohlefilter weniger als einen 

Monat. 

Dr.-Ing. Andreas Maile, STRABAG UMWELTTECHNIK 

GmbH, dem Komplettanbieter von umwelttechnischen 

Anlagen, war als Projektleiter der Abteilung Forschung 

und Entwicklung mit den Problemen befasst und ging 

Foto: Züblin Umwelttechnik GmbH 

62


Claus Bogenrieder von der ZÜBLIN Umwelttechnik GmbH. 

auf seinen Kollegen, Claus Bogenrieder, 

Züblin Umwelttechnik GmbH, zu, der ein 

innovatives und kostengünstiges Konzept 

für diese Problematik „in der Schublade“ 

hatte: den Filter zur biologischen Schwefelwasserstoffreduktion, 

kurz ZÜBLIN 

BioBF genannt. 

Dr. Maile war schnell von der Eignung der 

Methode überzeugt, und er und Claus Bogenrieder 

starteten eine Kooperation, um 

im Dezember 2015 einen Prototyp des 

BioBF in Großefehn zu errichten. „Daraus 

wurde eine richtig gute Erfolgsgeschichte. 

Heute muss MKW die Aktivkohle statt 12 

bis 16 Mal pro Jahr nur noch alle zwei bis 

drei Monate wechseln“, bringt Dr. Maile 

den Effekt auf den Punkt. Zudem kann 

auf die zuvor erforderliche Zugabe von 

Eisenpräparaten komplett verzichtet und 

dadurch eine Kostenersparnis von bis zu 

20.000 Euro pro Jahr realisiert werden. 

ZÜBLIN bietet eine breite Produktpalette 

von Anlagen zur industriellen Aufbereitung 

an. Verfahren zur Schwefeleliminierung wie 

das Biotrickling-Filter-Verfahren sind leistungsfähig, 

aber relativ aufwändig und nur 

im großmaßstäblichen industriellen Einsatz 

rentabel. „Wir haben daher ein neues 

Konzept mit einfacheren Betriebsabläufen 

entwickelt, die besser in Biogasanlagen zu 

integrieren sind“, erläutert Claus Bogenrieder 

die grundsätzliche Intention. Gemäß 

Produktbeschreibung benötigt der ZÜBLIN 

BioBF nahezu keine Betriebsstoffe, ist somit 

eine kostengünstige Alternative zu den 

gängigen Biowäschersystemen, die als Vorreinigungsstufe 

vor dem herkömmlichen 

Aktivkohlefilter zum Einsatz kommen. 

Aufbau und 

Wirkungsweise 

Der ZÜBLIN BioBF besteht 

aus einem korrosionsbeständigen 

und wärmegedämmt 

ausgeführten HD-PE-Zylinder 

mit einem angeflanschten Deckel 

aus HD-PE, der bei einem 

Durchmesser von 2 Metern 

etwa 3,1 Meter hoch ist. Er ist 

somit für die Aufstellung im 

Freien konzipiert. Im unteren 

Teil des Behälters befindet 

sich unter einem aufgeständerten 

GFK-Gitterrost der 

Gasverteil- und Kondensat- 

Sammelraum. 

Der Zylinder ist mit stückigem 

und speziell konditioniertem 

organischen Filtermaterial befüllt, dessen 

Zusammensetzung auf dem speziellen 

Know-how von ZÜBLIN basiert. Auf dem 

Gitterrost ist eine etwa 20 Zentimeter starke 

Gasverteilschicht aus gröberem Material 

eingebaut. Das Filtermaterialvolumen 

beträgt rund 5 m³. 

Das Rohbiogas wird unvorbehandelt direkt 

aus dem Fermenter in den Sammelraum 

eingeleitet und durchströmt das Filtermaterial 

von unten nach oben. Der im Biogas 

enthaltene Schwefel wird dort abgeschieden 

und durch mikrobiologische Prozesse 

zu elementarem Schwefel oder Sulfat 

umgewandelt. Das im Prozess anfallende 

Kondensat wird am Behälterboden gesammelt, 

über einen Kondensatabscheider 

abgeführt und dann in das Prozesswassersammelsystem 

der Vergärungsanlage 

abgeleitet. 

Der Behälter ist für einen Biogasvolumenstrom 

von 250 Nm³ pro Stunde, einen 

Gasüberdruck von maximal 200 Millibar 

(mbar) und eine Gastemperatur von 50 

Grad Celsius ausgelegt. Verbrauchtes Filtermaterial 

wird der Gärrest-/Bioabfallmischung 

zugemischt und kompostiert, so 

dass keine Abfälle zu entsorgen sind. 

Wirtschaftlichkeit 

Gemäß den auf der Tagung Waste-to-Resources 

2019 veröffentlichten Erfahrungswerten 

wurden den Substraten bis 2016 

vor Eintrag in den Fermenter große Mengen 

Eisenhydroxidpulver (FeOH) zur internen 

Reduzierung der Schwefelwasserstoffgehalte 

im Biogas beigemischt. Im Jahr 2014 

wurden rund 21.000 Kilogramm 

63 


Dreifache Standzeit und 

einfachste Wartung 

xLC® Einheit ergänzt FSIP® Konzept 

Die xLC® Stator-Einstelleinheit erhöht 

die Pumpenstandzeit auf das Dreifache: 

Bei auftretendem Verschleiß im Rotor- 

Stator-System wird durch simples Nachjustieren 

der Vorspannung zwischen den 

Förderelementen die Leistungsfähigkeit 

der Pumpe wieder hergestellt. 

Wird dann der Service-Eingriff fällig, lässt 

sich dieser dank des FSIP® Konzepts schnell 

und einfach in der Hälfte der üblichen Zeit 

durchführen. So servicefreundlich war der 

Betrieb einer Exzenterschneckenpumpe 

noch nie. 

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Roh- und Reinbiogaskonzentration an Schwefelwasserstoff vor und nach 

BioBF und Menge an abgeschiedenem Schwefel seit Filtermaterialwechsel 

H 2 

S-Gehalt [ppm] 

Züblin BioBF zur biologischen 

Schwefelwasserstoff-Reduktion. 

Dr.-Ing. Andreas Maile, 

Direktion Umwelttechnik, 

Entwicklung und 

Innovation, STRABAG 

UMWELTTECHNIK 

GmbH. 

BioBF-kumulierte Schwefelabscheidung 

H 2 

S v. BioBF H 2 

S n. BioBF / v. AK Schwefelabscheidung 

kumulierte Schwefelabscheidung [kg S] 

und 2015 etwa 22.800 Kilogramm FeOH eingesetzt. 

Die Kosten für die Anwendung unterschiedlicher Eisenhydroxidsubstrate 

von 2014 bis 2016 beliefen sich 

auf insgesamt zirka 48.500 Euro. Im Rahmen einer 

ersten wissenschaftlichen Untersuchung zur Wirksamkeit 

des neuen biologischen Reinigungsverfahrens 

wurden die Eisenhydroxidpräparate 2016 sukzessive 

von etwa 90 Kilogramm pro Tag auf 0 Kilogramm pro 

Tag zurückgefahren (WESSEL, 2016). Seit September 

2016 wird dem Vergärungsprozess in der VGA Großefehn 

kein FeOH mehr zugemischt. Die Aufwandmenge 

in 2016 lag bis zu diesem Zeitpunkt noch bei 11.900 

Kilogramm. Seit September 2016 erfolgt die Biogasvorentschwefelung 

bei der VGA Großefehn, vor der abschließenden 

adsorptiven Abscheidung an Aktivkohle, 

ausschließlich über das ZÜBLIN BioBF. 

Das Filtermaterial wird im langjährigen Praxisbetrieb 

des BioBF in Großefehn mit einer Standzeit zwischen 

7 bis 18 Monaten, je nach Rohgasbeladung, betrieben. 

Die Entnahme des Filtermaterials und die Befüllung erfolgt 

durch Bagger mit Zweischalengreifer. Die Entnahme 

des verbrauchten Filtermaterials und der Einbau des 

neuen Materials können von zwei Mitarbeitern innerhalb 

von vier bis sechs Stunden erledigt werden. In diesem 

Zeitraum wird das Biogas ohne biologische Vorreinigung 

über den vorhandenen Aktivkohlefilter gereinigt. 

Fazit und Ausblick: Bei hohen Schwefelfrachten im 

Biogas sind Standard-Aktivkohlefilter nicht wirtschaftlich 

zu betreiben. Hier bietet sich der Einsatz des ZÜB- 

LIN BioBF zur Vorreinigung an. Die Erfahrungen aus 

dem Betrieb des Prototyps in Großefehn zeigen, dass 

auf den Einsatz von Betriebshilfsstoffen zur Schwefelwasserstoffreduktion 

(zum Beispiel Eisenhydroxid) 

vollständig verzichtet werden kann und sich die Standzeit 

der Aktivkohle zur vollständigen Schwefelwasserstoffabscheidung 

signifikant erhöht. Damit steigt die 

Anlagenverfügbarkeit und sinken die Betriebskosten. 

Auf Basis der statistischen Auswertung der Messwerte 

des Prototyps in Großefehn können nun entsprechende 

Systeme für Anwendungsfälle mit hohen Schwefelfrachten 

ausgelegt werden. Die Technologie ist 

bereits in mehreren weiteren Anlagen im Einsatz. Die 

Einsatzfelder sind landwirtschaftliche Biogasanlagen, 

Abfall- und Bioabfallverarbeitungsanlagen aber auch 

Kläranlagen, bei denen die Schwefelwasserstoffkonzentration 

im Biogas so hoch ist, dass ein Betrieb mit 

dem Aktivkohlefilter durch häufigen Wechsel hohe 

Kosten verursacht. Die BioBF-Filterbehälter sind in 

unterschiedlichen Größen verfügbar, je nach zu behandelnder 

Biogasmenge. Das Spektrum reicht von etwa 

100 m³ pro Stunde bis etwa 1.000 m³ je Stunde. Die 

Behälter können im Bedarfsfalle auch an die jeweilige 

Anwendung angepasst werden. 

Derzeit untersucht die STRABAG Umwelttechnik GmbH 

verfahrenstechnische Möglichkeiten, die Wirkung zu 

steigern und die Filtersubstratwahl und -konfektionierung 

zu optimieren und analysiert die Zusammenhänge 

zwischen Temperatur und Reinigungsleistung. Auch 

die Übertragbarkeit der Ergebnisse auf die Biogasreinigung 

bei mesophilen Vergärungsverfahren ist Gegenstand 

aktueller Forschung. 

Autorin 

EUR ING Marie-Luise Schaller 

ML Schaller Consulting 

mls@mlschaller.com 

www.mlschaller.com 

64



Wir liefern alle 

Prozesschemikalien 

für Biogasanlagen 

Fermenter / Nachgärer 

/ Gärrestelager 

Entschwefelung: Eisenverbindungen 

Entschäumer (biologisch abbaubar) 

pH-Stabilisierung: 

Säuren und Laugen, fest und flüssig 

Zunehmend ermöglicht die Erzeugung und Nutzung von 

Biogas eine nachhaltige und bedarfsgerechte Energie. Für 

den gesamten Prozess liefern wir die Basischemikalien und 

auch alle speziellen Chemieprodukte. 

Heiz-/ Kühlkreislauf 

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Wärmeträgerflüssigkeiten 

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Gasaufbereitung 

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65


Technik 

und 

Innovation 

Innovatives Verfahren 

zum Entfernen 

von Stickstoff 

In einigen Regionen Deutschlands werden 

die Nährstoffüberschüsse in der Landwirtschaft 

zum Problem, das sich insbesondere 

durch die Düngeverordnung verschärft. 

Mehrere Anlagen zur zentralen Aufbereitung 

sind in Planung, eine ist im westlichen 

Münsterland im Betrieb. Der Wirtschaftsdünger 

wird hier auch zur Biogasproduktion 

genutzt. Zugleich kommt ein neues Verfahren 

zur Ammoniak-Strippung und Hygienisierung 

zum Einsatz. 



Gülle kann ein wertvoller Dünger sein. Aber 

in manchen Regionen Deutschlands gibt 

es einfach zu viel davon. Das ist vor allem 

dort der Fall, wo die landwirtschaftlichen 

Flächen zur Ausbringung knapp 

sind. Zugleich steigt der Bedarf an Lagerraum, weil 

die Zeitfenster für die Ausbringung kleiner werden. In 

diesen Regionen ist es unter anderem sinnvoll, die Gülle 

aufzubereiten und zur Biogasproduktion zu nutzen. 

Das entstehende Gärprodukt enthält die Nährstoffe in 

pflanzenverfügbarer Form und kann gezielt im Ackerbau 

eingesetzt werden. 

Ein Problem sind die Nährstofffrachten der Gülle. Eine 

Neuentwicklung setzt hier an: In einem zweistufigen 

Verfahren wird Stickstoff entfernt und eine nachgeschaltete 

Ammoniak-Strippung schleust einen großen 

Teil des Ammonium-Stickstoffs aus. Dabei wird ein 

Ammoniumkonzentrat gewonnen. Zugleich wird das 

Gärprodukt hygienisiert. Unter dem Aspekt des Seuchenschutzes 

ist das ein wichtiger Faktor. 

Anwendung findet das Verfahren an der Großanlage der 

NDM Naturdünger in Velen im westlichen Münsterland. 

In der Region sind die Nährstoffüberschüsse groß. So 

fallen allein im Kreis Borken jährlich über eine Million 

Kubikmeter (m³) Gülle an, die bisher über weite Strecken 

transportiert werden müssen. Nach langer Vorbereitungszeit 

und einigen Startschwierigkeiten konnte 

die Anlage 2019 in Betrieb gehen. 

Stickstoff und Phosphor gezielt gewinnen 

Die Anlage läuft noch nicht unter Volllast. Im Vollbetrieb 

sollen jährlich 200.000 m 3 Gülle als Rohstoff 

zur Biogasproduktion genutzt werden. Die Nährstoffe 

sollen in eine transportwürdige und marktfähige Form 

gebracht werden. Das Ziel ist, die bestehenden Nährstoffüberschüsse 

insbesondere bei Phosphor (P) und 

Stickstoff (N) zu reduzieren. 

Das komplexe Aufbereitungsverfahren umfasst mehrere 

Schritte: Die Gülle wird zur Anlage geliefert. Die 

Gülle wird bereits in den Betrieben mit Schwerkraft vorbehandelt. 

So gelangt nur die dicke, abgesetzte Gülle 

in die Anlage. Die Dünngülle, die nur wenig Phosphat 

und Stickstoff enthält, bleibt auf den Betrieben und 

wird in Hofnähe ausgebracht. 

Nach der Anlieferung wird die Gülle mit einem Schneckenseparator 

in eine dünne und in eine dicke Phase getrennt 

und bei unterschiedlichen Verweilzeiten in zwei 

Fermentern vergoren. Das entstehende Biogas wird in 

zwei Blockheizkraftwerken (BHKW) mit jeweils 1,5 Megawatt 

(MW) (bei 100 Prozent Überbauung) installierte 

elektrische Leistung verstromt. Die anfallende Wärme 

wird teilweise zur Erzeugung von 140 Grad Celsius heißem 

Dampf für die Hygienisierung verwendet und dient 

als Energiequelle für die weiteren Prozessschritte. 

Das Gärprodukt wird anschließend mit Flockungsmitteln 

versetzt und wiederum in eine feste und eine flüssige 

Phase aufgeteilt. Die flüssige Phase wird mit dem 

Fotos: ENVIMAC Engineering 

66



von Prof. Dr. Jerzy Maćkowiak entwickelten neuen Verfahren 

der Firma ENVIMAC Engineering GmbH weiter 

aufbereitet. Die feste Phase wird zusammen mit den 

vergorenen Feststoffen weiter getrocknet. Diese feste 

Phase wird nach der Trocknung in großen Drehrohröfen 

verbrannt. Die bei der Verbrennung entstehende Wärme 

wird zum Trocknen der Feststoffe genutzt. Mit einem 

Gehalt von etwa 25 Prozent P 2 

O 5 

enthält die Asche nahezu 

den gesamten Phosphor. 

Komplexe Behandlung der flüssigen Phase 

In der flüssigen Phase sind überwiegend Stickstoff und 

Kali in gelöster Form enthalten. Im ENVIMAC-Verfahren 

wird die flüssige Phase zunächst dekarbonisiert, sodass 

der pH-Wert steigt. Bei der anschließenden Strippung 

wird die Flüssigkeit über Füllkörper verrieselt und 

im Gegenstrom Luft zugegeben und das Ammonium 

(NH 4 

) der Gülle als Ammoniak (NH 3 

) ausgetrieben. 

Das Ammoniak-Gas reagiert in einer nachgeschalteten 

Waschkolonne mit Schwefelsäure und wird zu Ammoniumsulfatlösung 

(ASL). Als konzentrierte ASL-Lösung 

kann es als Düngemittel in der Landwirtschaft vermarktet 

werden. Denkbar wäre auch, Ammoniakwasser zu 

produzieren, das zur Rauchgasreinigung in Kraftwerken 

eingesetzt werden kann. Es fällt dann eine Kali- 

Lösung an, die in einem derzeit noch nicht realisierten 

Schritt aufkonzentriert werden soll. 

„Es ist zwingend erforderlich, die Stickstofffracht zu 

entfernen“, betont Dr.-Ing. Jan Maćkowiak, Projektleiter 

von ENVIMAC Engineering. Die Strippung von 

Ammonium-Stickstoff findet nur bei hohen pH-Werten 

statt. Der pH-Wert des Gärproduktes muss also erhöht 

werden. „Üblicherweise wird dazu Lauge, zum Beispiel 

Natronlauge, zugegeben“, erläutert Dr. Maćkowiak. 

„Diese Laugenzugabe ist der Hauptkostenfaktor bei 

der Strippung und führt darüber hinaus zur Aufsalzung 

des Gärproduktes. Die Firma ENVIMAC Engineering hat 

daher ein Verfahren entwickelt, um diese Laugenzugabe 

sehr stark zu reduzieren. Mit unserem Verfahren 

können die Kosten erheblich gesenkt werden.“ 

Dabei findet vor der eigentlichen Strippung eine Vorbehandlung 

des Gärproduktes mit der Bezeichnung 

Dekarbonisierung in einer weiteren Kolonne statt. Die 

Stickstoffentfernung erfolgt nach dem sogenannten 

DS-LSSW-Verfahren (siehe Abbildung auf Seite 68) in 

drei Stufen. Vor der eigentlichen Stickstoffentfernung 

erfolgt eine Abtrennung von Feststoffpartikeln. Dies 

dient der Erhöhung der Standzeit der Anlage. 

Thermische Dekarbonisierung des 

Gärproduktes 

In der ersten Stufe der Anlage zur Stickstoffentfernung 

(K01) findet die sogenannte thermische Dekarbonisierung 

des Gärproduktes statt. In der Stufe K01 

wird durch eine spezielle selektive Dampfstrippung 

von CO 2 

bei etwa 100 Grad Celsius der pH-Wert des 

Gärproduktes ohne Chemikalienzugabe erhöht. Damit 

kann man rund 70 bis 75 Prozent und mehr der zur 

pH-Wertanhebung erforderlichen 50-prozentigen Natronlauge 

einsparen und somit erheblich die jährlichen 

Betriebskosten reduzieren. 

Ein weiterer Aspekt der CO 2 

-Entgasung in der Stufe 

K01 ist ein Umweltschutzaspekt. Durch Reduzierung 

des Verbrauchs an Natronlauge wird gleichzeitig eine 

deutliche Reduzierung der Na+-Ionen in dem gereinigten 

Prozesswasser erzielt, das nach der Stickstoffelimination 

in Kolonne K02 als Kali-Lösung weiterverwendet 

wird. Auch Sicherheitsaspekte sprechen für eine 

Reduzierung des Natronlauge-Einsatzes, denn 

Nach den Fermentern 

verbleibt ein Gärprodukt, 

der Amonium- 

Stickstoff wird im 

ENVIMAC-Verfahren 

entfernt. 

67



Schema Envimac-Verfahren 

Luft + NH 3 

Schwefelsäure 

Abwasser 

mit NH 3 

CO 2 

K1 

Dekarbonisierung 

& 

Hygienisierung 

Dampf 

K2 

Stripper 

K3 

Wäscher 

38%-ASL 

Luft 

Abwasser 

ohne NH 3 

In isolierten Rohrleitungen wird das Gärprodukt durch die Anlage gefördert. Die 

eingebrachte Wärme wird zur Vorheizung des Gärproduktes verwendet. 

Die Kolonnen K1-K3 des ENVIMAC-Verfahrens sind in einem Gerüst 

in Außenaufstellung aufgestellt. 

68



wenn nicht mehr große Mengen der Lauge auf der Anlage 

vorgehalten werden müssen, gehen auch weniger 

Gefahren davon aus. 

Zudem findet in der Dekarbonisierung eine Hygienisierung 

des Gärproduktes statt, sodass mögliche Krankheitserreger 

sicher entfernt werden. Die Anforderungen 

der Hygienisierung wurden durch unabhängige Institute 

bestätigt. Das ist insbesondere bei Großanlagen wie 

in Velen von Bedeutung, weil hier Güllen aus unterschiedlichen 

Herkünften behandelt werden. 

Der Heizdampf für die Dekarbonisierung wird aus dem Abgas 

der BHKW gewonnen. 

Einwandfreie Hygienisierung 

Zusätzlich wurden durch das Institut für Nutztierwissenschaften 

der Universität Hohenheim in Stuttgart 

Laborversuche durchgeführt, die eindeutig belegen, 

dass bei den Betriebsbedingungen, also Temperatur, 

pH-Wert und Verweilzeit, wie sie in der Dekarbonisierungskolonne 

eingehalten werden, alle gemäß Verordnung 

EG Nr. 142/2011 geforderten Testkeime sicher 

abgetötet werden, im Einzelnen: 

ffSalmonella Senfetenberg, 

ffEnterococcus faecalis, 

ffBovines Parovirus. 

Nach der Dekarbonisation und Hygienisierung des Gärproduktes 

in der ersten Kolonne K01 erfolgt in 

69



der zweiten Stufe K02 nach dem weiteren, durch die 

Dekarbonisierung im Vergleich zu anderen Verfahren 

deutlich reduzierten Alkalisieren des Prozesswassers 

mit 50-prozentiger Natronlauge die Überführung der 

restlichen NH 4 

-Ionen in das molekulare Ammoniak- 

NH 3 

durch die Gleichgewichtsverschiebung. Somit 

wird aus dem Zentrat in der Strippkolonne K02 mittels 

Luft im Gegenstrom das Ammoniak entfernt. 

Die in Strippkolonne K02 mit NH 3 

beladene Luft wird 

mittels eines Ventilators in die dritte Waschstufe K03 

eingeleitet, in der im Gegenstrom zur aufsteigenden 

NH 3 

-beladenen Luft die Absorption von NH 3 

in die saure 

Waschlösung stattfindet. Bei diesem Vorgang wird 

Ammoniumsulfatlösung (ASL) hergestellt. In der Stufe 

K03 wird die Luft fast vollständig gereinigt und in die 

Strippkolonne zurückgeführt. 

Der Prozess der NH 3 

-Absorption in der Stufe K03 wird 

so lange geführt, bis die eingestellte ASL-Konzentration 

von etwa 38 Prozent erreicht wird. Dann wird das 

gewünschte Produkt 38-prozentige ASL-Lösung in den 

Lagertank gepumpt. Durch die spezielle Regelung der 

Anlage wird die 38-prozentige ASL-Lösung mit einer 

konstanten Konzentration und hoher Qualität erreicht. 

Die hohe Produktqualität wird auch durch die Vorbehandlung 

in der Dekarbonisierung erreicht. 

Rechtsanwälte und Notare 

Seit vielen Jahren beraten und vertreten wir vornehmlich 

Betreiber und Planer kompetent und umfassend im 

- Recht der Erneuerbaren 

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Hygienisiert wird das Gärprodukt in einer speziellen Füllkörperkolonne. 

Die Temperaturen werden stets überwacht. 

Ihre Ansprechpartner: 

RAuN Franz-Josef Tigges* 

RAuN Andreas Schäfermeier** 

RA W. Andreas Lahme* 

RA Dr. Oliver Frank* 

RA Martina Beese 

RA Daniel Birkhölzer* 

RAuN Katharina Vieweg-Puschmann LL.M. 

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* Fachanwalt für Verwaltungsrecht 

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Hocheffiziente Hochleistungs-Füllkörper 

Der Absorption-Desorption-Prozess findet ohne Emissionen 

statt. In allen Stufen K01 bis K03 werden moderne, 

hocheffiziente, druckverlustarme Hochleistungsfüllkörper 

„ENVIPAC“ und „Mc-Pac“ eingesetzt, die 

sehr geringe Druckverluste bei sehr hohen Belastungen 

aufweisen und durch die Gitterstruktur nicht zur 

schnellen Verblockung durch Verschmutzung neigen. 

„Sie haben sich bereits in vielen Anlagen in der Vergangenheit 

sehr gut bewährt“, sagt Dr. Maćkowiak. „Der 

Einsatz der modernen Füllkörper als Füllung für die 

neu geplante Anlage trägt auch zur deutlichen Reduzierung 

der Apparategröße und somit zur Reduzierung 

der Investitions- und Betriebskosten wegen der extrem 

kleinen Druckverluste bei.“ 

Die Strippanlage ist für eine Reduzierung der Ammonium-Stickstoffbelastung 

im Gärprodukt bis zu 99 

Prozent geplant. Durch den Einsatz von Frequenzumrichtern 

an allen prozessrelevanten Pumpen und am 

Ventilator wird ein weiterer Beitrag zur Reduzierung 

der Betriebskosten geleistet, da der Stromverbrauch 

jeweils der aktuellen zur Anlage zugeführten Menge 

angepasst wird. 

Konzipiert ist die Anlage für einen Durchsatz von 25 

bis 30 Kubikmeter beziehungsweise Tonnen je Stunde, 

so Dr. Maćkowiak: „Bei der Leistungsabnahme wurden 

dieser Wert sowie alle anderen garantierten Werte und 

die Abscheideleistung von der Anlage auch erreicht.“ 

Die ENVIMAC-Technologie ist ein Verfahren zur Entfernung 

und Rückgewinnung von Ammonium-Stickstoff, 

unabhängig von der Art des Abwassers. Egal, ob es Gärdünger 

ist, kommunales Abwasser oder industrielles 

Abwasser. Auch ist sie unabhängig von den Einsatzstoffen 

der Biogasanlage, also Mist, NawaRo, Gülle, 

Bioabfall etc. Die im ENVIMAC-Verfahren erzielten 

Stickstoffkonzentrate können nicht nur landwirtschaftlich 

als Dünger genutzt werden. Ein Zukunftsfeld, in 

dem momentan geforscht wird, ist die Gewinnung von 

Wasserstoff als Energieträger aus Ammoniak. Recyceltes 

Ammoniak aus dem Wirtschaftskreislauf gilt dabei 

als besonders nachhaltig. 

Autor 

Thomas Gaul 


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praxis 


Perspektiven für 

neue Generation? 

Friedrich Hake und 

Sohn Jan-Erick vor 

dem Fermenter ihrer 

Biogasanlage. 

Biogasproduzent Friedrich Hake aus Hameln macht sich schon heute – fünf Jahre vor dem 

Ende seiner ersten EEG-Vergütungsperiode – Gedanken, ob er Zukunftschancen mit seiner 

Biogasanlage hat oder nicht. Sollte es sich nicht rechnen, legt er die Anlage still. Er wird 

damit leider kein Einzelfall sein. 


Friedrich Hake ist in der niedersächsischen 

Biogasszene kein Unbekannter. Er ist schon 

in einem frühen Stadium in die Direktvermarktung 

eingestiegen. Rund fünf Jahre vor 

dem Ende der EEG-Laufzeit macht er sich als 

Betreiber schon Gedanken, wie viele andere sicherlich 

auch, wie es denn mit der Biogasproduktion langfristig 

wirtschaftlich weitergehen kann. Obgleich sein Sohn 

motiviert in den Startlöchern steht, sind die Perspektiven 

noch nicht klar konturiert. Spätestens in zwei Jahren 

wollen die Hakes definitiv entscheiden, ob es für sie 

weitergeht oder nicht 

Früher, weit vor der Zeit der Biogaserzeugung, gab es 

an gleicher Stelle eine Tierkörperverwertungsanlage. 

Sie sollte am Stadtrand von Hameln für den Landkreis 

Hameln die Entsorgung verendeter Tiere übernehmen. 

Allerdings lief die Anlage nie richtig rund. Es stank 

oft gewaltig, eine Bürgerinitiative formierte sich und 

schließlich ging der private Betreiber in Konkurs. So 

standen Gebäude und Hallen leer und das befestigte 

Gelände auf kommunaler Fläche der Stadt Hameln lag 

über viele Jahre brach: Bis schließlich Landwirt Friedrich 

Hake auf das stillgelegte Objekt aufmerksam wurde 

und dort im Jahr 2004 mit anderen Mitstreitern eine 

von der Biogas Nord konzipierte Biogasanlage mit 500 

Kilowatt (kW) elektrischer Leistung baute. 

Der umtriebige Hake suchte damals für seinen Ackerbaubetrieb 

ein neues wirtschaftliches Standbein. Er 

informierte sich im Vorfeld bei den damals wenigen 

Biogasanlagenbetreibern in Niedersachsen, unter anderem 

auch bei denen aus Soltau, und gründete zusammen 

mit zwei weiteren Landwirten und zwei nichtlandwirtschaftlichen 

Akteuren die Alternative Energien 

Wesertal GmbH & Co. KG. Auf den letzten Drücker, wie 

in der damaligen Aufbruchzeit oft, speiste das Betreiber-Quartett 

im Zuge des damals gerade eingeführten 

NawaRo-Bonus Ende Dezember 2005 erstmals Strom 

ins Netz ein. 

Im darauffolgenden Jahr baute die Gesellschaft mutig 

ein 1 Megawatt leistendes Blockheizkraftwerk hinzu, 

das im November an den Start ging. Genau zum richtigen 

Zeitpunkt, denn die Getreideernte in Jahr 2006 

war wegen hoher Niederschläge und extremer Feuchtigkeitsgehalte 

extrem verpilzt, so dass viele Chargen 

aus dem Landkreis Hameln in jenem Jahr für den Ernährungs- 

und Futterbereich nicht mehr verwendbar 


72


praxis 

waren. Stattdessen landete dieses Getreide im Fermenter 

der Biogasanlage von Hake & Co. und konnte damit 

energetisch sinnvoll verwertet werden. 

Anlage negativ flexibilisiert 

Sechs Jahre später wurde die Anlage an der Hildesheimer 

Straße flexibilisiert. „Und zwar negativ flexibilisiert“, 

erklärt der Zwei-Meter-Mann auf der Biogasanlage. 

„Wir stiegen in die Direktvermarktung ein. 

Während wir vorher immer auf Volllast fuhren, sind wir 

ab dann im Durchschnitt auf 700 bis 750 kW Leistung 

runtergegangen“. Eine gute Entscheidung, wie der Geschäftsführer 

im Beisein seines Sohnes unterstreicht. 

„Wir können wirklich nicht klagen, die Direktvermarktung 

über die Firma e2m ist bisher durchaus zufriedenstellend 

gelaufen“, fügt der 56-Jährige hinzu, „uns 

geht es ganz gut“. 

Neben der „negativen“ Flexibilisierung und der Direktstromvermarktung 

ist der Substratmix ein weiterer 

Garant des wirtschaftlichen Erfolgs. So werden die Fermenter 

aktuell mit jährlich sowohl rund 8.000 Tonnen 

Geflügelmist als auch 5.000 Tonnen Zuckerrüben und 

6.500 Tonnen Mais – größtenteils auf eigenen Flächen 

der Gesellschafter angebaut – gefüttert. Rund 25 bis 

zu 40 Hektar Mais pro Jahr steuert Hake von seinem 

50 Hektar großen konventionellen Ackerbaubetrieb zu. 

Neben diesem Betrieb bewirtschaftet die Familie noch 

„Rund die Hälfte unserer Einnahmen 

rühren aus der Energieproduktion“ 

einen zweiten Ackerbaubetrieb mit rund 150 Hektar, 

der nach EU-Biorichtlinien zertifiziert ist und keinerlei 

NawaRo für die Vergärung liefert. 

Derweil muss sich dieses seltene, eigenwillige agrarbioenergetische 

Firmenkonstrukt um die Nachfolge 

keine Sorgen machen. Sohn Jan-Erick will den Betrieb 

weiterführen – inklusive Biogasproduktion. „Wenn es 

sich rechnet, würde ich das auf jeden Fall gerne weitermachen 

wollen“, unterstreicht der 21-Jährige, der 

Landwirt gelernt hat. Aufgrund von Personalmangel ist 

er auf der Biogasanlage zusammen mit drei Teilzeitkräften 

gegenwärtig voll eingebunden. 

Trotz der hohen Arbeitsanforderungen durch die Biogasanlage 

einerseits und den beiden landwirtschaftlichen 

Betrieben andererseits macht er den Eindruck, 

dass er mit hoher Motivation in den elterlichen Betrieb 

eingestiegen ist. Dabei spielt die Biogasanlage für das 

Familieneinkommen eine wichtige Rolle, wie Vater und 

Sohn zusammen bekräftigen. „Rund die Hälfte unserer 

Einnahmen rühren aus der Energieproduktion.“ Und 

das, obwohl die Nutzung der jährlich erzeugten 1,4 Millionen 

Kilowattstunden Wärme an ihrem Standort noch 

nicht mal optimal läuft. 

Friedrich Hake 

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73

praxis 


Die Abwärme der 

Biogasanlage der 

Familie Hake wird unter 

anderem zur Trocknung 

von Ackerbohnen 

genutzt. 

So wollte Hake in der Vergangenheit seine Wärme in ein 

benachbartes Gewerbegebiet abgeben, doch habe man 

preislich nie gegen die Abwärme der nicht weit entfernt 

liegenden Müllverbrennungsanlage konkurrieren können. 

Auch die im Jahr 2014 schon weit fortgeschrittenen 

Planungen, ein Satelliten-BHKW auf dem Produktionsgelände 

eines Holzbrikett-Herstellers zu errichten, 

scheiterten jäh, weil dieser Pleite ging. 

Ein weiterer Versuch, die anfallende Wärme langfristig 

besser zu nutzen, war der Erwerb einer Bandtrocknung, 

die im Jahr 2008 in Betrieb ging. Doch stellte 

sich schnell heraus, dass eine Gärrestetrocknung wenig 

Sinn machte, weil die flüssigen Gärreste wegen der 

kurzen Fahrstrecken zu den arrondierten Ackerflächen 

eigentlich gar kein Problem darstellten. Aus dieser Erkenntnis 

heraus wurde dann der Bandtrockner schnell 

umdisponiert und trocknet heute Späne und Holzhackschnitzel. 

Die übrige Wärme wird optional auch für die 

Container-Trocknung von Getreide oder Hülsenfrüchten 

genutzt, beispielsweise die in diesem Jahr sehr feucht 

geernteten Bio-Ackerbohnen. 

„Bei der positiven Flexibilisierung ist mir 

das Risiko der Investition einfach zu groß“ 

Friedrich Hake 

Künftige CO 2 

-Bepreisung wirft Fragen auf 

Es läuft mit ausgeprägtem Improvisationsgeist und 

hohem Arbeitseinsatz. Dennoch sind die Perspektiven 

für Biogas nach der EEG-Zeit Ende 2025 noch nicht 

eindeutig für Hake absehbar. „Für mich ist nach wie 

vor noch nicht klar zu erkennen, wie sich die Anfang 

2021 in Kraft tretende CO 2 

-Bepreisung auf die Energiemärkte 

auswirken wird. Derzeit kann ich es daher 

betriebswirtschaftlich noch gar nicht einkalkulieren“, 

wirft Hake ein, der dem erweiterten Vorstand des Landesverbandes 

Erneuerbare Energien Niedersachsen/ 

Bremen e.V. (LEE) angehört und sich dort für die Belange 

der Biogasbranche auf politischer Ebene engagiert. 

Nach einem langen Sommer der Unsicherheiten sieht 

Hake nun aber im jetzt vorliegenden Entwurf der EEG- 

Novelle eine Zukunftschance für seinen Betrieb. „Wenn 

es bei den ausgelobten 18,4 Cent pro Kilowattstunde 

bei kommenden Ausschreibungsrunden und es bei einer 

Bemessungsgrenze von 45 Prozent der installierten 

Leistung bliebe, dann können wir damit leben“, hält 

Hake auch nach 2025 einen Weiterbetrieb für möglich. 

Dass dies so sein würde, stand noch vor einigen Wochen 

auf der Kippe. 

Die Chancen für einen Weiterbetrieb schätzten Vater 

und Sohn Anfang September vor Mais- und Rübenernte 

auf gerade einmal Fifty-fifty ein. Trotz der pragmatischen 

Skepsis ließ der Hofnachfolger aber keinen Zweifel 

daran, dass er das Feld nicht einfach kampflos abgeben 

würde. „Wenn das Ganze betriebswirtschaftlich 

irgendwie gestaltbar bleibt, dann machen wir weiter“, 

entgegnete er entschlossen. Auch über eine Biogas- 

Tankstelle, die dann den Fuhrpark des landwirtschaftlichen 

Logistikunternehmens eines Mitgesellschafters 

mit Kraftstoff komplett versorgen könnte, wurde in der 

Vergangenheit schon mehrmals nachgedacht. 

Dagegen war eine „positive“ Flexibilisierung der 

1,5-MW-Anlage nie eine wirklich realistische Option, 

wie Friedrich Hake einwirft, „da ist mir das Risiko der 

Investition einfach zu groß.“ Dabei kommt den Hakes 

in den kommenden Ausschreibungsrunden sicherlich 

zugute, dass sie seit vielen Jahren ihre Anlage im „negativen“ 

Flexibilisierungsmodus laufen ließen. Die Hakes 

müssten also bei einem Zuschlag über rund 750 

kW in den nächsten Jahren keine großen Zusatzinvestitionen 

tätigen. Sie könnten mit den bestehenden Aggregaten 

und dem besagten Substratmix weitere zehn 

Jahre arbeiten. 

Wenngleich der zeitliche Übergang vom bisherigen 

EEG-Tarif zum neuen Ausschreibungstarif noch nicht 

ganz genau definiert ist, würde Hake nach seinem 

Sachstand von Anfang Oktober 2020 weitermachen 

wollen und können. Unabhängig davon hält er es 

aber für unbedingt notwendig, dass die bisher strikte 

Trennung von NawaRo- und Abfallanlagen aus den zurückliegenden 

EEGs überwunden werden müsste, um 

vor allem die Reststoffe aus Landwirtschaft und Nahrungsmittelproduktion 

besser als bisher verwerten zu 

können. Beispielsweise ließen sich dann Rübenabfälle 

von umliegenden Zuckerfabriken auch in seine Biogasanlage 

fahren. „Das würde doch Sinn machen“, meint 

Hake. 

Autor 

Dierk Jensen 


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74


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Versicherungen in der Landwirtschaft 

Modernes Risikomanagement 

in der Landwirtschaft: Wie 

umgehen mit neuen Risiken? 

Die Hagelversicherung reicht aus oder eine Tierseuchenversicherung 

rechnet sich nicht – Grundsätze wie diese gelten nicht 

mehr in der Landwirtschaft. Gesetzliche Vorgaben und der 

fortschreitende Klimawandel ändern die Rahmenbedingungen 

und der Landwirt tut gut daran, das eigene Risikomanagement 

zu überdenken. 

Von Hans-Gerd Behrens 

Die Münchener & Magdeburger Agrar AG bietet eine Ertragsausfallversicherung, 

mit der sich Ertragsschäden aus der Betriebsunterbrechung beziehungsweise 

der Unterbrechung von Kundenbetrieben absichern. Zusätzlich zum Ertragsausfall 

kommen eventuell noch Kosten für die Entsorgung und Hygienisierung 

hinzu. Dafür gibt es ein Zusatzpaket. 

Die Afrikanische Schweinepest (ASP) ist 

in Deutschland angekommen.“ Auf diese 

Schlagzeile hat Deutschland gewartet, im 

September 2020 wurde das erste infizierte 

Wildschwein in Brandenburg entdeckt. 

Sofort haben die zuständigen Behörden die angekündigten 

Sperren errichtet, fieberhaft läuft seitdem die 

Suche nach weiteren infizierten Tieren, um die Verbreitung 

der Tierseuche zu verhindern. Die deutschen 

Schweinehalter haben sich vorbereitet, das sieht auch 

Petra Bauke, die bei der Münchener & Magdeburger 

Agrar AG als Vorstand für die Bereiche Versicherungsbetrieb 

und Schaden zuständig ist: „Wir haben in den 

vergangenen Monaten eine deutlich stärkere Nachfrage 

nach Ertragsschadenversicherungen für Schweine gesehen. 

Der Respekt vor der ASP ist groß, unsere Kunden 

sind sich des Risikos bewusst.“ 

Viele Schweine haltende Betriebe haben sich für die 

Ertragsschadenversicherung entschieden und können 

sich jetzt auf ihre Versicherung verlassen. Nicht jedem 

ist aber bewusst, dass die Tierseuche außerdem auch 

Einfluss auf Betreiber von Biogasanlagen hat. Warum 

sollten Besitzer von Biogasanlagen die Nachrichten zur 

Afrikanischen Schweinepest genau verfolgen? Sobald 

der Erreger der Afrikanischen Schweinepest nachgewiesen 

wird, errichtet die zuständige Behörde Restriktionsgebiete 

mit einem Radius bis zu 15 Kilometer. 

Innerhalb dieser Zonen kann es beispielsweise verboten 

sein, Biomasse oder Gärsubstrate zu transportieren 

(direkte Betroffenheit). Biogasanlagen können nicht 

wie gewohnt befüllt werden, schlimmstenfalls fällt die 

Produktion aus. 

Eine indirekte Betroffenheit (Rückwirkungsschäden) 

liegt vor, wenn die vertraglich verbundenen Lieferanten 

eines Biogasanlagenbetreibers infolge einer Sperre 

durch eine anzeigepflichtige Tierseuche keine Biomasse 

oder Gülle etc. mehr liefern können. Mehrmonatige 

staatlich angeordnete Sperren können die Existenz von 

Biogasanlagen bedrohen und auch noch den Wegfall 

des wertvollen Güllebonus kosten. 

Die Münchener & Magdeburger Agrar AG bietet eine Ertragsausfallversicherung, 

die auf die Bedürfnisse eines 

Anlagenbetreibers zugeschnitten ist. Damit lassen sich 

Ertragsschäden aus der Betriebsunterbrechung beziehungsweise 

der Unterbrechung von Kundenbetrieben 

absichern. Zusätzlich zum Ertragsausfall kommen 

eventuell noch Kosten für die Entsorgung und Hygienisierung 

hinzu. Dafür gibt es bei der Münchener & Magdeburger 

Agrar AG ein Zusatzpaket. Hier können auf 

Nachweis und je nach gewählter Höchstentschädigung 

bis zu 50 Euro pro Kubikmeter von der Versicherung 

übernommen werden. 

Die Tierseuche ist auch auf dem Acker 

angekommen 

Um die Seuche möglichst schnell einzudämmen, wurde 

das Tiergesundheitsgesetz angepasst. Demnach ist 

es verboten, innerhalb des Restriktionsgebiets landwirtschaftliche 

Flächen zu bearbeiten oder abzuernten. 

Ackerbauern dürfen also nicht düngen, bewässern, 

pflügen oder ernten. Jeder Landwirt weiß, was das für 

eine Katastrophe für den Betrieb sein kann. 

Die Münchener & Magdeburger Agrar AG hat als erster 

Anbieter auf dem deutschen Markt mit der Versicherung 

gegen Ernteverbot eine pauschale Versicherung 

entwickelt, die pro Sperrtag leistet und für unterschiedlich 

lange Zeiträume abgeschlossen werden kann. Unabhängig 

von staatlichen Entschädigungen sichern 

Kunden so den entgangenen Gewinn ab. Ein wichtiger 

Schritt für Ackerbauern, um die Existenz zu sichern. 

Leider aber nicht das einzige Risiko, dessen sie sich 

bewusst sein müssen. 

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76


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77

praxis 


Die Spezialisten 

der Münchener & 

Magdeburger Agrar 

entwickelten die 

pauschale Trockenheitsversicherung. 

Eiskalt überrascht – wie der Frost 2020 

Wein, Getreide und Mais traf 

Mai 2020, ein Weinberg in Franken: Unser Schadenschätzer 

begeht gemeinsam mit dem Kunden den 

Weinberg, bleibt stehen und fährt mit der Hand über 

die knospenden Reben: „Alles erfroren.“ Recht viel 

mehr gibt es nicht zu sagen in diesem Frühjahr. „Wir 

hatten schon Frostjahre, aber nur selten ein solches.“ 

Im Jahr 2020 schlug der Frost auch 

bei Ackerbauern zu, und das ist etwas 

wirklich Neues. „Ich hatte Ähren in der 

Hand, die nur zu 30 Prozent entwickelt 

waren. Davon kann sich der Roggen oder 

der Weizen nicht erholen“, so der erfahrene 

Schätzer. Zufall? Wohl kaum, denn 

mit den milderen Wintern und verfrühten 

Vegetationsperioden steigt das Risiko für 

Frostschäden enorm, auch in bisher weniger 

betroffenen Kulturen. 

Leider ist das Bewusstsein dafür noch 

zu wenig bei den Landwirten angekommen. 

Traditionell sind viele Landwirte 

gegen Hagel versichert, in Deutschland 

über zwei Drittel aller Betriebe. Nur ein 

Bruchteil ist aber gegen die sogenannten 

Mehrgefahren versichert – Sturm, Starkregen, 

Spätfrost und Trockenheit. Die Erfahrungen der 

vergangenen Jahre haben aber eines gezeigt: Nur traditionell 

denken hilft nicht. Wo es in der Vergangenheit 

genug geregnet hat, haben wir heute langanhaltende 

Dürre. Wo es nie zu Spätfrostereignissen kam, sind heute 

ganze Landstriche betroffen. Was bedeutet das für 

modernes Risikomanagement? Ganz einfach: Weiter 

denken als „das haben wir immer schon so gemacht“. 

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78


praxis 

Trockenheit – lange „unversicherbar“, heute 

Teil der Mehrgefahrenversicherung 

Landwirtschaftsversicherer beobachten deshalb das 

Wettergeschehen genau und analysieren, welche Gefahren 

für welche Gegenden die Risiken der Zukunft 

sind. Gut nachvollziehen ließ sich das an der Trockenheitsversicherung. 

Noch vor ein paar Jahren hatte kaum 

ein Versicherer die Absicherung gegen Trockenheit im 

Angebot. Die Gründe: Schwer versicherbar, vor allem 

aber kaum relevant für die Landwirtschaft. 

Die steigenden Temperaturen und lange ausbleibender 

Regen über mehrere Wochen hinweg brachten das Umdenken. 

Die Experten entwickelten unterschiedliche 

Modelle und Versicherungen, um das schwer umzusetzende 

Risiko abzusichern. Schwer deshalb, weil es 

sich um ein sogenanntes Kumulrisiko handelt. Im Gegensatz 

zu Hagelereignissen tritt Trockenheit regionsübergreifend 

auf und löst dementsprechend viel höhere 

Schäden aus als andere Katastrophen. 

Hinzu kommt, dass ein Trockenheitsschaden nur 

schwer zu regulieren ist, weil an der Pflanze selbst 

kaum unterscheidbar ist, was Dürre angerichtet hat 

oder beispielsweise eine falsche Düngung. Die Folge 

wären extrem teure Beiträge, die kaum ein Landwirt zu 

zahlen bereit wäre. Die Spezialisten der Münchener & 

Magdeburger Agrar entwickelten deshalb die pauschale 

Trockenheitsversicherung. Der Clou: Es ist keine 

Schadenbegutachtung nötig, denn die Versicherung 

greift, wenn vorab definierte Niederschlagsmengen unterschritten 

wurden. Heißt: Hat es zu wenig geregnet, 

erhält der Landwirt die Zahlung – schnell und unkompliziert. 

Für 2021 werden Upgrades und Premiumprodukte 

auf den Markt kommen. 

Wie also umgehen mit diesen modernen Risiken? Versicherungen 

entwickeln sich weiter, genau wie der 

landwirtschaftliche Betrieb. Wichtig ist, sich die Zeit 

zu nehmen, um über bestehende und möglicherweise 

notwendige Versicherungen nachzudenken und Informationen 

zum Vergleich einzuholen. Mit einem modernen, 

angepassten Risikomanagement lassen sich auch 

die aktuellen Risiken absichern, um die Existenz der 

Betriebe dauerhaft zu garantieren. 

Autor 

Hans-Gerd Behrens 

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praxis 


Projekt ZertGas – Halbzeitbericht 

Mit der Verabschiedung der RED im Jahr 2009 

hat die EU Nachhaltigkeitskriterien für Biokraftstoffe 

eingeführt. In der Konsequenz haben sich 

in der Praxis verschiedene Nachhaltigkeitszertifizierungssysteme 

etabliert. Die Fortführung 

der Richtlinie (RED II) für den Zeitraum 2021 

bis 2030 sieht die Ausweitung der Nachhaltigkeitszertifizierung 

auf den Strom- und Wärmebereich 

ab einer Anlagengröße von 2 Megawatt 

Feuerungs wärmeleistung vor. 

Von Dr. Stefan Rauh 

Gemeinsam mit dem Deutschen 

Biomasseforschungszentrum 

(DBFZ) bearbeitet der Fachverband 

Biogas e.V. (FvB) seit 

September 2019 das Projekt 

ZertGas, um anhand einer Testzertifizierung 

mögliche Hemmnisse und Handlungsbedarfe 

für Biogas- beziehungsweise 

Biomethananlagen zu identifizieren. Diese 

Testzertifizierung, gemeinsam mit den theoretischen 

Vorarbeiten, erlaubt eine Bewertung 

des zukünftigen Zertifizierungsprozesses 

und einen Abgleich von vorhandenen 

Standardwerten und real erreichbaren 

Werten bei der Treibhaus-Bilanzierung für 

die ausgewählten Anlagen. Abschließend 

werden Handlungsempfehlungen herausgearbeitet 

und wird das vorhandene Optimierungspotenzial 

für die Treibhausgas- 

Vermeidung aus der Produktion von Biogas 

und Biomethan beschrieben. 

Im Winter 2019/2020 wurde im ersten 

Arbeitspaket durch das DBFZ die Anzahl 

der Biogas- und Biomethananlagen im 

Bestand ermittelt, für die Nachhaltigkeitsanforderungen 

inklusive der Mindestanforderungen 

zur Treibhausgas-Vermeidung 

anhand der Vorgaben der RED II gelten. Je 

nach Umsetzung der RED II in nationales 

Recht sind zwischen 1.000 und 4.000 

der gut 9.000 Bestandsanlagen mehr oder 

weniger stark von einer neuen Nachhaltigkeitszertifizierung 

betroffen. Im ersten 

Arbeitspaket wurde zudem ein Methodenentwurf 

für die Nachhaltigkeitszertifizierung 

für Biogas- und Biomethananlagen 

erstellt. 

Parallel dazu wurden im Arbeitspaket 2 

durch den FvB für die Testzertifizierung wesentliche 

Anlagenparameter festgelegt und 

zehn geeignete Anlagen ausgewählt. Dazu 

wurde ein Fragebogen an die Mitglieder 

verschickt, in dem folgende Anlagenparameter 

abgefragt wurden: 

ffInbetriebnahmejahr, 

ffRohgasverwertung (Vor-Ort-KWK, 

Aufbereitung etc.), 

ffBiomethanverwertung (KWK, Kraftstoff, 

Therme), 

ffSatelliten-BHKW (ja/nein), 

ffAnlagengröße (inst. Leistung, Bemessungsleistung, 

Aufbereitungskapazität), 

ffUmfang Wärmeverwertung, 

ffInputstoffe, 

ffGasdichte Lagerbehälter, 

ffSonstige Besonderheiten. 

Der Rücklauf, der dem Rundschreiben folgte, 

war überraschend umfangreich. Insgesamt 

gingen 37 Interessensbekundungen 

ein. Die Variabilität der Konzepte war erfreulich 

hoch: 

ffAnlagen aus zehn Bundesländern 

vertreten, 

ffbreit verteilte Inbetriebnahmedaten, 

ffverschiedene Gasnutzungsoptionen 

(inkl. Kraftstoffnutzungen), 

ffAnlagengröße von 150 kW bis hin 

zu mehreren MW, 

ffAnlagen auf der Basis verschiedenster 

Substratkombinationen. 

Bei der Vorauswahl der Anlagen durch das 

Projektteam des FvB im Juni wurden die 

Anlagenparameter priorisiert. Die höchste 

Priorität erhielt der Substratmix, da dieser 

nach Erkenntnissen aus Arbeitspaket 

1 einen sehr hohen Einfluss auf die Höhe 

der THG-Einsparung hat, aber auch die 

Komplexität der Berechnung beeinflusst. 

Im ersten Schritt wurden die Anlagen nach 

folgenden Substratgruppen gegliedert 

ff100 % Abfälle, 

ffAbfälle und Gülle/Mist, 

ff100 % Gülle/Mist, 

ff100 % NawaRo, 

ffNawaRo und Gülle. 

Aktuell erfolgt nun die Umsetzung des theoretischen 

Methodenentwurfs in ein Berechnungstool 

auf Excel-Basis. Danach soll 

gemeinsam mit dem Betreiber auf den ausgewählten 

Praxisanlagen die Treibhausgasbilanz 

berechnet werden. Erste Ergebnisse 

und Erkenntnisse der Testzertifizierungen 

werden für den Winter erwartet. Die Projektlaufzeit 

endet im August 2021. 

Autor 

Dr. Stefan Rauh 

Geschäftsführer 


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80


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81

praxis 


Anlage des Monats September 

Die Milcherzeugergenossenschaft 

Klötze eG aus Sachsen- 

Anhalt gehört zu den Pionieren 

der Branche. Bereits 2001 ist 

die in den landwirtschaftlichen 

Betrieb integrierte NawaRo-Anlage ans 

Netz gegangen. 

Aus 90 Prozent Gülle sowie 10 Prozent 

Mais und Anwelksilage entstehen in den 

vier Blockheizkraftwerken mit einer Gesamtleistung 

von 480 Kilowatt (kW) flexibel 

und klimafreundlich rund 4,1 Millionen 

Kilowattstunden Strom im Jahr, die 

ab 2021 in die Direktvermarktung gehen. 

Die Wärme wird im Sozialtrakt, im Stall 

und der Werkstatt verwendet. Insgesamt 

vermeidet die Biogasanlage rund 1.290 

Tonnen CO 2 

pro Jahr. 

Anlage des Monats Oktober 

Im südlichen Niedersachsen steht 

die Duderstädter BIO-Energieanlage 

GmbH & Co.KG. Bei der Planung der 

2008 in Betrieb genommenen Nawa- 

Ro-Anlage stand das Wärmekonzept 

im Mittelpunkt. Der Großteil der in den 

beiden Blockheizkraftwerken entstehenden 

Abwärme wird in einem Krankenhaus 

genutzt. 

Außerdem versorgt die Anlage eine Gärtnerei, 

vier Wohnhäuser und ein Stallgebäude. 

Die erzeugte Strommenge deckt den Bedarf 

von 1.600 Haushalten. Die mit Mais, Zuckerrüben, 

Ganzpflanzensilage und Hähnchenmist 

gefütterte Biogasanlage vermeidet 

pro Jahr etwa 8.000 Tonnen CO 2 

. 

82


praxis 

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praxis 


Alle Zuschüsse zum Nährstoffmanagement 

auf einen Blick 

In der vergangenen Ausgabe hatten wir darüber berichtet, wie der 

Bund und die Länder Landwirte finanziell bei der Einhaltung der neuen 

Düngeverordnung unterstützen. Schließlich erfordert diese neben 

einer Erweiterung der Güllelagerkapazität häufig auch Investitionen in 

Technik zur Separierung und zur emissionsarmen Ausbringung. Bei der 

Darstellung der Förderprogramme konnten aus Platzgründen nicht alle 

der doch recht unterschiedlichen Einzelmaßnahmen der Länder beschrieben 

werden. Darum hier ergänzend eine kompakte Darstellung. 


ändern sich die Rahmenbedingungen in 

diesem Förderbereich umfassend, da über 

die sogenannte „Bauernmilliarde“ zusätzliche 

Mittel zur Verfügung stehen. Ein Bundesprogramm 

hierfür ist in Planung. 

So ist wohl angedacht, die Förderung der 

Ausbringungstechnik und abgedeckter 

Lager für flüssige Wirtschaftsdünger, die 

losgelöst von Stallbaumaßnahmen im Rahmen 

der Gemeinschaftsaufgabe zur Verbesserung 

der Agrarstruktur und des Küstenschutzes 

(GAK) erfolgen, für die Jahre 

2021 bis 2024 über die Landwirtschaftliche 

Rentenbank mit einem Zuschuss von 

40 Prozent sowie wahlweise günstigen 

Rentenbankdarlehen für die restliche Finanzierung 

anzubieten. 

Die Übersicht bietet einen Vergleich 

zu den länderspezifischen 

Zuschüssen für Investitionen 

der Agrarbetriebe in die 

Verbesserung des Nährstoffmanagements. 

Sie verdeutlicht, welche 

Fördermaßnahmen gegenwärtig über die 

Programme der Flächenländer angeboten 

werden und in welchem Umfang Zuwendungen 

erfolgen. Ab dem kommenden Jahr 

Autor 

Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph 


info@rudolph-reportagen.de 

Neubau von abgedeckten 

Lagern für flüssigen WD an 

bestehenden Stallanlagen 

Neubau von abgedeckten 

Lagern für festen WD an 

bestehenden Stallanlagen 

Errichtung abgedeckter 

Lager im Zusammenhang mit 

Stallneubau 

Errichtung abgedeckter Lager im 

Zusammenhang mit der Erweiterung 

der Tierbestände 

Länder Programm Höhe Programm Höhe Programm Höhe Programm Höhe 

Bayern X X AFP 

abhängig von der 

Hauptmaßnahme 3) 

AFP 



AFP 

(wenn Teil einer 

Baumaßnahme) 



Niedersachen 

AFP 

20 % 

IVN 1) 35 % 

AFP 

20 % 

IVN 1) 35 % 

AFP 20 % AFP 20 % 

Baden-Württemberg AFP 40 % 9) AFP 20 % AFP 20 % 9) 10) 9) 10) 

AFP 20 % 

Nordrhein-Westfalen AFP 40 % AFP 40 % AFP 

Basis: 20 % 

Premium: 40 % 

AFP 40 % 

Brandenburg X X AFP 20 % AFP 40 % AFP 40 % 

Mecklenburg-Vorpommern AFP 40 % AFP 20 % AFP 

40 % für flüssigen WD 

20 % für festen WD 

AFP 



Hessen AFP 40 % AFP 20 % AFP/ELER 



AFP/ELER 40 % 

Sachsen-Anhalt AFP 20 % 9) AFP 20 % 10) AFP 20 % 9) 10) 9) 10) 

AFP 20 % 

Rheinland-Pfalz AFP 40 % 11) AFP 20 % AFP 20 % 10) AFP 20 % 10) 

Sachsen 

ELER 

40 % 

(plus 5 % in benacht. 

Gebieten) 2) 

ELER 

40 % 


Gebieten) 2) 

ELER 

40 % 


Gebieten) 2) 

ELER 

40 % 


Gebieten) 

Thüringen AFP 20 % 9) 10) AFP 20 % 10) AFP 20 % 9) 10) 9) 10) 

AFP 20 % 

Schleswig-Holstein AFP 40 % AFP 20 % AFP 40 % 

AFP 

(bis 12 Monate 

Lagerkapazität) 

40 % 

Saarland AFP 40 % AFP 20 % AFP 20 % AFP 

Basis: 20 % 

Premium: 40 % 

84


praxis 

1) 

Landesförderung von Investitionen landwirtschaftlicher Betriebe zur Verbesserung des 

Nährstoffeinsatzes (IVN). 

2) 

Sachsen unterscheidet bei der Fördervergabe nicht zwischen abgedeckten und unabgedeckten 

Lagerbehältern. 

3) 

Die Kosten für das Stallbauvorhaben müssen höher sein als die Investition für die Güllelager. 

4) 

Nur für WD aus dem eigenen Unternehmen. Nicht für Gärreste und mobile Anlagen. 

5) 

Reduzierung auf 20 %, wenn die betriebliche Mindestlagerkapazität nach Durchführung der 

Investition nicht mindestens 2 Monate über den betriebsindividuellen ordnungsrechtlichen 

Standard hinausgeht. 

6) 

Vergängliches Material nicht förderfähig. 

7) 

Nur in Kombination mit dem Kauf neuer Ausbringtechnik gem. GAK-Anlage 3. 

8) 

Förderung der Diversifizierung von Tätigkeiten im landwirtschaftlichen und landwirtschaftsnahen 

Bereich (EU „De-minimis“-Verordnung in Kombination mit GAK und Landesrichtlinie) 

vgl. www.landwirtschaftskammer.de/foerderung/laendlicherraum/investition/diversifizierung.htm. 

9) 

Eine Förderung mit 40 Prozent ist möglich, wenn die Lager über eine feste Abdeckung und über 

eine Mindestlagerkapazität verfügen, die zwei Monate über die betriebsindividuellen ordnungsrechtlichen 

Vorgaben hinausgeht. 

10) 

Bei Investitionen in Stallbauten, bei denen die Investitionen zur Erfüllung der Premiumförderung 

überwiegen, kann der Fördersatz von 40 Prozent auf die Investitionen zur Lagerung von festen und 

flüssigen Wirtschaftsdüngern übertragen werden. 

11) 

Wenn es durch die Investition zu einer deutlichen Minderung von Emissionen bei der Lagerung 

von flüssigen Wirtschaftsdüngern kommt. 

12) 

Förderung von Investitionen in Spezialmaschinen und Umweltinvestitionen (FISU) unter Einsatz 

von Mitteln aus dem ELER-Entwicklungsprogramm (auch für Lohnunternehmen und Maschinenringe). 

Errichtung fester Abdeckungen 

auf bestehenden 

Behältern 

Einbau schwimmender 

Abdeckungen für 

bestehende Behälter 

Anlagen zur Separierung 

und Verbesserung der 

Transportwürdigkeit von 

Gülle und Gärresten 

Technik zur umweltgerechten und 

nährstoffeffizienten Ausbringung 

von Gülle und Gärresten 

NIR-Sensoren an Güllefässern 

zur Bestimmung der 

Inhaltsstoffe 

Programm Höhe Programm Höhe Programm Höhe Programm Höhe Programm Höhe 

X X X X X X KULAP 

Zuschuss für ausgebrachte 

Menge pro m 3 

BaySL digital 

Teil B 

(reine Landesmittel) 

40 % 

AFP 

20 % 

IVN 1) 35 % 

AFP 20 % IVN 1) 35 % AFP 20 % IVN 1) 35 % 

AFP 40 % 9) X X AFP 20 % AFP 20 % AFP 20 % 

ELER 70 % X X Diversifizierung 7) 20 % ELER 

Agrarbetriebe 30 % 

Lohnunternehmer 20 % 

X 

X 

X X X X AFP 20 % 4) X X X X 

X X X X AFP 20 % AFP 20 % AFP 20 % 

AFP 40 % 5) AFP 20 % 6) AFP 20 % 4) AFP 20 % 7) AFP 20 % 7) 

AFP 20 % 9) 10) X X X X AFP 20 % AFP 20 % 

AFP 40 % 11) X X AFP 20 % FISU 12) 40 % X X 

ELER 

40 % 


Gebieten) 

X 

X 

ELER 

(Nach Prüfung am 

Einzelfall) 

40 % 

GAK 

(Sondermittel) 

+ ELER 

25 % X X 

AFP 20 % 9) 10) X X AFP 20 % 10) AFP 20 % AFP 20 % 7) 

AFP 40 % AFP 20 % X X AFP 20 % X X 

AFP 20 % AFP 20 % AFP 20 % 

AFP (nur mit 

komplettem Fass) 

20 % AFP 20 % 

85

Wissenschaft 


Mischanbau kann den Silomaisanbau 

ökologisch verträglicher machen 

Hummel in der Blüte 

der Kapuzinerkresse im 

Maisbestand. 

Mit 2,6 Millionen (Mio.) Hektar (ha) wurden 2019 knapp 23 Prozent der deutschen 

Ackerfläche mit Mais bestellt. Silomais machte 2,2 Mio. ha aus (DESTATIS – Statistisches 

Bundesamt, 2020). Besonders in Regionen mit einem hohen Anteil an Veredelungsbetrieben 

und Biogasanlagen kann es zu einem hohen Anteil an Mais auf den Ackerflächen 

und in der Fruchtfolge kommen. Da Maisbestände wenig Nahrung für Blüten besuchende 

Insekten bieten, wird derzeit in Baden-Württemberg der Einfluss von blühenden Gemengepartnern 

auf die Leistung von Silomais erforscht. 

Von Vanessa Schulz 

Das Projekt wird im Rahmen des Sonderprogramms 

zur Stärkung der biologischen 

Vielfalt der baden-württembergischen 

Landesregierung gefördert. Forschende 

des Landwirtschaftlichen Technologiezentrums 

Augustenberg (LTZ), des Kompetenzzentrums 

Ökologischer Landbau Baden-Württemberg (KÖLBW), 

der Hochschule für Wirtschaft und Umwelt Nürtingen- 

Geislingen (HfWU) sowie des Landwirtschaftlichen 

Zentrums Baden-Württemberg (LAZBW) machten sich 

zum Ziel, ein leistungsfähiges und zugleich ökologisch 

aufwertendes Anbausystem für Mais zu entwickeln. 

Mais, der im 16. Jahrhundert aus Südamerika nach 

Europa kam, wurde in den Herkunftsregionen in traditioneller 

Subsistenzwirtschaft im Mischanbau kultiviert. 

Der Mischanbau sicherte den Nahrungsmittelbedarf 

einer Familie sowie einen kleinteiligen Handel. Besondere 

Verbreitung erlangte die Kombination von Mais, 

Stangenbohne und Ölkürbis, die man deshalb umgangssprachlich 

auch als die „drei Schwestern“ bezeichnete. 

Der Stärkelieferant Mais bot der Bohne eine Rankhilfe, 

während die Bohne als Leguminose ihren Stickstoff aus 

der Luft fixierte. Der Ölkürbis beschattete mit seinen 

großen Blättern den Boden und trug zur Unkrautunterdrückung 

bei. Auch für moderne Agrarsysteme kann der 

Mischanbau von Interesse sein. Durch zusätzliche Blüten 

können Nahrungsquellen für Insekten geschaffen 

werden, die in ausgeräumten Agrarlandschaften wenig 

Nahrung finden. Allerdings muss die Bewirtschaftung 

solcher Mischanbausysteme mit der Betriebstechnik 

und der Verwertung vereinbar sein. Daher gilt es, neben 

dem positiven Nutzen auch die Bewirtschaftung mit 

vorhandener Betriebstechnik im Auge zu behalten. 

Legume und nicht-legume Partner 

untersucht 

Um geeignete Mischungspartner zu finden, wurden Versuche 

mit verschiedenen legumen und nicht-legumen 

Partnern vorgenommen. Diese Partner wurden zeitgleich 

mit dem Mais etabliert und hinsichtlich ihres 

Fotos: Schulz/LTZ 

86


Wissenschaft 

Anlagenbau 

Luzerne im Maisbestand. 

Blühaspektes sowie des Trockenmasse- 

(TM)-Ertrages und der Eignung als Biogassubstrat 

getestet. Gesät wurde der Mais 

(KWS Figaro, 8 Körner m 2 ) in Einzelkornsaat 

(EKS). Die Mischungspartner wurden 

am selben Tag in einem absätzigen Verfahren 

mittels Parzellentechnik und einer für 

die Reinsaat empfohlenen Aussaatstärke 

ausgebracht. 

Legume Partner waren Luzerne [Medicago 

sativa, 15 Kilogramm (kg) ha], Echter 

Steinklee (Melilotus officinalis, 4 kg ha), 

Sommerwicke (Vicea sativa, 70 kg ha) 

und Stangenbohnen (Phaseolus vulgaris, 

4,5 Körner m 2 ). Während Luzerne, 

Echter Steinklee und Sommerwicke als 

Mischungspartner in der Praxis nicht etabliert 

sind, wurden Mais-Stangenbohnen- 

Gemenge im Jahr 2019 deutschlandweit 

bereits auf 4.000 ha angebaut (Mund, 

2019). Dafür ist bereits fertig gemischtes 

Mais-Stangenbohnen-Saatgut im Handel 

erhältlich. Alternativ steht ein Saatgutmix 

mehrerer Stangenbohnen-Sorten als Einzelkomponenten 

zur Verfügung, der in Mischung 

mit der betriebseigenen Maissorte 

ausgesät werden kann. Als nicht-legume 

Partner wurden Mini-Kürbisse (Cucurbita 

pepo, 1,6 Körner m 2 ) und Kapuzinerkresse 

(Tropaeolum majus, 18 Körner m 2 ) getestet. 

Mischungspartner müssen 

zusätzliches Blühangebot 

bereitstellen 

Für eine ökologische Aufwertung der Bestände 

hinsichtlich der Insektenfreundlichkeit 

ist es wichtig, dass die Mischungspartner 

ein zusätzliches Blühangebot zur 

Verfügung stellen und von den heimischen 

Insekten genutzt werden. Daher musste 

der Steinklee ausgeschlossen werden, 

da er im Mais-Schatten nicht zur Blüte 

kommt. Ansonsten boten alle Partner ein 

zusätzliches Blühangebot. 

Die Sommerwicke kann in der untersuchten 

Aussaatstärke ebenfalls nicht empfohlen 

werden, da sie im Gemengebestand 

eine zu große Konkurrenz darstellt. Zwar 

überzeugte sie durch einen frühen Blühbeginn, 

doch die Blühphase dauerte nur 

knapp zwei Wochen. Zudem sondern Wicken 

allelopathische Substanzen über 

Wurzeln und absterbendes Pflanzenmaterial 

ab, die das Maiswachstum negativ 

beeinflussen. Kapuzinerkresse, Stangenbohne, 

Luzerne und Mini-Kürbisse sind 

potenziell geeignete Mischungspartner 

(siehe Tabelle). 

Die Kapuzinerkresse ist interessant, da sie 

bis zum ersten Frost beziehungsweise bis 

zum Umbruch der Maisstoppeln blühte. 

Damit schafft sie ein Blühangebot über die 

Silomaisernte hinaus. Mit 183 Dezitonnen 

(dt) ha lieferte die Mais-Kresse-Kombination 

2019 unter konventionellen Bedingungen 

TM-Erträge, die sich nicht von der 

Kontrolle (Mais ohne Mischungspartner) 

unterschieden. Der Biogasertrag von 560 

Normliter pro kg organische Trockensubstanz 

(Nl/kg oTS) und der Methangehalt von 

53,8 Prozent unterschieden sich ebenfalls 

nicht von einer reinen Maissilage. 

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Wissenschaft 


TM-Erträge (dt ha), TM-Gehalte (%) sowie Biogasertrag (Nl/kg oTS) und Methangehalt (%) unter konventioneller und ökologischer 

Bewirtschaftung im Jahr 2019 für den Mischanbau mit Kapuzinerkresse, Stangenbohnen, Luzerne und verschiedenen Mini-Kürbissen 

konventionell 

ökologisch 

TM-Ertrag TM-Gehalt Biogasertrag Methangehalt TM-Ertrag TM-Gehalt Biogasertrag Methangehalt 

(dt ha) (%) (Nl/kg oTM) (%) (dt ha) (%) (Nl/kg oTS) (%) 

Mais (Kontrolle) 179 32,7 562 53,9 169 34,6 560 53,9 

Mais + Kapuzinerkresse 183 32,7 560 53,8 152 34,6 558 54,1 

Mais + Stangenbohne 186 29,5 555 53,9 157 33,1 560 54,1 

Mais + Luzerne 157 32,0 563 53,6 157 34,1 562 54,1 

Mais + Kürbis I 177 32,5 561 53,8 161 34,6 561 54,2 

Mais + Kürbis II 176 32,2 561 54,0 168 34,0 559 54,2 

Mais + Kürbis III 158 32,1 560 53,8 142 34,9 561 54,0 

Stange BGJ 4_2018.pdf 1 08.06.18 12:01 

Mais-Stangenbohnen-Gemenge so gut 

wie die Kontrollvariante 

Auch unter ökologischen Bedingungen lagen der TM- 

Ertrag mit 152 dt ha sowie Biogasertrag und Methangehalt 

mit 558 Nl/kg oTS und 54,1 Prozent im Bereich 

der Kontrolle. Die Stangenbohne blühte erst relativ 

spät, teilweise gleichzeitig mit dem Mais. Da die Blüten 

der Stangenbohne, anders als bei der Kapuzinerkresse, 

oberhalb der Häckslerschnitthöhe liegen, wird dieses 

Blühangebot durch die Ernte weitgehend beendet. 

Die TM-Erträge des Mais-Stangenbohnen-Gemenges 

von 186 dt ha im konventionellen und 157 dt ha im 

ökologischen Anbau waren vergleichbar mit denen der 

jeweiligen Kontrolle. 

Die Biogasausbeuten waren kaum niedriger als bei 

reiner Maissilage. Der Methangehalt wurde durch die 

Stangenbohnen nicht beeinflusst. Weitere interessante 

Mischungspartner können Luzerne und Mini-Kürbisse 

sein. Die Luzerne erzielte zwar geringere TM-Erträge als 

die Kontrolle, überzeugte aber durch das Blühangebot. 

Unter ökologischen Anbaubedingungen konnte sie sich 

allerdings aufgrund der mechanischen Unkrautregulierung 

nicht gut etablieren. Unterschiede in Biogasertrag 

und Methangehalten konnten nicht nachgewiesen 

werden. 

Beim Mischanbau mit Mini-Kürbissen wurde beobachtet, 

dass mit zunehmender Fruchtgröße (Kürbis I 0,2 

bis 0,4 kg, Kürbis II 0,1 kg, Kürbis III 2 bis 4 kg) der 

TM-Ertrag geringer als bei reiner Maissilage war. Unterschiede 

in Biogasertrag und Methangehalt im Vergleich 

zu den Kontrollen ließen sich nicht nachweisen. Unabhängig 

vom gewählten Mischungspartner lagen die 

TM-Gehalte alle in einem silierbaren Bereich. 

Herausforderungen 

Die Herausforderungen des Mischanbaus betreffen 

derzeit Saattechnik und Unkrautkontrolle. Eine systemangepasste 

Unkrautkontrolle ist im Mais-Mischanbau 

unerlässlich. Für den Mais-Stangenbohnen-Anbau 

ist bereits ein praxistaugliches System verfügbar; eine 

gemeinsame Aussaat mittels Einzelkornsaat und eine 

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Wissenschaft 

Fotos: links: Schulz/LTZ rechts: Stolzenburg/LTZ 

Wildbienen in Kürbisblüte unter Mais. 

Saat, 2,8 Liter Stomp/ha + 1 Liter Spectrum/ha) sind 

möglich. Der Bestand kann alternativ auch gestriegelt 

und gehackt werden. 

Bei der Verwendung von anderen Mischungspartnern 

gibt es mehrere verschiedene Aussaatoptionen. Die 

Abbildung auf Seite 86 fasst diese zusammen. Zum 

einen kann die Aussaat von Mais und Mischungspartner 

zeitgleich als Saatgutmischung erfolgen. Dadurch 

befinden sich Mais und Partner in einer Reihe, was 

ein Hacken zwischen den Reihen ermöglicht. Bei der 

chemischen Unkrautkontrolle müssen die eingesetzten 

Herbizide sowohl für Mais als auch für den Mischungspartner 

verträglich sein. 

Um eine Entmischung des Saatgutes im Säaggregat 

zu verhindern, muss die Tausendkornmasse (TKM) des 

Partners in etwa der des Maises entsprechen. Dies ist 

bei den Mischungspartnern Stangenbohne, Kapuzinerkresse 

und einigen Kürbissorten realisierbar. 

Bohnenblüte am Mais. 

89

Wissenschaft 


regulierung ausschließt. Gemein ist diesen 

Verfahren, dass lediglich eine Überfahrt 

notwendig wird. Dies schont sowohl Boden 

als auch den Kraftstoffverbrauch. 

Bei einer Aussaat des Mischungspartners 

nach dem Abschluss aller Unkrautkontrollmaßnahmen 

im Mais können sowohl 

mechanische als auch chemische Unkrautregulierungsmaßnahmen 

praxisüblich 

durchgeführt werden. Die TKM des 

Mischungspartners kann sich von der des 

Maises unterscheiden. Der Vorteil einer 

späteren Aussaat ist, dass der Mais im ersten 

Abschnitt seiner Jugendphase keiner 

Konkurrenz durch einen Mischungspartner 

unterliegt. Durch eine spätere Aussaat 

verzögert sich allerdings der Eintritt des 

Blühangebots des Mischungspartners, der 

für die insektenfreundliche Aufwertung 

wichtig ist. Zudem sind zwei Überfahrten 

notwendig. 

Fazit: Der Anbau von Mais mit Mischungspartnern 

kann eine interessante Alternative 

gegenüber dem reinen Silomaisanbau sein. 

Es lohnt sich, diese zunächst in kleinem 

Umfang auf dem Betrieb zu erproben. Bei 

der richtigen Wahl der Mischungspartner 

entstehen keine Nachteile für den Ertrag 

oder die Biogasleistung, während der 

Maisbestand ökologisch aufgewertet wird. 

Derzeit sind die Kombination von Mais und 

Bohne sowie von Mais und Kapuzinerkresse 

besonders interessant und erfolgsversprechend. 

Mais-Stangenbohnen- 

Mischanbau: Beim Blick in 

die Maisreihe ist sehr gut zu 

sehen, wie die Stangenbohnen 

den Mais als Rankhilfe 

benutzen. 

Mischungspartner mit deutlich kleinerer 

TKM (hier: Wicke, Luzerne, Steinklee) können 

mittels eines auf der EKS aufgebauten 

Sägerätes bei der Maissaat als Band unterhalb 

oder direkt neben der Maisreihe ausgebracht 

werden. 

Herausforderungen bei der zeitlichen und räumlichen Etablierung von Mischungspartnern 

im Mais, wenn die Aussaat des Partners gemeinsam mit dem Mais oder 

getrennt erfolgen soll 

Räumlich 

gemeinsam 

getrennt 

gemeinsam 

EKS als Saatgutmischung 

– oder – 

EKS Mais + Ablage des Partners als Band 

unterhalb/direkt neben der Maisreihe 

ff 

Unkrautkontrolle: 

Mechanisch: möglich 

Chemisch: Pflanzenschutzmittel muss 

für beide Partner verträglich sein 

ff 

Eine Überfahrt 

ff 

Bei Saatgutmischung muss TKM des 

Partners dem des Maises entsprechen 

EKS Mais + Streuung des Partners 

ff 

Unkrautkontrolle 

Mechanisch: nicht mehr möglich, da Partner 

auch zwischen den Maisreihen steht 

Chemisch: Pflanzenschutzmittel muss für 

beide Partner verträglich sein 

ff 

Eine Überfahrt 

ff 

TKM des Mischungspartners kann von dem 

des Maises unterschiedlich sein 

Zeitlich 

getrennt 

Zu einem späteren Zeitpunkt kann 

der Mischungspartner nicht mehr in 

die Maisreihe gesät werden 

EKS Mais + Ausbringung des Partners nach 

Abschluss aller Unkrautkontrollmaßnahmen 

ff 

Unkrautkontrolle 

Mechanisch: möglich 

Chemisch: Pflanzenschutzmittel zeitlich 

vor der Mischungspartnersaat, daher keine 

Verträglichkeitsprobleme 

ff 

Zwei Überfahrten 

ff 

TKM des Mischungspartners kann von dem 

des Maises unterschiedlich sein 

In diesem Fall gelten dieselben Voraussetzungen 

für den Pflanzenschutz wie bei 

der Verwendung einer Saatgutmischung 

(mechanisch und chemisch). Alternativ 

kann das Saatgut breit gestreut werden, 

was allerdings eine mechanische Unkraut- 

Hinweis: Die Literaturquellen sind auf 

Anfrage bei der Autorin erhältlich. 

Autorin 

Vanessa Schulz 

Hochschule für Wirtschaft und Umwelt 

Nürtingen-Geislingen 

Projekt „Diversifizierung Silomais“ 

Landwirtschaftliches Technologiezentrum Augustenberg 

Außenstelle Rheinstetten-Forchheim 

Kutschenweg 20 · 76287 Rheinstetten 

07 21/95 18-216 

vanessa.schulz@ltz.bwl.de 

www.ltz-augustenberg.de 

Foto: Weisenburger/ehe. LTZ 

90


Wissenschaft 

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Netzausbau: 

ein Missing Link weniger 

Im Drosselraum: Hier 

wird der Hochspannungsstrom 

auf die 

Frequenz von 50 Hertz 

gebracht. 

Nach vier Jahren Bauzeit und fast 2 Milliarden Euro Kosten ist es nun soweit: Die Stromverbindung 

NordLink zwischen Norwegen und Norddeutschland nimmt ihren Betrieb auf. 

Ein Meilenstein für eine effizientere Nutzung von Erneuerbaren Energien über Grenzen 

hinweg. 


Nortorf bei Wilster? Wer kennt südlich der 

Elbe schon diesen südholsteinischen Ort? 

Wohl kaum einer. Und doch wird eben 

dieses Nortorf bei Wilster mit seinen weniger 

als tausend Einwohnern, wie es der 

Übertragungsnetzbetreiber TenneT gerne kolportiert, 

„Dreh- und Angelpunkt für die Energiewende“ sein. 

Dieses Attribut hat triftige Gründe. Denn hier in der 

Landgemeinde westlich der Kleinstadt Wilster steht der 

schon von Weitem sichtbare Gebäudeklotz, in dem der 

Konverter untergebracht ist, der die durch die Nordsee 

verlegte Gleichstromtrasse (NordLink) mit dem deutschen 

Stromnetz verbindet. 

Und später, wenn das Vorhaben irgendwann fertig sein 

wird, soll auch hier nördlich der Elbe das Kabel der 

Trasse SüdLink einmal angeschlossen werden, um vom 

windreichen Norden die Erneuerbaren Energien in den 

Süden der Republik zu transportieren. Letzteres ist 

noch Zukunftsmusik, NordLink hingegen schon funktionstüchtige 

Gegenwart. Dabei muten die verschiedenen 

Räume der klobigen, grün gestrichenen Riesenhalle 

des Konverters wie eine Begegnung mit einer 

interstellaren Raumstation an. 

Senkrechte, spiralförmige Elemente, in denen dicke 

Kabel eintauchen, stehen in monochromem Silbergrau 

im Raum. „Das ist die Drosselhalle“, erklärt Frank 

Wehling, „hier wird der Wechselstrom geglättet, damit 

er am Ende eine saubere Frequenz von 50 Hertz 

aufweist und dann ins Übertragungsnetz eingespeist 

werden kann“. Diesem Bereich vorgelagert ist die sogenannte, 

ebenso spacig anmutende Ventilhalle, in 

der das eigentliche Umrichten von Gleich- in Wechselstrom 

erfolgt. 

Konverter braucht selbst auch viel Strom 

„Wenn das hier in Betrieb ist, dann muss diese Halle 

aktiv gekühlt werden, weil viel Wärme beim Umwandlungsprozess 

abgegeben wird“, erklärt der 40-jährige 

Elektrotechnik-Ingenieur stehend vor den über dem 

Boden aufgehängten meterlangen silbernen Ventilen. 

In diesen Ventilen stecke das Allerneueste einer Technologie, 

die Experten „VSC-HVDC“ abkürzen: Hochspannungsgleichstromübertragung 

in selbstgeführten 

Stromrichtern. Kleine Notiz am Rande: Auch das Umrichten 

von Strom braucht selbst Energie: Der Bedarf 

in Nortorf liegt bei rund 1 MW installierter Leistung. 


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International 

Im Ventilraum: Ein Mitarbeiter von TenneT steht 

vor einer Spindel, in der Gleichstrom in Wechselstrom 

umgewandelt wird. 

Ventilatorenpakete der Klimaanlage, die die sogenannte Ventilhalle kühlen, 

weil viel Wärme beim Umwandlungsprozess abgegeben wird. 

Wehling hat das Engineering der deutschen Seite des 

vom schwedisch-schweizerischen Technikkonzern ABB 

hergestellten Konverters seitens des zukünftigen Betreibers 

TenneT seit 2016 verantwortlich gemanagt. 

Der Konverter wandelt den Strom vom Nordlink-Kabel 

in Wechselstrom um, das sich von Norwegen bis Nortorf 

mit einer Gesamtlänge von 623 Kilometern erstreckt. 

Auf der Leitung liegt eine Spannung von 525 Kilovolt 

(kV) an. Wehling betrachtet den Bau gänzlich aus europäischer 

Perspektive, „es ist ein wichtiges Teil hin zu 

einer europäischen Vernetzung“. 

Obschon nun die Installationsarbeiten in Nortorf vollendet 

sind und Wehling vielleicht genau deshalb einen 

relativ entspannten Eindruck hinterlässt, war es für ihn 

in den vergangenen vier Jahren sicherlich nicht immer 

eine leichte Aufgabe, das Riesenprojekt immer auf 

Kurs zu halten. Unter anderem waren auch die Gründungsarbeiten 

im schwierigen Marschboden mit dem 

Einsatz von fast 20 Meter langen Pfählen kein technischer 

Spaziergang. 

Zudem galt es, in Spitzenzeiten über 100 Arbeiter, die 

auf einer Fläche von 3,5 Hektar am „Dreh- und Angelpunkt 

der Energiewende“ baggerten, bauten, schraubten 

und montierten, effizient zu koordinieren. Dabei 

ist die imposante Konverter-Station in der südholsteinischen 

Marsch letztlich auch nur eine Komponente 

eines Gesamtvorhabens, das am Ende ein Budget von 

fast 2 Milliarden Euro verschlungen hat. Realisiert hat 

es ein norwegisch-deutsches Konsortium, an dem zu 

jeweils 50 Prozent der norwegische Übertragungsnetzbetreiber 

Statnett sowie die DC Nordseekabel GmbH 

& Co.KG beteiligt sind. An der DC Nordseekabel, die 

den Bau und die Genehmigungen auf deutscher Seite 

verantwortete, halten TenneT und die Kreditanstalt für 

Wiederaufbau (KfW) jeweils 50 Prozent der Geschäftsanteile. 

Probebetrieb im Dezember 

Während Wehling nach getaner Arbeit westlich von 

Wilster peu à peu ins nächste Projekt von TenneT, 

nämlich BorWin 5, einsteigt, laufen gegenwärtig die 

Systemtests für NordLink an. „Es sieht ganz gut aus“, 

verrät der Technische Vorstand von TenneT, Tim Meyerjürgens, 

über den derzeitigen Check des „komplexen 

Systems“. Ab Dezember soll der Probebetrieb starten, 

mit Beginn des neuen Jahres sei die Konverter-Station 

dann voll in Betrieb, so Meyerjürgens. 

Offizielle Einweihung 

soll dann – hoffentlich 

mit weniger Corona-Drama als 

derzeit – im Frühjahr nächsten 

Jahres sein. 

Damit ist – zumindest von der 

Netzseite – auch ein wichtiger 

Baustein für eine weiter voranschreitende 

Energiewende in 

Deutschland gelegt. Denn mit 

dem Nordlink-Kabel besteht 

die Möglichkeit, sowohl Strom 

aus Erneuerbaren Energien in Überschuss-Situationen 

nach Norwegen zu transportieren als auch bei Bedarf 

norwegische Wasserkraft ins deutsche Netz einzuspeisen. 

Die Leitung bringt damit ein neues Speicherungspotenzial 

von 1.400 Megawatt ins Spiel. 

„Damit tragen wir im Zuge des fortschreitenden Ausbaus 

der Erneuerbaren Energien entscheidend zur 

zukünftigen Versorgungssicherheit bei“, unterstreicht 

Tim Meyerjürgens, „und dies ist für so ein ausgeprägtes 

Industrieland wie Deutschland ein enorm wichtiges 

und hohes Gut. Wir liegen zwar schon heute bei 

99,99 Prozent Sicherheit, aber wir streben die 100 

Prozent an.“ Angesichts dieses Aspektes betont auch 

Meyerjürgens, dass dies bei einem konsequenten 

Frank Wehling 

Der Elektrotechnik- 

Ingenieur hat den Bau 

der Konverterstation 

gemanagt. 

93

International 


Außenansicht der Konverterstation in Nortorf. 

Ausstieg aus der konventionellen Energieerzeugung 

ohne engere Zusammenarbeit 

der europäischen Länder oder mit anderen 

Worten ohne enge internationale Stromnetze 

nicht zu erreichen ist. 

„Elektronen interessieren sich ohnehin 

nicht für Politik“, entgegnet der TenneT- 

Vorstand beispielsweise auf die Frage, ob 

sich der Austritt Großbritanniens aus der 

Europäischen Union negativ auf die europäische 

Vernetzung der Offshore-Windenergie 

in der Nordsee auswirke. „Großbritannien 

spielt im Kontext zur Offshore-Windenergie 

in der Nordsee weiterhin eine große Rolle“, 

sagt Meyerjürgens und verweist auf die 

Chancen, die die geplanten niederländischen 

Gleichstromprojekte mit britischen 

Offshore-Parks böten. 

Ohnehin stehen alle im Netzgeschäft engagierten 

Akteure in den Nordsee-Anrainerstaaten, 

ob nun in Dänemark, Norwegen, 

Deutschland und den Niederlanden, schon 

seit Längerem in intensiven Konsultationen 

darüber, wie zukünftige Offshore-Windenergieprojekte 

miteinander durch Gleichstromtechnik 

am besten zu verbinden sind. 

„Denn wenn man die Dekarbonisierung 

wirklich will, dann brauchen wir Offshore- 

Windenergie in einer noch ganz anderen Dimension“, 

ist sich Meyerjürgens sicher, „es 

müssten dann schon 150 Gigawatt sein.“ 

Im Zuge dessen wird auch die Erzeugung 

von Wasserstoff auf dem Meer zukünftig 

eine wachsende Bedeutung einnehmen; 

erste Projekte dazu gibt es schon, Aquaventus 

beispielweise, aber auch TenneT 

plant im ostfriesischen Diele mit Thyssen 

„Großbritannien spielt 

im Kontext zur Offshore- 

Windenergie in der 

Nordsee weiterhin eine 

große Rolle“ 

Tim Meyerjürgens 

Gas und GasUnie die Netzanbindung von 

Elektrolyseuren, die den erzeugten Wasserstoff 

ins Gasnetz einspeisen sollen. Ohne 

in die Erzeugung einsteigen zu wollen, so 

Meyerjürgens, sei man als Netzbetreiber 

daran interessiert, dass „Elektronen und 

Gasmoleküle mehr und mehr zusammenwachsen“. 

Aktuell existiert in der europäischen Nordsee 

eine installierte Leistung aber erst von 

40 Gigawatt, zudem kommt noch kein 

grüner Wasserstoff von der Nordsee. Es 

liegt also noch viel Arbeit vor der Energiewirtschaft 

– auch für TenneT, weshalb der 

mächtige Konverter bei Wilster im Verhältnis 

zu den noch bevorstehenden Umbauaufgaben 

vor dem geistigen Auge zusammenschrumpft. 

NordLink: nur marginaler Einfluss 

auf deutschen Strommarkt 

Wie groß der Einfluss von NordLink und 

dem Konverter für den deutschen Strommarkt 

und die Strompreise direkt nach 

Inbetriebnahme tatsächlich sein wird, darüber 

äußert man sich in den Reihen des 

Übertragungsnetzbetreiber TenneT eher 

Mitarbeiter von ABB checken die Konverteranlage 

vor der Inbetriebnahme. 

spar sam. „Den Einfluss von NordLink auf 

das Gesamtgeschehen in Deutschland erachte 

ich aus Sicht der Netzbetreiber eher 

marginal“, so Meyerjürgens. Zudem mag 

er nur ungern Prognosen über die Entwicklung 

des Strommarktes abgeben, zumal in 

Zeiten, in denen sich der Energiemarkt fundamental 

verändere. 

Allerdings ist er sich sicher, dass der Verbraucher 

langfristig mit günstigeren Strompreisen 

rechnen kann, weil im Zuge einer 

besseren Vernetzung heute überschüssige 

Strommengen in Zukunft dann günstig im 

Netz aufgenommen werden können und 

zur Verfügung stehen. Das würde vielleicht 

auch helfen, heutige Hochpreisphasen im 

Strommarkt in Zukunft deutlich zu glätten. 

Was sicherlich auch das Geschäftsmodell 

von jetzt flexibilisierten Biogasanlagen 

in einer Post-EEG-Ära auf den Prüfstand 

stellen könnte. „Was die europäische 

Vernetzung für Auswirkungen auf einzelne 

Erzeugungsarten der Erneuerbaren in 

Deutschland haben wird, darüber spekuliere 

ich nicht, wenngleich klar ist, dass es für 

viele Bestandsanlagen echte Herausforderungen 

geben wird“, verdeutlicht TenneT- 

Vorstandsmitglied Meyerjürgens. 

Autor 

Dierk Jensen 


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Biogasanlage in 

Niederösterreich. 

Wien 

Grüne Regierung, 

(kein?) grünes Gasnetz 

Der Biogassektor in Österreich sieht seine Zukunft in der Biomethaneinspeisung ins Gasnetz. 

Somit könnte Biogas zur Versorgungssicherheit beitragen und die Erneuerbaren Energien 

auch in den Städten voranbringen. Große Enttäuschung herrscht nun, nachdem die neue 

Bundesregierung unter Beteiligung der Grünen diese Strategie in einem richtungsweisenden 

Gesetzentwurf komplett ignoriert. 


Klimaschutzministerin 

Leonore Gewessler bei 

der Vorstellung des Begutachtungsentwurfs 

eines Erneuerbaren- 

Ausbau-Gesetzes. 

Österreich fährt zurzeit – in etwa parallel 

zu Deutschland – in eine neue Energiezukunft: 

Wie beim großen Nachbarn auch 

wurde im September der Entwurf eines Erneuerbare-Energien-Gesetzes 

vorgestellt, 

das in der Alpenrepublik Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz 

(EAG) heißt. Die Vorgeschichte ist hier aber um einiges 

turbulenter: Während in Deutschland seit 15 Jahren 

Angela Merkel regiert, werkelt in Österreich seit Jahresanfang 

schon die vierte Bundesregierung 

binnen drei Jahren 

an diesem Thema; darunter eine 

siebenmonatige Beamtenregierung 

mit einer Kanzlerin namens 

Brigitte Bierlein. 

Erst kam Ibiza, dann Corona: Nach 

einem Urlaubsvideo seines Vizekanzlers 

Strache entledigte sich 

Regierungschef und ÖVP-Obmann 

Sebastian Kurz – orchestral unterstützt 

von den Leitmedien des 

Landes – seines Koalitionspartners 

FPÖ, um sich nach den Neuwahlen 

vergangenen Herbst einen 

neuen Partner zu angeln: die Grünen. 

Das im Januar präsentierte 

Regierungsprogramm weist mit 

Foto: BMK/Cajetan Perwein 

dem Ziel „Klimaneutralität bis 2040“, unter anderem 

durch den anvisierten Ausstieg aus Öl- und Gasheizungen, 

einen deutlichen grünen Schwerpunkt auf. 

Nachdem die Energiewende gut zweieinhalb Jahre auf 

Eis lag, dauerte es nun – auch pandemiebedingt – bis 

zum 16. September, ehe die Grazer Grünenpolitikerin 

Leonore Gewessler, jetzt Superministerin für vieles, 

vor allem Klimaschutz und Energie, der Presse mit 

dem EAG ein „Gesetzespaket, das den Energiemarkt 

für Jahrzehnte prägen wird“, präsentieren konnte. Das 

EAG soll die Grundlage sein, um Österreich bis 2030 

vollständig mit erneuerbarem Strom zu versorgen! 

Planung: 50 Prozent mehr Ökostrom 

in 10 Jahren 

Was nach einem großen Wurf klingt, muss relativiert 

werden: Schon heute hat Österreich einen Ökostromanteil 

von 78 Prozent und ist damit eindeutige Spitze 

in der EU. Rund 60 Prozent liefert die große Wasserkraft, 

18 Prozent steuern Anlagen bei, die nach dem 

Ökostromgesetz gefördert werden. Das Ziel 100 Prozent 

Ökostrom bis 2030 hatte bereits die ÖVP/FPÖ- 

Vorvorgängerregierung ausgegeben. Gewessler erläuterte, 

dass mit dem EAG die Ökostromproduktion in 

zehn Jahren um etwa 50 Prozent oder 27 Milliarden 

(Mrd.) Kilowattstunden pro Jahr erhöht werden soll. 

Davon entfallen 11 Mrd. kWh auf die Photovoltaik, 10 

Foto: Adobe Stock_fotofritz16 

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International 

Die Entwicklung der erneuerbaren Stromerzeugung in Österreich 

Foto: BMK 

In der schwarzen 

Linie unter „Sonstige 

Erneuerbare“ verbirgt 

sich auch Biogas. 

Mrd. kWh auf die Windenergie und 5 Mrd. auf die Wasserkraft. 

Eine weitere Terawattstunde soll von Anlagen 

für feste Biomasse kommen. 

In den Medien und bei Verbänden löste der Gesetzentwurf 

Anerkennung bis Begeisterungsstürme aus: Da 

war die Rede von einem „Riesenschritt für den Klimaschutz“. 

Der Photovoltaikverband sieht den „Grundstein 

für eine echte Solar-Revolution“ gelegt. Dagegen 

äußerten der Gewerkschaftsbund ÖGB und die konventionelle 

Energiewirtschaft Skepsis wegen der entstehenden 

Kosten. Gewessler versprach, dass die Kosten 

im Dreijahresmittel 1 Mrd. Euro jährlich nicht überschreiten 

sollen, was die Belastungen pro Haushalt auf 

rund 100 Euro im Jahr eingrenzen sollte. 

Herbe Enttäuschung – Biogas unerwähnt 

gelassen 

Eine Erneuerbaren-Branche kam sich unter den Jubelstürmen 

aber wohl vor wie das vergessene Stiefkind: 

Biogas, das in den Ausbauzielen unerwähnt blieb! Norbert 

Hummel, Biogas-Obmann des Kompost & Biogas 

Verbands Österreich KBVÖ, zeigte in einer Presseaussendung 

seine große Enttäuschung über den EAG-Entwurf: 

Dieser liefere keine Grundlage für eine ganzheitliche 

Energiewende, da der notwendige Rechtsrahmen 

für „Grünes Gas“ fehle. 

„In Österreich soll nicht nur die Stromversorgung erneuerbar 

werden. Auch das Gasnetz, das die dreifache 

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Potenziale für ein grünes Gasnetz 

Die Universität Linz hat das Potenzial an erneuerbarem Methan bis zum Jahr 2050 auf 2 Mrd. 

m³ pro Jahr beziffert. Neben 500 Mio. m³ synthetischem Methan spielen 1,5 Mrd. m³ Biomethan 

die Hauptrolle. Bedingung ist hierbei, dass Biomethan ausschließlich aus Rest- und 

Abfallstoffen erzeugt wird. Das Forschungsunternehmen BEST – Bioenergy and Sustainable 

Technologies GmbH kommt mit seinen Berechnungen sogar auf 4 Mrd. m³ Biomethan pro Jahr. 

Hier ist allerdings eine beträchtliche Menge Forstbiomasse, Kurzumtriebsholz und Miscanthus 

eingerechnet. Diese Biomasse müsste über thermochemische Vergasung in Methan 

umgewandelt werden. Auf der mittlerweile stillgelegten Forschungsanlage Güssing ist die 

Machbarkeit dieser Technologie zwar nachgewiesen worden, kommerziell wird sie aber noch 

nirgends umgesetzt. 

Biogasanlage mit 250 kW el 

in der Nähe 

von Ried im Innkreis. Die Wärme der 

sehr kompakt ausgeführten Anlage wird 

sowohl für ein Wärmenetz als auch für 

Trocknungszwecke genutzt. 

und saisonale Speicherkapazitäten bietet, soll grün werden“, 

erinnert Hummel an das Regierungsprogramm. 

Demzufolge sollen bis 2030 eigentlich 5 Prozent des 

Gasverbrauchs aus erneuerbaren Quellen stammen. 

Längst hatten sich Biogasbranche, Gaswirtschaft und 

maßgebende Stellen in der Politik im Wesentlichen auf 

eine „Greening-the-Gas“-Strategie geeinigt, was auch 

Niederschlag ins türkis-grüne Regierungspapier fand. 

„Wir sind in letzter Minute rausgekickt worden“, kommentiert 

Franz Kirchmeyr, Fachbereichsleiter Biogas 

beim KBVÖ, was darauf schließen lässt, dass Biogas 

zum Spielball im Verhandlungspoker geworden ist. 

Stillstand: seit 2014 keine neuen 

Biogasanlagen 

Dabei soll das EAG für die Biogasbranche Österreichs 

so etwas wie der Auszug aus Ägypten sein: „Seit 2014 

herrscht absoluter Stillstand. Es wurden kaum noch 

Ökostrom-Biogasanlagen gebaut oder erweitert“, lässt 

Kirchmeyr einblicken. Zwischen Bregenz und Wien stehen 

rund 300 Biogasanlagen mit einer Anschlussleistung 

von etwa 90 Megawatt elektrischer Leistung. 

Das Gros der nach Einführung des Ökostromgesetzes 

2002 gebauten Anlagen setzt nachwachsende Rohstoffe 

und Wirtschaftsdünger ein. Mit Gesetzesnovellen 

sind die Wärmenutzung etabliert, die Anteile von 

Getreide und Mais im Substratmix begrenzt und die ursprüngliche 

Laufzeit der Einspeisevergütung von zwölf 

Jahren verlängert worden. „Schon seit 2005 wird bei 

uns an der Biogasaufbereitung und Biomethaneinspeisung 

geforscht“, sagt der Ingenieur. 

Die Technologie habe sich etabliert, der Gasnetzzugang 

sei geregelt und seit 2012 gebe es ein Biomethanregister. 

15 Biomethananlagen mit einer Einspeisekapazität 

von rund 3.000 Kubikmeter pro Stunde seien in Betrieb. 

„Die Anlagen verkaufen Herkunftsnachweise ins 

Ausland oder speichern sie“, beklagt er den fehlenden 

Markt im Inland. 

Wie Kirchmeyr schildert, habe sich der Verband zur 

Entwicklung seiner Zukunftsstrategie den Strommarkt 

genau angesehen. „Bereits heute können in einem 

regenreichen Sommer Laufwasserkraft- zusammen 

mit Pumpspeicher-Kraftwerken nahezu den gesamten 

Strombedarf decken.“ Darüber hinaus sei bis 2030 der 

Ausbau der Photovoltaik geplant von derzeit 1,6 Gigawatt 

elektrische Leistung (GW el 

) auf 11 GW el 

. 

„Das bedeutet, wir bekommen ein sommerliches Überangebot 

mit der Folge von negativen Strompreisen. Es 

gibt in Zukunft somit keinen Bedarf an zusätzlicher, 

verlässlicher Ökostromproduktion im Sommer. Darum 

müssen wir schauen, dass wir ins Gasnetz kommen“, 

argumentiert der Biogasexperte. 

Österreich verfüge über ein gut ausgebautes Gasnetz 

mit vielen Kavernenspeichern: „Der niedrigste Speicherinhalt 

der Pumpspeicher-Kraftwerke reicht bei 

Spitzenlast nur für drei Tage. Dagegen kann das Gasnetz 

mit seinen Speichern die Versorgungssicherheit 

für mindestens 28 Tage aufrechterhalten. Um die 

Foto: KBVÖ 

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Enges Korsett 

Die Stromerzeugung aus Biogasanlagen soll künftig nur 

noch stark reglementiert für kleinere Anlagen mit einer 

Marktprämie wie in Deutschland gefördert werden. Der 

Begutachtungsentwurf des EAG nennt unter § 10 Allgemeine 

Förderbedingungen (Absatz 1, Punkt 5) die entscheidenden 

Kriterien: 

Durch Marktprämie förderfähig ist die Erzeugung von 

Strom aus neu errichteten Anlagen auf Basis von Biogas 

mit einer Engpassleistung bis 150 kW el 

, wenn die Anlage 

a) einen Brennstoffnutzungsgrad von über 70 Prozent 

erreicht, 

b) ausschließlich im Nahebereich der Anlage anfallende 

Biomasse in Form von biologisch abbaubaren Abfällen 

und Reststoffen, wovon mindestens 30 Prozent 

auf Wirtschaftsdünger tierischer Herkunft entfallen, 

als Brennstoff einsetzt, 

c) zu mehr als 10 Prozent Strom für die Eigenversorgung 

erzeugt, 

d) mehr als 15 Kilometer vom nächsten Anschlusspunkt 

an das Gasnetz entfernt ist, 

e) über einen dem Stand der Technik entsprechenden 

Wärmezähler verfügt und 

f) über ein Konzept der Rohstoffversorgung zumindest 

über die ersten fünf Betriebsjahre verfügt. 

Die Marktprämie wird für eine Dauer von 20 Jahren gewährt. 

In § 49 ist das jährliche Vergabevolumen von 1,5 

MW, vorbehaltlich Kürzungen, festgehalten. 

Franz Kirchmeyr sagt: „Wenn es gelingt, 

den Gasverbrauch deutlich zu senken 

und nach Hochfahren des nationalen 

Versorgung mit erneuerbaren Energien 

Biomethanpotenzials irgendwann der 

internationale Handel in Schwung kommt, sicherstellen zu können, bedarf es verfügbarer 

Kapazitäten, die sehr kurzfris- 

weil auch die großen Länder Europas auf 

Biomethan setzen, ist der vollständige tig enorme Leistungen ins Stromnetz 

Umstieg auf grünes Gas nicht unrealistisch.“ 

bringen oder auch vom Stromnetz nehmen 

können. Regelbare KWK-Anlagen, 

befeuert mit Erneuerbarer Energie aus 

saisonalen Speichern, können das.“ 

Für die „Greening-the-Gas“-Strategie werden Biomethan, 

grüner Wasserstoff und synthetisches Gas auf 

Basis erneuerbaren Stroms (Power-to-Gas) zusammengefasst. 

Dass Österreich hier über ein beträchtliches 

Potenzial verfügt, belegen zwei Studien (siehe Kasten 

auf Seite 94). Davon ausgehend wagt Kirchmeyr eine 

Prognose: „Der Gasbedarf in ganz Österreich liegt zwischen 

8 und 9 Mrd. m³ pro Jahr. Wenn es gelingt, den 

Gasverbrauch deutlich zu senken und nach Hochfahren 

des nationalen Biomethanpotenzials irgendwann der 

internationale Handel in Schwung kommt, weil auch 

die großen Länder Europas auf Biomethan setzen, ist 

der vollständige Umstieg auf grünes Gas nicht unrealistisch.“ 

Altanlagen von Strom- auf Gaseinspeisung 

umrüsten 

Ein dringendes Ziel für die nahe Zukunft sei es, Altanlagen 

nach Auslaufen der Ökostromgesetz-Förderung 

nach Möglichkeit auf Biomethaneinspeisung umzurüsten. 

Zwar wurde für Altanlagen jetzt im EAG-Entwurf 

die Weiterförderung mit einer „Nachfolgeprämie“ vorgesehen 

– dies aber nur für ein Jahr! Diese Förderdauer 

möchte der KBVÖ deutlich verlängern. Außerdem 

beteuert Kirchmeyr, der KBVÖ wolle alles versuchen, 

um in der Begutachtungsphase Biomethan doch noch 

ins EAG zu bringen. Der Verband favorisiere dabei Ausschreibungen, 

wie sie auch für feste Biomasse- und 

große Photovoltaikanlagen kommen sollen, während 

vonseiten der Politik auch immer wieder eine Quotenregelung 

angedacht werde. 

Bei Neuanlagen an gasnetzfernen Standorten soll die 

Stromerzeugung künftig mit einer gleitenden Marktprämie, 

wie sie auch in Deutschland bekannt ist, gefördert 

werden (siehe Kasten oben). Der für die Marktprämie 

relevante „anzulegende Wert“ wird in Österreich separat 

in einer Verordnung festgelegt. Allerdings müssen 

neue Biogasanlagen hier strenge Kriterien einhalten. 

Vor allem dürfen sie maximal 150 kW el 

haben. Der KBVÖ 

fordert, anstatt dieser Leistungs- eine Produktionsbegrenzung 

auf 2 Gigawattstunden pro Jahr einzuführen. 

Somit könnten die Anlagen flexibel betrieben werden 

und ein Maximum an Wärme verwerten. Das Kriterium 

der 15 Kilometer Entfernung vom Gasnetz solle auf 5 

Kilometer reduziert, außerdem das Fördervolumen von 

jährlich nur 1,5 MW el 

auf 3 MW el 

erhöht werden. 

Nach Abschluss der Begutachtungsphase bringt die 

Bundesregierung eine Regierungsvorlage ins Parlament, 

in der die Begutachtungen mehr oder weniger 

berücksichtigt werden. Für das EAG ist eine Zweidrittel-Mehrheit 

im Nationalrat und Bundesrat erforderlich, 

da Länderkompetenzen berührt werden. Es bedarf 

also der Zustimmung von Teilen der Opposition. 

Nachdem der Zeitplan bis zum Jahresende sehr eng 

gestrickt ist, rechnet der KBVÖ mit einem Inkrafttreten 

des Gesetzes im ersten Quartal 2021. Der bislang 

angestrebte Zeitpunkt 1. Januar 2021 erscheine sehr 

ambitioniert, da auch noch eine Genehmigung respektive 

Nichtuntersagung der Europäischen Kommission 

erforderlich sei. 

Autor 

Christian Dany 


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101

Aus der 

Verbandsarbeit 

Bericht aus der Geschäftsstelle 

EEG-Novelle: Notwendige 

Trendwende oder Strohfeuer? 

Die derzeit laufende EEG-Novelle hält so manche Überraschung parat. 

Waren die ersten Entwürfe zum neuen EEG noch durch zurückhaltende 

Zukunftssignale für die Biogasbranche geprägt, hatte scheinbar die 

Ressortabstimmung zu einem Umdenken im Bundeswirtschaftsministerium 

geführt. Der am 23. September veröffentlichte Kabinettsentwurf 

enthielt endlich die ersten klaren Signale und positiven Bekenntnisse 

der Ministerien in Richtung Weiterentwicklung der Biogasbranche. 


Das Berliner Büro des Fachverbandes 

engagiert sich sehr 

stark für weitere Verbesserungen 

im EEG, um eine tragfähige 

Perspektive für unsere gesamte 

Branche zu erreichen und den guten 

Schwung aus dem Kabinettsentwurf nun 

im parlamentarischen Verfahren zu nutzen. 

Auf Unterstützung hoffen wir dabei auch 

und insbesondere von allen Mitgliedern: 

Machen Sie Ihre Betroffenheit deutlich 

und kontaktieren Sie Ihren Bundestagsabgeordneten 

mit unseren Anliegen. Nutzen 

Sie dazu am besten die diesem Biogas Journal 

beigefügte Postkarte. Wenn bei jedem 

Abgeordneten in den kommenden Wochen 

hoffentlich mehrere Postkarten eintrudeln, 

können wir uns so miteinander mehr Gehör 

verschaffen! 

Erste ASP-Fälle in Deutschland 

Neben der EEG-Novelle sorgten auch die 

ersten bestätigten Fälle der Afrikanischen 

Schweinepest (ASP) in Deutschland (Landkreis 

Spree-Neiße/Brandenburg) für intensive 

Diskussionen hinsichtlich der Auswirkungen 

auf den Betrieb der Biogasanlagen. 

Aus diesem Grund hat das Referat Abfall, 

Düngung und Hygiene die Arbeitshilfe 

A-017 „Verhalten bei der Afrikanischen 

Schweinepest in Biogasanlagen“ nochmals 

in Abstimmung mit dem Friedrich-Loeffler- 

Institut (FLI) überarbeitet und im geschützten 

Bereich der Fachverbands-Homepage 

zum Download eingestellt. Im Bedarfsfall 

sollte hierzu Rücksprache mit dem zuständigen 

Veterinäramt genommen werden. 

Weiterhin war das Referat in den letzten 

Wochen mit dem Verfahren zur Verabschiedung 

der allgemeinen Verwaltungsvorschrift 

zur Ausweisung belasteter Gebiete 

beschäftigt. Diese wurde am 18. September 

vom Bundesrat beschlossen. Damit sind 

nun bis Ende des Jahres die Bundesländer 

angewiesen, anhand der Verwaltungsvorschrift 

die Gebietskulisse zu prüfen und 

neu auszuweisen und bekanntzugeben. 

Auf europäischer Ebene steht die Umsetzung 

der EU-Düngeprodukte-Verordnung 

im Fokus, da nun Düngemittel, Bodenverbesserungsmittel 

und Erden auf Basis von 

Gärprodukten und Kompost EU-Produkte 

102


Verband 

mit CE-Kennzeichen mit Beendigung etwaiger 

Abfalleigenschaft werden können. Dazu 

wird am 7. Oktober 2020 ein Webseminar 

für alle Mitglieder des Europäischen Biogasverbandes 

(EBA) und des Europäischen 

Kompostnetzwerkes (ECN) angeboten, bei 

dem die Inhalte der Verordnung von der Generaldirektion 

(DG GROW) der EU-Kommission 

vorgestellt werden. Im Anschluss wird 

eine Onlinebefragung aller Mitgliedsstaaten 

unter der gemeinsamen Initiative beider Europäischer 

Verbände gestartet. 

Zudem sind die Broschüren www.biogasaus-bioabfall.de 

und www.biogas-to-biomethane.com 

nun auch online auf Serbisch 

und Russisch unter den angegebenen Links 

verfügbar. 

Umsetzung der RED-II 

Das Bundesumweltministerium hat im 

September einen Referentenentwurf für 

ein Gesetz zur Weiterentwicklung der Treibhausgasquote 

veröffentlicht. Aus Sicht des 

Fachverbandes Biogas e.V. (FvB) setzt der 

vorgelegte Gesetzesentwurf zwar neue Anreize 

für die THG-Minderung im Verkehr, 

wie zum Beispiel die Erhöhung der Pönale 

für die Nicht-Einhaltung des CO 2 

-Minderungsziels 

von 470 auf 600 Euro pro Tonne 

CO 2 

-Überschuss, definiert aber keinen 

ambitionierten Ausbaupfad für erneuerbare 

Kraftstoffe bis 2030, was wiederum mit 

den Klimazielen der Bundesregierung kaum 

vereinbar ist. Der FVB wird das Verfahren 

weiter intensiv begleiten und sich für ambitioniertere 

THG-Quoten einsetzen. Intensiv 

eingebunden ist der FvB auch in diverse 

Webkonferenzen zu den Themen Wasserstoff 

aus Biogas sowie zur Produktion und 

Nutzung von Biomethan im Verkehrssektor 

als Bio-CNG/LNG. 

Programm der Biogas-Convention 

fertiggestellt 

Im Referat Veranstaltungen wurden ab September 

die Weichen für die Durchführung 

der 30. BIOGAS Convention gestellt. Erstmals 

virtuell wird die BIOGAS Convention 

vom 16. bis 20. November 2020 mit den 

deutschen Vorträgen und Diskussionsrunden 

stattfinden. Vom 08. bis 10. Dezember 

2020 findet die BIOGAS Convention 

International mit den englischsprachigen 

Präsentationen statt. Dafür wurde in den 

vergangenen Monaten das erforderliche 

Know-how aufgebaut, um eine technisch 

optimale und teilnehmerorientierte Lösung 

zu finden. So konnte erneut ein kostengünstiges 

Angebot aufgesetzt werden, das den 

Teilnehmern innerhalb weniger Tage einen 

breiten Überblick zu aktuellen Biogasthemen 

bieten wird. Neben den Vorbereitungen 

zur BIOGAS Convention wurden im September 

der 14. Erfahrungsaustausch der „Umweltgutachter 

im EEG“ und der 10. Erfahrungsaustausch 

für Sachverständige nach 

§29b BImSchG (siehe auch Bericht auf 

Seite 108) erfolgreich online veranstaltet. 

Beide Tagungen waren ausgebucht. 

Befragung der Inverkehrbringer 

von Spurenelementen 

Das Referat Hersteller und Technik beschäftigte 

sich in den zurückliegenden Wochen 

verstärkt mit der Begleitung und Kommentierung 

der aktuell in Bearbeitung befindlichen 

ISO-Standards zum Thema Biogas, 

des Standardentwurfs für Kenia und der 

Überarbeitung der TRAS 310, TRAS 320 

und der TRGS 529. Im Falle der TRGS 529 

fand eine Befragung von Inverkehrbringern 

von Spurenelementen bezüglich der Verwendung 

von fermentierbaren Säcken und 

des Umgangs mit EDTA-Komplexen statt, 

die nochmals in einer Webkonferenz der 

Arbeitsgruppe Spurenelemente im FvB diskutiert 

werden muss. 

Ebenfalls war das Referat in der Planung 

und Durchführung des 10. Erfahrungsaustausches 

der Sachverständigen eingebunden. 

In mehreren Webkonferenzen 

wurde der Firmenbeirat zur Positionierung 

der aktuell laufenden EEG-Novelle eingebunden 

beziehungsweise wurden erste Firmenwebkonferenzen 

in einigen Regionen 

gestartet, um einerseits den Austausch der 

Firmen mit dem FvB zu intensivieren und 

andererseits den Austausch der Firmen 

untereinander zu unterstützen. Im Referat 

Genehmigung ist nach wie vor die Änderung 

der AwSV ein Schwerpunktthema, 

wenngleich das Verordnungsgebungsverfahren 

deutlich an Fahrt verloren hat und 

somit andere Themen in den Vordergrund 

getreten sind. Dazu zählen unter anderem 

die aktuell anlaufende Überarbeitung des 

Biogashandbuchs Bayern, die regional 

weiterhin sehr unterschiedliche Auslegung 

einzelner Bestimmungen der 44. Bundes- 

Immissionsschutzverordnung (BImSchV) 

sowie die Sichtung und Kommentierung diverser 

Publikationen mit direktem oder indirektem 

Biogasbezug von Institutionen, aber 

auch Bund-Länder-Arbeitsgemeinschaften. 

Erfahrungsaustausch der 

Umweltgutachter 

Das Referat Mitgliederservice beschäftigte 

sich auch mit der Organisation und Durchführung 

des 14. Erfahrungsaustausches 

„Umweltgutachter im EEG“. Die Veranstaltung 

wurde dieses Jahr als virtuelle Onlinekonferenz 

angeboten und war mit über 

60 Teilnehmern wieder ausgebucht. Wie in 

jedem Jahr bildete der Vortrag der Zulassungs- 

und Überwachungsbehörde der Umweltgutachter 

(DAU GmbH) zur Umweltgutachter-Leitlinie 

und zur Regelaufsicht 

den Kern der Veranstaltung. Dabei stand 

diesmal die Diskussion über Gutachten 

zum KWK-Bonus für die Holztrocknung im 

Wärmenetz im Mittelpunkt. 

Hierbei stellte Dr. Andrea Bauer (Referat 

Energierecht und -handel im FvB) die Position 

des Verbandes dar, die auch in einem 

Stellungnahmeverfahren gegenüber der 

Clearingstelle EEG geäußert wurde und 

unter www.biogas.org unter Fachthemen 

im Bereich EEG und Stromvermarktung 

zu finden ist. Ein weiterer wichtiger Aspekt 

war die künftige Zertifizierung nach RED II. 

Hierzu führte Peter Jürgens (Geschäftsführer 

der REDcert GmbH) aus, welche Tätigkeitsfelder 

sich künftig für die Umweltgutachter 

ergeben können. 

Zusammenarbeit mit App- 

Anbieter Airfarm 

Einen weiteren Schritt Richtung Digitalisierung 

hat das Referat Mitgliederservice 

in Abstimmung mit der Digitalmanagerin 

Gudrun Kramer vollzogen. Es wurde die Zusammenarbeit 

mit dem App-Anbieter Airfarm 

beschlossen, die auch eine Kommunikation 

mit den Mitgliedern ermöglicht. Wir 

werden ab sofort auch Inhalte über Airfarm 

veröffentlichen. Um diese zu sehen, laden 

wir Sie ein, die App herunterzuladen und 

sich anzumelden. Zunächst werden Sie unsere 

öffentlichen Artikel sehen können. Die 

Airfarm-App ist kostenlos für Android und 

iOS verfügbar. 

Nach Ihrer Anmeldung können Sie in der 

App auch unseren Kanal finden. Im nächsten 

Schritt soll es auch einen geschlossenen 

Mitgliederbereich geben, zudem sollen 

Betreiber- und Firmenmitglieder Zugang 

erhalten und dann auch die Inhalte aus 

Betreiberrundschreiben beziehungsweise 

Firmenrundmails direkt über die App 

empfangen können. Sobald dies möglich 

ist, werden wir Sie genauer darüber 

103

Verband 


Neue Spezialberaterin Düngung 

Sophia Heinze unterstützt seit dem 15. Oktober die Fachverband 

Biogas Service GmbH, in der sie in Zukunft unsere Mitglieder als Spezialberaterin 

Biogas – Fokus Düngung begleiten wird. Perspektivisch wird 

sie den Mitgliedern des Verbandes Unterstützung bei der Erstellung von 

Düngebedarfsermittlungen, Stoffstrombilanzen etc. anbieten sowie als 

Qualitätsbetreuerin der Güte-Gemeinschaft Gärprodukte e.V. tätig sein. 

Bereits in ihrem Masterstudium der Agrarwissenschaften mit dem 

Schwerpunkt Agrarökonomie und Agribusiness beschäftigte sie sich 

intensiv mit den Vorteilen geschlossener hofeigener Nährstoffkreisläufe. 

Nach dem Studium war sie als Wissenschaftliche Mitarbeiterin am 

Lehrstuhl für forstliche Wirtschaftslehre der Technischen Universität 

München tätig, wo sie unter anderem ökonomische Entscheidungsgrundlagen 

an Studierende vermittelte. 

Neues Ausbildungsjahr 2020! 

Im Referat Verwaltung hat die dreijährige Ausbildung zur „Kauffrau für 

Büromanagement“ am 1. September begonnen. Unsere Auszubildende 

Maria Fischer bekommt ihre Ausbildungsinhalte in den folgenden 

Bereichen vermittelt: Mitgliederverwaltung, Assistenz und Buchhaltung. 

Die besten Voraussetzungen hat Frau Fischer bereits: Organisationsfähigkeit 

und Teamwork! Diese Eigenschaften kommen ihr auch 

bei der Freiwilligen Feuerwehr und als angehende Leiterin des Schützenvereins 

zugute. 

informieren. Im Referat Energierecht und 

-handel stand neben der EEG-Novelle auch 

das Thema Vergütung für Blindstrom im 

Fokus. Darüber hinaus hat sich das Referat 

in den vergangenen Monaten intensiv 

mit der Rechtsprechung des Landgerichts 

Frankfurt (Oder) zum Satelliten-BHKW 

befasst. In dem Verfahren wird es nun 

kein rechtskräftiges Urteil geben, da sich 

beide Parteien geeinigt haben. Aus Sicht 

der Branche ist dies eine gute Lösung. Zur 

weiteren Absicherung der Branche hat das 

Referat ein Clearingstellenverfahren zur 

Klärung des Anlagenbegriffs bei Satelliten- 

BHKW auf den Weg gebracht. 

Smart-Meter-Rollout 

Die Digitalisierung der Biogasbranche 

schreitet weiter voran. So haben wir uns 

zusammen mit unseren Partnerverbänden 

beim BMWi für eine praxisgerechte 

Ausgestaltung des Smart-Meter-Rollouts 

ausgesprochen. Dieses hat zahlreiche 

Dokumente zur Konsultation gestellt, wie 

EE-Anlagen in Zukunft bei Einspeisemanagement, 

Direktvermarktung etc. digital 

über Smart Meter angesteuert werden sollen. 

Auch wenn dieses wichtige Thema die 

Branche erst in den kommenden Jahren 

umfassend betreffen wird, setzen wir uns 

bereits jetzt für eine praxisgerechte und 

finanzierbare Ausgestaltung der Auflagen 

ein. 

EU-Politik und internationale 

Aktivitäten 

In der EU-Kommission werden im Zuge des 

Europäischen Green Deals bereits verabschiedete 

Gesetze im Lichte höherer Klimaschutzziele 

neu evaluiert. Auch die erst 

2018 neugefasste Erneuerbare-Energien- 

Richtlinie (RED II) und die Energieeffizienzrichtlinie 

werden im Herbst evaluiert, 

gegebenenfalls werden die Effizienz- und 

EE-Ziele sowie die Sektorziele erhöht. Im 

Rahmen von diversen Konsultationen beteiligt 

sich der FvB an der Neuevaluierung. 

Des Weiteren hat sich der FvB an Konsultationen 

zu Verkehrsthemen, wie „Smart 

Mobility“, „White Paper on Transport“ und 

„CO 2 

-emissions from shipping“ beteiligt. 

Im Auftrag der UNIDO hat der FvB Trainingsmaterialien 

zur Biogas-Schulung in 

Kenia entwickelt. Diese sollen hauptsächlich 

vom Kenya Industrial Research and 

Development Institute (KIRDI) zur Schulung 

von diversen Marktakteuren in Kenia 

genutzt werden. Zudem wurde ein Entwurf 

eines Biogasstandards für Kenia zur weiteren 

Professionalisierung der Biogasanlagen 

entwickelt und in die jetzt noch folgende 

Abstimmung eingebracht. 

Am 1. Mai 2019 startete eine neue Kurzmaßnahme 

zwischen dem FVB und dem 

serbischen Biogasverband (SBA) und endet 

nun äußerst erfolgreich zum 30. September 

2020. Die SBA hat von Anfang an enormen 

Einsatz geleistet und das Projekt mit 

großer Begeisterung umgesetzt, was zum 

Beispiel zu einer deutlichen Steigerung 

des Bewusstseins in Bezug auf Biogas in 

der serbischen Öffentlichkeit geführt hat. 

Das KVP-Projekt in Indien macht trotz der 

Corona-Pandemie Fortschritte. Vom 7. bis 

8. Oktober 2020 fand eine sehr gut besuchte 

virtuelle Trainingstour mit Beteiligung 

des FVB statt. Die indische Biomethan- 

Broschüre steht kurz vor der Fertigstellung 

und auch ein Online-Portal für Labordienstleistungen 

konnte in Zusammenarbeit mit 

der Universität in Varanasi erfolgreich eingerichtet 

werden. Vor kurzem wurde zudem 

die Lobbyarbeit der IBA (Indian Biogas Association) 

belohnt, denn Gärprodukte wurden 

endlich in die indische FCO (Fertilizer 

Control Order = Düngemittelverordnung) 

aufgenommen. 

Der FvB freut sich auch sehr, die Zusage 

für ein weiteres KVP-Projekt erhalten zu 

haben. Am 1. Dezember 2020 startet das 

Projekt mit dem ugandischen Biogas Verband 

UNBA (Uganda National Biogas Alliance). 

Ziel ist, die UNBA zu einem starken 

und kompetenten Biogasverband auszubauen 

sowie die Produktion und Nutzung 

von Biogas als alternative Energiequelle zu 

fördern. 

Aktivitäten der Service GmbH 

In der Service GmbH des FvB standen in 

den vergangenen Wochen zwei Webseminare 

im Fokus: Zum einen konnten wir ein 

auf Baden-Württemberg zugeschnittenes 

Web-Seminar bezüglich der landesspezifischen 

Umsetzung der Düngeverordnung 

anbieten. 

Zum anderen haben wir erneut ein Web- 

Seminar zur Vorbereitung auf die EEG- 

Ausschreibungsrunde im November angeboten. 

Hier konnten sich die Teilnehmer in 

der Diskussion mit unserem Referat Energierecht 

über die technischen Auflagen und 

insbesondere die formalen Auflagen bei der 

Gebotsabgabe austauschen. 

Autor 

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




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Verband 


LEE Niedersachsen/Bremen e.V. 

Wir haben es in der Hand! – 

Erneuerbaren-Branche traf sich in Hannover 

Henrik Borgmeyer, Geschäftsführer der BioConstruct GmbH. 

LEE-Geschäftsführerin Silke Weyberg und 

LEE-Vorstandsmitglied Thorsten Kruse. 

LEE-Vorsitzende Bärbel Heidebroeck. 

Der Klimawandel macht keine Pause. Deshalb 

lud der Landesverband Erneuerbare 

Energien (LEE) Niedersachsen/Bremen e.V. 

Anfang September zum 2. Branchentag 

Erneuerbare Energien nach Hannover ein. 

Niedersachsens Ministerpräsident Stephan Weil wandte 

sich mit einer Videobotschaft an die Besucher, bevor 

Linus Steinmetz von der Fridays For Future-Bewegung 

ein deutlich höheres Tempo bei der Energiewende anmahnte. 

LEE-Vorsitzende Bärbel Heidebroek forderte von der 

Politik, den Ausbau der Bioenergie deutlich stärker 

zu unterstützen. „Die Biogasbranche steht an einem 

Kipppunkt. Wir brauchen eine Stabilisierung und eine 

Weiterentwicklung des Anlagenbestands, keinen Rückbau“, 

betonte Heidebroek. Die LEE-Vorsitzende mahnte 

an, der Biogas-Branche mehr Marktperspektiven 

zu bieten. So sei etwa der 

Einsatz von Biomethan als 

Kraftstoff im Schwerlastbereich 

eine interessante Perspektive 

für die Anlagenbetreiber. 

„Doch hier braucht 

es Anreize, genau wie bei 

der verstärkten Güllevergärung. 

Niedersachsen muss 

hier Vorreiter werden“, forderte 

Heidebroek weiter. 

Ansätze, die sich nahtlos 

in die Diskussionsrunde 

„Rolle von grünen Gasen 

im Energiesystem der Zukunft“ 

einfügten. Die Teilnehmer 

des Forums zeigten 

auf, dass Biomethan eine 

wichtige Rolle bei der Wärme- 

und Verkehrswende 

spielen kann. Dr. Christoph 

Merkel, der für die MARI- 

KO LNG-Koordinierungsstelle 

sprach, erklärte, 

dass Schätzungen zufolge 

bis 2050 rund ein Viertel 

des Kraftstoffverbrauchs 

im Schwerlastverkehr über 

Bio-LNG abgebildet wird. 

Thorsten Kruse, LEE-Vorstandsmitglied 

und Biogasanlagenbetreiber, 

stellte 

klar, dass die Branche willens 

ist, ihre Biomethankapazitäten 

durch einen stärkeren 

Einsatz von Gülle und Mist zu erhöhen, es aber 

zu hohe regulatorische Hürden für die Betriebe gibt: 

„Unter diesen Bedingungen ist es besser, gar nichts zu 

verändern, weil wir es regulatorisch nicht hinbekommen“, 

kritisierte Kruse weiter. Um die Güllevergärung 

nach vorne zu bringen, müsse die AwSV dahingehend 

geändert werden, dass die vergorene Gülle in die Herkunftsbehälter 

zurückverbracht werden kann. 

Henrik Borgmeyer, Geschäftsführer der BioConstruct 

GmbH, wies auf den enormen Preisverfall bei Biomethan 

hin und begrüßte die Chance, Biogas als Kraftstoff 

auf den Markt zu bringen. Der Einsatz von Mais als 

nachwachsendem Rohstoff bleibe auch bei einer größeren 

Verwertung von Gülle zur Wärmeversorgung der 

Fermenter notwendig. Langfristig ist die EEG-Umlage 

verzichtbar, so Borgmeyer, wenn es eine vernünftige 

CO 2 

-Bepreisung gibt. 

Fazit des Branchentags: Der Bioenergiestandort Niedersachsen 

spielt als Wärme-, Strom- und Gaslieferant 

eine besondere Bedeutung bei der Energiewende. Die 

Teilnehmer wünschten sich einhellig eine stärkere politische 

Unterstützung beim Thema Gärdüngerlagerung 

und bei der Abschaffung des Verwertungskonzepts. 

Ebenso muss sich der Weiterbetrieb der Anlagen auch 

nach Auslaufen der EEG-Förderung wirtschaftlich lohnen 

und politisch unterstützt werden. 

Autor 

Lars Günsel 

Pressesprecher 

LEE Niedersachen/Bremen e.V. 

Herrenstraße 6 · 30159 Hannover 

05 11/72 73 67-330 

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Fotos: LEE Niedersachsen/Bremen 

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Bioabfall 

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bei mehreren Heften berechnen wir Versand und Verpackung 

BIOGAS Wissen_3 


64 Seiten 


(deutsch) 

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 

A +49 (0)8161 984 660 

m info@biogas.org 

Peter Maske, Präsident Deutscher Imkerbund e.V. 


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Über gezielte Agrar-Fördermaßnahmen könnte 

Biogas einen wichtigen Beitrag für die Artenvielfalt 

leisten. 

1_Bestellnr.: BVK-37 




Eine Übersicht über die zur Verfügung stehenden 

Alternativen Energiepflanzen bietet die Seite 



4.700 Mitgliedern die größte deutsche und 

europäische Interessenvertretung der 



und -nutzung für die bundesweite 

Strom-, Wärme- und Kraftstoffversorgung zu 

erhalten und auszubauen 




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bis zu 20 Ex. kostenlos 

darüber 50 Cent / Heft 

Wissen_to go_1 

BIOGAS 

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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4.700 Mitgliedern die größte deutsche 

und europä ische Interessenvertretung der 



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Strom-, Wärme- und Kraftstoff versorgung zu 





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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. 

 

Comic 

Die kleine Geschichte von 

Julius & seinen Freunden 

… oder wie man ganz einfach 

Biogas gewinnen kann. 

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1. Vermeidung 

2. Wiederverwe 

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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 

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3 

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3 

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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 

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Erdgasnetz 

1 

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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 

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7 

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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 







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3 

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2 ggf. Aufbereitung, Sortierungs- oder 



3 Einbring- / Pumptechnik transportiert 







6 Gasspeicher zur kurz- und mittelfristigen 










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6 

6 














8 

7 

5 

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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 

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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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Farbgebung. 

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Bestellnr.: FA-007 

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Diese Biogasanlage 

schützt unser Klima 


Klimaschutz . 

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: 

Alternative Energiepflanzen 

DIN A0-Format 



Dieses Feld liefert Energie 

und schützt das Klima 


Maisfeld 

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Bestellnr. FA-002 


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

Diese Biogasanlage erzeugt Strom 

wenn er gebraucht wird 


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


Energie pflanzen ... 

Energiepflanzen 

... Vielfalt ernten 

Diese Biogasanlage schafft 

regionale Wertschöpfung 



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

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




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





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) 



Logo 

… sprechen für sich! 

Die deutschen Biogasanlagen erzeugen schon heute 

Strom für Millionen Haushalte 

Biogasanlagen reduzieren den CO 2 -Ausstoß 

und produzieren nahezu klimaneutral Strom und Wärme 

Biogas-Strom stabilisiert das Stromnetz 

und sichert eine gleichmäßige Versorgung 

Biogasanlagen 

sichern vielen Landwirten die Existenz 

In Biogasanlagen vergorene Gülle stinkt nicht und ist 

ein hervorragender Dünger 

Biogasanlagen bringen 

Arbeitsplätze und Wertschöpfung 

in die ländliche Region 

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mit allgemeinen Informationen 

zum Einsatz von Biogaswärme 

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mit Ihren individuellen Angaben 

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und schützt das Klima! 


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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 


Bürgerenergie als tragende Säule 

der Energiewende ausbauen 

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

Nach dem Atomausstieg im 

Jahr 2022 werden in einigen 

Jahren auch die Kohlekraftwerke 

in Deutschland vom 

Markt verschwunden sein, 

denn der wenig ambitionierte Ausstiegspfad 

der Bundesregierung bis zum Jahr 

2038 wird durch die marktwirtschaftliche 

Entwicklung überholt. Bereits im Jahr 

2019 deckten rund 90 Prozent der deutschen 

Kohlekraftwerke ihre Kosten nicht. 

Diese Entwicklung hat sich durch Corona 

beschleunigt. 

Jüngst kündigte der Energiekonzern Vattenfall 

an, das erst fünf Jahre alte Kraftwerk 

Moorburg vom Netz nehmen zu 

wollen. Weitere werden folgen, denn sie 

rentieren sich nicht mehr. Damit übernehmen 

Erneuerbare Energien die Verantwortung 

im Strommarkt, die nicht nur günstig, 

flexibel und versorgungssicher bereitgestellt 

werden können, sondern auch klimaund 

umweltfreundlich sind. 

Deutschland hat mit der Energiewende gezeigt, 

dass der Wechsel von konventionell 

zu erneuerbar bislang mit einer enormen 

Dezentralisierung und Demokratisierung 

des Energiesystems einherging. Bürgerinnen 

und Bürger installierten Solardächer 

auf ihren Häusern und engagierten sich 

in Bürgerenergiegenossenschaften oder 

Bürgerwindparks, Landwirte nutzten ihre 

Flächen für die Solar-, Wind- oder Bioenergieerzeugung, 

Quartiere suchten nach 

Lösungen für die gemeinsame Wärmeversorgung. 

Aber auch die Industrie ruft verstärkt nach 

Grüner Energie für die saubere Versorgung 

ihrer Prozesse und will sich selbst versorgen. 

Und das muss endlich erhört werden. 

Die Politik muss dem wachsenden Anteil 

von privaten oder gewerblichen Prosumern, 

die ihre eigene Energie erzeugen 

und auch verbrauchen und teilen möchten, 

endlich einen geeigneten Rahmen geben. 

Die europäische Agenda mit dem „Clean 

Energy Package“ und die Novellierung 

des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) 

zum Jahresbeginn 2021 sind wichtige Hebel 

hierfür. 

Der Stromverbrauch in Deutschland wird 

in den nächsten Jahren aufgrund der Sektorenkopplung 

sukzessive steigen. Die 

verstärkte Nutzung von Strom aus Erneuerbaren 

Energien für Elektromobilität, 

Wärmepumpen und zur Wasserstoffherstellung 

für Industriebedarfe hat ein immenses 

Volumen. Allein in der Stahlindustrie 

schätzen Experten den Bedarf auf bis 

zu 170 Terawattstunden Grünen Strom, 

mehr als ein Viertel des heutigen öffentlichen 

Strombedarfs in Deutschland. Wollen 

wir die Klimaziele schaffen, muss dieser 

mit Grünem Strom gedeckt werden. 

Das Potenzial der Erneuerbaren Energien 

ist zur Deckung mehr als ausreichend 

vorhanden und dabei kostengünstig zu 

erschließen. Mit einer angemessenen 

CO 2 

-Bepreisung würde sich ein fairer 

Wettbewerb für viele weitere Klimaschutz- 

Technologien einstellen. Zudem sind im 

Rahmen der aktuellen EEG-Novellierung 

die Ausbauziele und die darauf aufsetzenden 

jährlichen Zielkorridore für Erneuerbare 

Energien so auszurichten, dass sie der 

wachsenden Nachfrage nach CO 2 

-freier 

Energie aus Mobilität, Wärme und Industrie 

gerecht werden. 

Der BEE hat deutlich gemacht, dass es 

nun ein Aufbruchssignal für die Erneuerbaren 

Energien braucht und deshalb 

erhebliche Nachbesserungen erforderlich 

sind, insbesondere bei den angestrebten 

Ausbaupfaden, bei zahlreichen Marktbarrieren, 

aber auch bei Flächenverfügbarkeit 

und Genehmigungen. Es liegt nun in der 

Verantwortung der Bundesregierung, den 

vorliegenden Entwurf nachzubessern, um 

einen geeigneten rechtlichen Rahmen 

zur Belebung des Ausbaus Erneuerbarer 

Energien zu schaffen, Perspektiven für ab 

2021 aus der Vergütung fallende Anlagen 

zu geben, die Vielfalt der Akteure zu stärken 

und den Herausforderungen unserer 

Zeit angemessen zu begegnen. Das Ziel 

von 100 Prozent Erneuerbaren Energien 

erreichen wir nur, wenn wir die Teilhabe an 

Erneuerbare-Energien-Anlagen weiter stärken. 

Deshalb hat der BEE gemeinsam mit 

einem breiten Bündnis aus Verbänden und 

Energiepolitik den Appell „Klimapolitik als 

Bürgerbewegung gestalten“ gestartet, aufzurufen 

unter: https://weact.campact.de/p/ 

BEA. Es braucht einen guten Rahmen für 

Bürgerenergie, für die umfassende sozialökologische 

Transformation. 

Europa hat dies erkannt und vorgelegt: Es 

lässt lässt der Bürgerenergie eine starke 

Rolle im gemeinsamen Wirtschaftsraum 

zukommen. Sowohl der „Green New Deal“ 

als auch das „Clean Energy Package“ der 

Europäischen Union ermöglichen echte 

Teilhabe durch die eigene Produktion und 

den Verbrauch von erneuerbarem Strom 

und durch die Möglichkeit zum Tauschen. 

Die Bundesregierung muss nun nachziehen, 

denn die erste Chance ist bereits verstrichen: 

Der Entwurf der EEG-Novelle wurde 

im Bundeskabinett beschlossen, ohne 

Antworten darauf zu liefern, wie die europäisch 

definierten Rechte bis Mitte 2021 

auch in die nationale Gesetzgebung Einzug 

finden können. Hier braucht es Nachbesserungen 

und eine aktive Stärkung der von 

Bürger*innen getragenen Energiewende. 

110


Verband 

Der Weg vom Rodler zum 

Biogasbotschafter 

Warum ich mich als Rennrodler heute 

für den Ausbau der Biogasnutzung 

einsetze? Das ist eigentlich ganz einfach: 

Als ich damals als kleiner Junge 

mit dem Rodeln begonnen habe, war 

ich in einem Training schneller als meine Kameraden, 

beim nächsten wieder nicht. Warum? Weil ich an 

dem Tag einfach nicht gut war? Oder hatte das andere 

Gründe? 

Von meinem Trainer bekam ich einen hilfreichen Hinweis: 

„Kein Wunder, dass du langsamer bist – deine 

Kufen sind ja ganz verrostet und verkratzt.“ Nachdem 

ich diese dann fleißig geschmirgelt hatte, war ich 

plötzlich der allerschnellste. Das hat mir die Augen 

geöffnet für den Unterschied zwischen gutem und 

schlechtem Material. 

Im nächsten Schritt habe ich dann noch den Pullover 

in die Hose gesteckt und mir statt Turnschuhen aerodynamische 

Rodelschuhe besorgt. Ich habe gelernt: Man 

kann immer noch etwas optimieren. Schon in jungen 

Jahren begann so eine Art „Eifer“, der im Sport eigentlich 

nie endet und sich auch auf andere Lebensbereiche 

übertragen lässt. Es gibt immer irgendwo Stellschrauben, 

an denen sich drehen lässt und die dafür 

sorgen, dass der eigene Kosmos besser funktioniert. 

Diese Herangehensweise habe ich mir im Leben angeeignet 

– und so bin ich schließlich auch beim Biogas 

gelandet. Mir ist 

schon lange klar, 

dass wir auf Erneuerbare 

Energien 

umsteigen müssen, 

um diese Welt zu 

erhalten. Also habe 

ich mich viel damit 

beschäftigt und 

dachte zunächst: Wow, 

Solaranlagen, Energie 

aus der Sonne, das ist perfekt. 

Aber was ist ohne Sonne? 

Also Wind. Windräder drehen sich 

auch nachts – aber eben nur bei Wind. 

Aber Biogas – das funktioniert immer! Und es liefert 

nicht nur Strom, sondern auch Wärme und Kraftstoff. 

Biogas ist speicherbar und kann transportiert werden. 

Und dann sind da noch die Blühfelder, die unsere 

Landschaft bunter und artenreicher machen. 

Biogas hat mich schon immer wahnsinnig fasziniert 

und für mich kommt es der optimalen Energieerzeugungsart 

sehr nah. Natürlich gibt es auch bei Biogasanlagen 

noch viele Stellschrauben zur weiteren Optimierung. 

Es ist wie beim Rodeln: Ein bisschen besser 

geht immer noch. Aber wir sind schon nah dran am 

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Signifikanter Rückgang der 

Prüfungen mit Mängeln 

Ende September fand der 10. Meinungs- und Erfahrungsaustausch für sicherheitstechnische 

Prüfungen an Biogasanlagen statt. Eine wichtige Erkenntnis: Die Auswertung für das 

Berichtsjahr 2018 hat einen weiteren signifikanten Rückgang der Prüfungen mit Mängeln 

auf Biogasanlagen zum Ergebnis. 


Leider fiel auch der diesjährige 10. Meinungsund 

Erfahrungsaustausch für Sachverständige 

gemäß §29 b Bundes-Immissionsschutzgesetz 

(BImSchG) für sicherheitstechnische 

Prüfungen an Biogasanlagen den Einschränkungen 

von Covid-19 zum Opfer und musste erstmals 

als Webkonferenz in Form von zwei Vormittagsblöcken 

(24. und 25. September 2020) organisiert werden. 

Trotz dieser Umstände hatte das Bundesumweltministerium 

(BMU) den virtuellen Erfahrungsaustausch 

wieder als Veranstaltung im Sinne des Paragrafen (§) 

17 Absatz 1 Nr. 7b der 41. Bundes-Immissionsschutzverordnung 

(BImSchV) autorisiert. Die 50 Teilnehmer 

stammten überwiegend aus dem Kreis der Sachverständigen, 

wobei auch einige Hersteller, Anlagenbetreiber 

und Behördenvertreter mitwirkten. 

Nach einer Begrüßung durch den Geschäftsführer 

im Fachverband Biogas Manuel Maciejczyk startete 

Abbildung 1: §29b BImSchG-Prüfungen mit Mängeln 

Dr. Hans-Peter Ziegenfuß vom Regierungspräsidium 

Darmstadt in gewohnter Weise mit seinem Vortrag über 

die Ergebnisse der Auswertungen der Sachverständigen-Erfahrungsberichte 

der Kommission für Anlagensicherheit 

(KAS) den Erfahrungsaustausch. In seinen 

Ausführungen zeigte sich eine weiterhin erfreuliche 

Entwicklung bei den Biogasanlagen. Die Auswertung 

für das Berichtsjahr 2018 (siehe Abbildung 1) hat einen 

weiteren signifikanten Rückgang der Prüfungen 

mit Mängeln auf Biogasanlagen (Rückgang von 67,7 

Prozent in 2017 auf 60,9 Prozent in 2018) zum Ergebnis. 

Zwar überwiegen noch die Prüfungen mit Mängeln, 

aber die Branche hat sich den Problemen angenommen 

und ist auf gutem Wege, aus dem Fokus der Diskussionen 

zu kommen. 

Insgesamt hat sich die Zahl der geprüften Biogasanlagen 

weiter erhöht und die in den Vorjahren vorgefundenen 

Mängelursachen haben sich weiter verfestigt. 

Schwerpunkte der Mängel sind 

weiterhin fehlende oder nicht 

fristgerechte Prüfungen und 

Probleme bei der dazugehörigen 

Mängelbeseitigung, eine 

mangelhafte Umsetzung der 

PLT-Technik (fehlerhafte Funktionsmatrix 

beziehungsweise 

Schalthandlungen), Probleme 

beim Ex-Schutz (Auswahl exgeschützter 

Betriebsmittel) 

und der Betriebsorganisation 

(Arbeitsfreigabeverfahren, 

Schulungsnachweise), gefolgt 

von Problemen beim Brandschutz, 

Blitzschutz und der 

Auslegung der Biogasanlagen. 

In den abschließenden Empfehlungen 

der KAS zeigte sich, 

dass die Betreiber noch mehr 

Unterstützung durch die Hersteller, 

Sachverständigen und 

Behörden erhalten könnten. 

112


Verband 

Abbildung 2: Einschätzung der TRAS 120 aus Sicht 

einer Vollzugsbehörde 

ff 

Man kann die TRAS als Betreiber nicht ignorieren. 

ff 

Was wie und wann zu tun ist, sollte zwischen Betreiber und Behörde abgestimmt 

werden. 

ff 

Die Entscheidung muss die Gegebenheiten des Einzelfalls berücksichtigen 

inkl. der Verhältnismäßigkeit. 

ff 

Die TRAS ist eine „Sicherheits-Vorschrift“. Die möglichen Folgen von Sicherheitsdefiziten 

oder Schadensfällen können nicht vernachlässigt werden z.B.: 

ZZ 

Ein altersbedingter infolge von Sturm entstehender Schaden 

am Membranspeicher kann Dritte gefährden. 

ZZ 

Die TRAS 120 enthält zu Membranspeichern klare Regelungen. 

f f Im Anwendungsbereich der StörfallV dient die TRAS zur Umsetzung der 

Betreiberpflichten der §§ 3-6 StörfallV. 

Kritische Betrachtung von 

„Wasserwänden“ 

Im zweiten Vortrag berichtete der §29b 

BImSchG-Sachverständige Friso Reinecke 

von der EnviTec Biogas Betriebs GmbH & 

Co. KG über seine Erfahrungen aus der 

Prüftätigkeit. In seinen Ausführungen 

ging er auf einige aktuelle Themen wie den 

Einsatz von Schwefelsäuren bei der Gärproduktaufbereitung 

und die Umsetzung 

einiger kritischer Anforderungen aus der 

TRAS 120 ein. Insbesondere die alternativen 

technischen Maßnahmen zur Unterschreitung 

der Brandschutzabstände in 

der TRAS 120 in Form von Wasserwänden 

sah er kritisch, da erheblicher finanzieller 

Aufwand und auch große Mengen an Wasser 

notwendig sind. 

Im Vergleich zu den bisher vorhandenen 

Qualifikationsanforderungen in der TRGS 

529 begrüßte er die weitere Differenzierung 

der Qualifikationsanforderungen in 

der TRAS 120 auch in Richtung der Hersteller 

und Instandhalter. In Bezug auf die 

Anlagensicherheit sah er auch den zunehmenden 

„Subventionsdruck“ und die für 

einige Anlagen bald endende Vergütungsdauer 

als kritische Einflussfaktoren. Viele 

Anlagen fahren die Instandhaltung auf 

minimalem Niveau und riskieren damit 

steigende Ausfallraten. 

Wie die Anlagenhersteller auf die Anforderungen 

in der TRAS 120 reagieren, stellte 

Stefan Heins von der Firma Biogas-Service- 

Tarmstedt GmbH in seinen Ausführungen 

dar. Die Tragluftfolienabdeckungen erhalten 

beispielsweise einen Nachweis für eine 

Mindeststandzeit von sechs Jahren, sofern 

die Vorgaben der Betriebsanleitung beachtet 

werden. Auch werden die eingebauten 

Membranen mit einer rückverfolgbaren 

Nummerierung bezüglich des Herstellund 

Einbaudatums versehen. 

Der erste schwer entflammbare Klemmschlauch 

soll ab Herbst 2020 in die Testung 

gehen. Sowohl die Überwachung des 

Stützluftauslasses als auch der Über- und 

Unterdrucksicherung sind für Neuanlagen 

umsetzbar beziehungsweise bei Bestandsanlagen 

mit zusätzlichem Aufwand nachrüstbar. 

Die Nachrüstung von bestehenden 

Anlagen ist aber immer mit erheblichen 

Zusatzkosten verbunden, die im Einzelfall 

auf Verhältnismäßigkeit geprüft werden 

müssen. Bei Neuanlagen rechnet Heins 

mit zusätzlichen Investitionskosten von 

etwa 10 Prozent, um die Anforderungen 

der TRAS 120 einzuhalten. 

TRAS 120 ist reine 

Erkenntnisquelle 

Über die Erfahrungen der Vollzugsbehörden 

mit der TRAS 120 und den damit 

verbundenen Erwartungen an die Sachverständigen 

referierte Thomas Hackbusch 

vom LUBW in Karlsruhe. Er machte dabei 

nochmal deutlich, dass die TRAS 120 eine 

reine Erkenntnisquelle ist, die keine Vermutungswirkung 

in Richtung BImSchG besitze 

und andere Anforderungen aus dem 

Arbeitsschutz und dem anlagenbezogenen 

Gewässerschutz unberührt bleiben (siehe 

Abbildung 2). 

Nach einer Vorstellung von einigen beispielhaften 

Ländererlassen zur Umsetzung 

der TRAS 120 stellte er nochmal klar, 

dass die Umsetzung der TRAS 120 immer 

zwischen Betreiber und Behörde im 

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Verband 


Abbildung 3: Zeitstanddiagramm von PVC-U-Rohrleitungen 

97,5 % untere Vertrauensgrenze LCL 

(Lower Confidence Limit) 

Erforderliche Mindestfestigkeit MRS 

(Minimum Required Strength) bei 20 °C, 

Lebensdauer 50 Jahre, Wasser 

o s = Dimensionierungsspannung 

C = Designfaktor 

o s = MRS / C 

z.B. für PVC-U: 

o s = 25 MPa / 2.5 = 10 MPa 

Kesselformel 

Einzelfall abzustimmen ist und verhältnismäßig sein 

muss. Die Vollzugsbehörden werden sich eher auf 

formale Prüfungen fokussieren und insbesondere bei 

nicht umsetzbaren Anforderungen eine Einzelfallprüfung 

vornehmen. An die Sachverständigen stellte er die 

Forderung, dass diese in jedem Fall vertiefte Kenntnisse 

der TRAS 120 besitzen und in der Lage sein sollten, 

Defizite zu erkennen und zu benennen. Er machte aber 

auch klar, dass die zuständige Aufsichtsbehörde den 

Prüfrahmen dezidiert vorgeben muss. Zum Abschluss 

berichtete er von einem LAI-Papier mit Vollzugshinweisen 

zur Umsetzung der TRAS 120, das kurz vor der 

Veröffentlichung steht. 

Den zweiten Tag des Erfahrungsaustausches läutete der 

Sprecher des Arbeitskreises Sicherheit im Fachverband 

Biogas Josef Ziegler ein. In seinen Ausführungen berichtete 

er über die aktuellen Entwicklungen bei den technischen 

Anforderungen, über die Erfahrungen mit der 

TRAS 120 und die aktuellen Aktivitäten des Fachverbandes 

Biogas. Zu den Themenkomplexen TRAS 120, 

Prozessleittechnik und sichere Gärprodukttrocknung 

sind und werden entsprechende praxistaugliche Arbeitshilfen 

durch den Verband erarbeitet. Als Hilfestellung zu 

den Dokumentations- und Prüfpflichten hat der Fachverband 

auch seine Checkliste zum sicheren Betrieb überarbeitet 

und veröffentlicht (Arbeitshilfe A-003). 

Gasspeichermembranen: Musterproben 

der Werkstoffe aufbewahren 

Im nächsten Vortragsblock standen das Alterungsverhalten 

von Gasspeichermembranen und Kunststoffrohrleitungen 

im Fokus. Prof. Rosemarie Wagner vom 

KIT Karlsruhe gab einen fundierten Überblick über die 

Eigenschaften von Kunststoffen und Zuschlagsstoffen, 

die bei Gasspeichermembranen zum Einsatz kommen. 

Aufgrund der vielfältigen Aufgaben und Anforderungen 

(flexibel, dicht, witterungsfest etc.) können entsprechende 

zum Einsatz kommende Membrane je nach 

Einsatzsituation unterschiedlichen Alterungsentwicklungen 

ausgesetzt sein. 

Demzufolge ergeben sich in der Praxis auch unterschiedliche 

Haltbarkeiten der eingesetzten Membrane. 

Neben den sichtbaren Alterungserscheinungen 

wie Verfärbungen, zunehmende Versandung bis hin zur 

Rissbildung sind auch messbare Alterserscheinungen 

(Reißfestigkeit, Versprödung, mikrobiologischer Befall 

etc.) feststellbar. Dies betrifft sowohl die Wetterschutzmembrane 

als auch die im inneren verbauten eigentlichen 

Gasspeichermembrane. Grundsätzlich empfahl 

sie auch Musterproben der verwendeten Membranwerkstoffe 

als Rückstellprobe aufzubewahren. 

Achim Weiß von der Firma Georg Fischer DEKA GmbH 

berichtete in seinen Ausführungen über das Alterungsverhalten 

von Kunststoffen im Rohrleitungsbau auf 

Biogasanlagen. Besonderen Fokus richtete er dabei 

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Verband 

auf das rohrleitungsspezifische Zeitstandverhalten. 

Anhand spezifischer Zeitstanddiagramme (siehe Abbildung 

3) und entsprechender Abminderungsfaktoren 

lassen sich Aussagen zur Auslegung und Haltbarkeit 

der Rohrleitungen ableiten. In jedem Fall sollten die 

Rohrleitungen auch für die auf den Biogasanlagen vorhandenen 

Temperaturen ausgelegt werden. Neben der 

Temperatur wirken sich aber auch weitere chemische, 

mechanische und atmosphärische Belastungen auf das 

Alterungsverhalten der Rohrleitungen aus. 

DVGW-Regeln an Wasserstoffeinspeisung 

angepasst 

Über die entsprechenden Aktivitäten des DVGW zu den 

Zukunftsoptionen für Biogasanlagen im Erdgasnetz 

referierte der Sprecher des Arbeitskreises Gaseinspeisung 

im Fachverband Biogas Lars Klinkmüller. Er ging 

dabei auf die aktuellen Anpassungen bei der DVGW G 

260 (Anforderungen an die Gasbeschaffenheit für die 

Biomethaneinspeisung) und der DVGW G 265-2 (Anforderungen 

an den Betrieb und Instandhaltung von 

Biomethaneinspeiseanlagen) ein. Beide Regelwerke 

wurden an neue Erkenntnisse und rechtliche Rahmenbedingungen 

angepasst und fit für den Einsatz von 

Wasserstoff und anderen grünen Gasen gemacht. 

Auch gab er einen Ausblick zu zwei in Bearbeitung 

befindlichen neuen Regelwerken zu den Themen „Power-to-Gas-Energieanlagen“ 

[DVGW G 220 (A)] und 

„Wasserstoffeinspeiseanlagen in Gasversorgungsnetze – 

Planung, Fertigung, Errichtung, Prüfung, Inbetriebnahme 

und Betrieb“ [DVGW G 265-3 (A)]. Trotz aller 

Euphorie beim Thema Wasserstoff warnte er vor einigen 

gravierenden Nachteilen (niedrigere Energiedichte, erhöhte 

Diffusion etc.) im Vergleich zum etablierten Methan 

und dessen vorhandener bewährter Infrastruktur. 

Zum Abschluss des Erfahrungsaustausches berichtete 

die Leiterin des Referates Genehmigung im Fachverband 

Biogas Gepa Porsche über die aktuellen Entwicklungen 

bei der AwSV und der dazugehörigen TRwS 

793-1. Hauptstreitpunkt bei der aktuellen Novelle der 

AwSV ist die aus Sicht der Biogasbranche mit dramatischen 

Folgen behaftete angedachte Streichung der 

bisher möglichen Gärproduktlagerung in bestehenden 

JGS-Behältern, die nicht im räumlich funktionalen Zusammenhang 

zur Biogasanlage stehen. 

Dies könnte zur Folge haben, dass diese Behälter zukünftig 

als Teil der Biogasanlagen eingestuft werden 

und somit die Umwallung und regelmäßigen Sachverständigenprüfungen 

ebenfalls erbringen müssten. 

Die politisch sehr gewünschte verstärkte Wirtschaftsdüngervergärung 

würde somit massiv konterkariert 

werden. Da einige Einwender, unter anderem auch der 

Fachverband Biogas, ihre Einsprüche zur TRwS 793-1 

aufrechterhalten haben, findet im Herbst ein entsprechendes 

Schlichtungsverfahren statt. 

Fazit: Trotz der diesjährigen virtuellen Umsetzung des 

Erfahrungsaustausches führten die sehr informativen 

Vorträge zu interessanten und konstruktiven Diskussionen 

der Teilnehmer. Die Teilnehmer bewerteten die Veranstaltung 

sehr positiv. Sofern es die Rahmenbedingungen 

zulassen, wird der 11. Erfahrungsaustausch wieder 

am 30. September 2021 in Kassel stattfinden. 

Autor 

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




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Recht 


EinsMan-Entschädigung: 

100 Prozent der 

entgangenen Einnahmen 

geltend machen 

Entschädigung von Abregelungen durch den Netzbetreiber: nicht 95 und auch nicht 

99 Prozent, sondern 100 Prozent – die Regelungen zum Netzengpassmanagement seit 

dem 1. Januar 2020 und der neue Regierungsentwurf zum EEG 2021. 

Von Pavlos Konstantinidis und Dr. Florian Valentin 

Aus Brüssel kommt was Gutes: Seit dem 1. 

Januar 2020 gilt in Deutschland die neue 

EU-Elektrizitätsbinnenmarktverordnung 

[Verordnung (EU) 2019/943 vom 5. Juni 

2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt; 

im Folgenden: EBM-VO]. Die EBM-VO enthält unter 

anderem in Artikel 13 Bestimmungen zum Redispatch 

(Netzengpassmanagement). Aus Sicht der Erneuerbare-Energien-Branche 

enthält die Verordnung dabei 

eine hochinteressante Regelung: Für den Fall einer 

Abregelung von EEG-Anlagen durch den Netzbetreiber 

ist dort eine Entschädigung vorgesehen, die entgegen 

den aktuellen Regelungen im EEG auch für seit dem 1. 

Januar 2012 in Betrieb genommene Anlagen nicht nur 

95 Prozent (im Einzelfall) beziehungsweise 99 Prozent 

(auf das Jahr bezogen), sondern ab der ersten abgeregelten 

Kilowattstunde 100 Prozent der entgangenen 

Einnahmen umfasst. Auf diese Regelung können sich 

Anlagenbetreiber in Deutschland seit dem 1. Januar 

2020 unmittelbar berufen und eine entsprechende 

vollständige Entschädigung verlangen. 

Nunmehr soll nach dem neuen Regierungsentwurf 

zum EEG 2021 (RegE-EEG 2021) die bisher mit der 

EBM-VO kollidierende nationale Vorschrift zur Entschädigung 

von Einspeisemanagementmaßnahmen 

abgeändert werden. Der neue § 15 EEG 2021 regelt 

nach der aktuellen Fassung des RegE-EEG 2021 eine 

100-prozentige Entschädigung im Falle einer Abregelung 

von EEG-Anlagen. 

Die Regelungen zum Einspeisemanagement 

im EEG 

Das Einspeisemanagement ist derzeit noch in den §§ 

14 und 15 EEG 2017 geregelt (zu der ab dem 1. Oktober 

2021 geltenden Rechtslage siehe weiter hinten). 

Nach § 14 EEG 2017 sind Netzbetreiber abweichend 

vom Grundsatz des Einspeisevorrangs von Strom aus 

Erneuerbaren Energien unter bestimmten Voraussetzungen 

berechtigt, die Leistung von EEG-Anlagen vorübergehend 

zu reduzieren oder Anlagen auch vollständig 

abzuschalten. 

§ 15 EEG 2017 sieht sodann (noch) vor, dass der Netzbetreiber, 

an dessen Netz die Anlage angeschlossen ist, 

den von der Einspeisemanagementmaßnahme betroffenen 

Betreiber für 95 Prozent der entgangenen Einnahmen 

zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen und 

abzüglich der ersparten Aufwendungen entschädigen 

muss. Erst ab dem Zeitpunkt, zu dem die entgangenen 

Einnahmen eines Betreibers in einem Jahr 1 Prozent 

der Einnahmen des Jahres übersteigen, sind die- 

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Die Bestimmungen in Artikel 13 

EBM-VO 

Seit dem 1. Januar 2020 gilt daneben allerdings 

die EBM-VO, deren Artikel 13 mit 

den Absätzen 6 und 7 ebenfalls Vorgaben 

zum sogenannten Redispatch sowie zur finanziellen 

Entschädigung im Fall der Abregelung 

von Anlagen zur Erzeugung von 

Strom aus Erneuerbaren Energien enthält. 

Nach Artikel 13 Absatz 7 Satz 1 EBM-VO 

hat – vergleichbar dem § 15 EEG 2017 – 

der Betreiber einer Anlage, mit der ein Redispatch 

erfolgt, Anspruch auf einen finanziellen 

Ausgleich durch den Netzbetreiber, 

der den Redispatch angefordert hat. 

Ein Redispatch im Sinne der EBM-VO 

ist dabei jede Maßnahme, mit der ein 

Netzbetreiber durch die Veränderung von 

Erzeugungs- oder Lastmustern physikalische 

Engpässe mindert oder anderweitig 

für Systemsicherheit sorgt. Auch eine 

Einspeisemanagementmaßnahme im 

Sinne des EEG fällt hierunter. Betreiber 

von EEG-Anlagen, die abgeregelt werden, 

haben also grundsätzlich auch nach der 

EBM-VO einen Entschädigungsanspruch 

gegen den Netzbetreiber. Etwas anderes 

gilt nur dann, wenn der Anlagenbetreiber 

einen Netzanschlussvertrag akzeptiert hat, 

der keine Garantie für eine verbindliche 

Lieferung von Energie enthält. Dies ist in 

Deutschland jedoch nur bei sehr wenigen 

Anlagen der Fall. 

100 % finanzieller Ausgleich für 

Redispatchmaßnahmen 

Ein solcher weiterer Anspruch hilft dem 

Betreiber zunächst einmal noch nicht so 

viel weiter. Entscheidend ist jedoch die 

Regelung zur Entschädigungshöhe in der 

EBM-VO. Diese muss nach Artikel 13 Absatz 

7 Satz 2 EBM-VO mindestens dem 

höheren der folgenden Beträge oder einer 

Kombination beider Beträge entsprechen, 

wenn die Anwendung nur des höheren 

einen ungerechtfertigt niedrigen beziehungsweise 

hohen finanziellen Ausgleich 

zur Folge hätte: 


a. Betrag der zusätzlichen Betriebskosten, 

die durch den Redispatch entstehen, 

beispielsweise zusätzliche Brennstoffkosten 

im Fall von aufwärts gerichtetem 

Redispatch oder zusätzliche Wärmebereitstellung 

im Fall von abwärts 

gerichtetem Redispatch von Gesamteinrichtungen 

zur Stromerzeugung mit 

hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung. 

b. Nettoeinnahmen aus dem Verkauf von 

Elektrizität auf dem Day-Ahead-Markt, 

die die Anlage ohne die Aufforderung 

zum Redispatch erzielt hätte. Erhält die 

Anlage eine finanzielle Unterstützung 

auf der Grundlage der erzeugten oder verbrauchten 

Strommenge, so gilt die finanzielle 

Unterstützung, die ohne die Aufforderung 

zum Redispatch erteilt worden 

wäre, als Teil der Nettoeinnahmen. 

Überträgt man die Bestimmungen zum 

Beispiel auf eine Biogasanlage, die durch 

den Netzbetreiber abgeregelt wird, so muss 

die Höhe der Entschädigung den zusätzlichen 

Betriebskosten und den Nettoeinnahmen 

des Anlagenbetreibers entsprechen, 

die diesem durch die Abregelung entstanden 

beziehungsweise entgangen sind. 

Letztere setzen sich im Regelfall aus den 

Wärmeerlösen und der Einspeisevergütung 

einschließlich etwaiger Boni beziehungsweise 

den Erlösen aus der Direktvermarktung 

und der Marktprämie zusammen, und 

zwar in voller Höhe und nicht nur in Höhe 

von 95 Prozent. 

Auch wenn der Artikel 13 Absatz 7 Satz 

2 EBM-VO keine ausdrückliche Regelung 

zu den entgangenen Wärmeerlösen sowie 

zu den ersparten Aufwendungen enthält, 

muss eine Entschädigung von Einspeisemanagementmaßnahmen 

sowohl nach 

dem Wortlaut als auch nach Sinn und 

Zweck der Regelung auch diese beiden 

Kostenpositionen berücksichtigen. Denn 

der Artikel 13 Absatz 7 Satz 2 EBM-VO 

regelt das Recht des Anlagenbetreibers 

an einem nicht „ungerechtfertigt niedrigen 

beziehungsweise hohen finanziellen 

Ausgleich“ für die erfolgte Abregelung. 

Damit wird sichergestellt, dass der Anlagenbetreiber 

als Entschädigung genau das 

bekommt, was er erzielt hätte, wenn der 

Netzbetreiber keine Abregelung vorgenommen 

hätte. 

Was gilt dann in Deutschland seit 

dem 1. Januar 2020? 

Im Rahmen der aktuellen Novelle des EEG 

plant der Gesetzgeber die Korrektur der 

Regelung in § 15 EEG, so dass ab dem 1. 

Januar 2021 auch das nationale Recht


Recht 

Visuelle 

Kontrolle Ihrer 

Biogas-Produktion 

eine vollumfängliche Entschädigung des 

Anlagenbetreibers für Abregelungsmaßnahmen 

vorsehen soll. Diese Korrektur ist 

zwar aus Gründen der Rechtssicherheit zu 

begrüßen, führt allerdings nicht zu einer 

Änderung der bereits ab dem 1. Januar 

2020 geltenden Rechtslage. 

Denn anders als Richtlinien bedürfen Verordnungen 

in den Mitgliedstaaten nicht 

der gesonderten Umsetzung. Das heißt: 

Die EU-Elektrizitätsbinnenmarktverordnung 

ist seit dem 1. Januar 2020 geltendes 

Recht in Deutschland. 

Soweit bisher das (ebenfalls im Grunde 

geltende) deutsche Recht, hier § 15 EEG 

2017, vom europäischen Recht abweicht, 

ist dieser Widerspruch nach den allgemeinen 

geltenden Bestimmungen des Geltungsvorrangs 

des Europarechts dadurch 

aufzulösen, dass nicht die deutsche, sondern 

die europäische Regelung Anwendung 

findet. 

Zukünftig: Neue Regelungen 

zum Redispatch im 

Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) 

Am 1. Oktober 2021 sollen die §§ 14 und 

15 EEG 2017 aufgehoben und durch neue 

Regelungen zum Redispatch in §§ 13, 

13a EnWG ersetzt werden. Danach kann 

ein Netzbetreiber Redispatchmaßnahmen 

ergreifen, wenn die Sicherheit oder Zuverlässigkeit 

des Elektrizitätsversorgungssystems 

in der jeweiligen Regelzone gefährdet 

oder gestört ist (§ 13 Absatz 1 EnWG). 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. Kommt es zu einer solchen 

Anpassung der Blindleistungs- oder Wirkleistungserzeugung, 

statuiert § 13a Absatz 

2 EnWG (neu) eine Entschädigungspflicht 

zugunsten des Anlagenbetreibers, ohne 

dass hierfür weitere Voraussetzungen erfüllt 

sein müssen. 

Im Übrigen entsprechen die Neuregelungen 

des EnWG zur Berechnung der Entschädigungshöhe 

der Anlagenbetreiber 

bei erfolgten Redispatchmaßnahmen den 

bisherigen EEG-Vorschriften zur Einspeisemanagement-Entschädigung. 

Der Gesetzgeber hat – wie bereits erwähnt – 

den Anpassungsbedarf des EEG im neuen 

RegE-EEG 2021 erkannt, so dass konsequenterweise 

auch eine entsprechende 

Anpassung der neuen, ab dem 1. Oktober 

2021 geltenden Entschädigungsregelung 

in § 13a Absatz 2 EnWG zu erwarten ist. 

Da allerdings die im EnWG geregelten 

Maßnahmen (ebenso wie die Einspeisemanagementmaßnahmen 

im Sinne des 

EEG) als Redispatchmaßnahmen nach 

der EBM-VO zu werten sind, würden die 

oberen Grundsätze zum vollumfänglichen 

Entschädigungsanspruch der Anlagenbetreiber 

ab dem 1. Oktober 2021 weiterhin 

Anwendung finden, auch wenn der Gesetzgeber 

es bis dahin versäumen sollte, den 

Wortlaut in der Änderung des EnWG zu 

korrigieren. 

Fazit: Anspruch auf 100 Prozent 

EinsMan-Entschädigung geltend 

machen! 

Im Ergebnis müssen Anlagenbetreiber 

deshalb im Fall von Einspeisemanagementmaßnahmen 

seit dem 1. Januar 2020 

nicht nur 95 Prozent (bei der jeweiligen 

EinsMan-Maßnahme) oder 99 Prozent (bezogen 

auf das jeweilige Jahr) erhalten, sondern 

eine Entschädigung von 100 Prozent 

der entgangenen Einnahmen ab der ersten 

abgeregelten Kilowattstunde. 

Allen Betreibern von seit dem 1. Januar 

2012 in Betrieb genommenen EEG-Anlagen, 

die bisher nur den verminderten 

Entschädigungsanspruch geltend machen 

konnten, ist vor diesem Hintergrund zu 

empfehlen, seit dem 1. Januar 2020 gegenüber 

dem Netzbetreiber stets ab der 

ersten abgeregelten Kilowattstunde 100 

Prozent der entgangenen Einnahmen geltend 

zu machen. 

Autoren 

Pavlos Konstantinidis, LL.M. 

Rechtsanwalt 

Dr. Florian Valentin 

Rechtsanwalt 

von Bredow Valentin Herz 

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Produktnews 


BHS-Sonthofen: 

neue Version des 

Biogrinders 

BHS-Sonthofen hat eine neue, vollständig 

überarbeitete Version des 

erfolgreichen Biogrinders auf den 

Markt gebracht. Die nun mit einem 

Scheibenrotor und Edelstahlkomponenten 

ausgestatte Maschine 

zeichnet sich durch eine noch höhere 

Langlebigkeit und Flexibilität aus. Kunden 

von BHS-Sonthofen nutzen in ihren Biomüllaufbereitungsanlagen 

den BHS Biogrinder 

vom Typ RBG, um das biologische 

Material für den Fermentierungsprozess 

Besondere Flexibilität und eine noch höhere Langlebigkeit zeichnen 

die Neuausführung des Biogrinders aus. 

möglichst effizient aufzubereiten. Die jetzt 

verfügbare Neuversion des Biogrinders bietet 

dem Anwender vor allem im Hinblick 

auf eine noch höhere Langlebigkeit Vorteile. 

Der Rotor ist modular aufgebaut. Das 

heißt, der bisherige zweistufige Rotor wurde 

durch einen Scheibenrotor ersetzt. 

Jede Ebene kann in Abhängigkeit 

vom Verschleiß einzeln und flexibel 

getauscht werden. Der Grundkörper 

bleibt dabei über eine sehr lange Zeit 

erhalten. Auch die zweite Neuerung – 

die überwiegende Nutzung von Edelstahlkomponenten 

– fördert die Langlebigkeit 

der Maschine. Jetzt sind 

alle Bestandteile der Maschine, die 

mit dem Material direkt in Berührung 

kommen, aus Edelstahl. Das betrifft 

vor allem die inneren Auskleidungen, wie 

Rotor, Seitenwände oder Ein- und Auslauf. 

Der Edelstahl schließt die Korrosion aus – 

die Verschleißzeit verlängert sich erheblich. 

Weitere Informationen unter 

www.bhs-sonthofen.de 

Foto: BHS-Sonthofen GmbH 

MOTORTECH präsentiert das MOTORTECH-EasyNOx 

Das MOTORTECH-EasyNOx wurde für die 

Überwachung und Dokumentation der 

Emissionen an Stickoxiden (NOx) konstruiert. 

Erhältlich als smartes BASIC-Paket 

oder in der Variante EXTENDED ist das 

EasyNOx für alle Gasmotoren geeignet und 

erfüllt die Anforderungen der VDMA 6299 

(Methoden zur Überwachung der Emissionen 

von Verbrennungsmotoranlagen). Ob 

als BASIC- oder EXTENDED-Variante, im 

MOTORTECH-EasyNOx werden vom aktuell 

gemessenen NOx-Wert Tagesmittelwerte 

gebildet und im großzügigen on-board 

Datenspeicher dokumentiert. Die Visualisierung 

und Bedienung erfolgt über ein 7 

Zoll Touchpanel, das in ein verschraubtes 

Metallgehäuse eingebaut ist. Die überwachten 

Daten werden hier mit aktuellem 

NOx-Wert, Mittelwert, O 2 

-Wert, Temperaturen 

und auch Warnmeldungen angezeigt 

und gespeichert. Bei der BASIC-Variante 

wird die Normalbetrieb-Erkennung mittels 

4-20 mA MAP (Ladedruck) Eingangssignal 

sichergestellt. Mit der EXTENDED-Variante 

werden durch die Anbindung an eine übergeordnete 

Steuerung, wie zum Beispiel die 

ALL-IN-ONE, die Aggregate- und BHKW- 

Steuerung von MOTORTECH, analoge und 

binäre Meldungen ausgetauscht. Das Reporting 

der aufgezeichneten Werte ist für 

den Betreiber sehr einfach über die USB- 

Schnittstelle möglich. 

MOTORTECH-NOx-Monitoring zum Überwachen von 

Emissionen und für den Nachweis des effektiven 

Betriebes von Gas-Otto-Verbrennungsmotoranlagen. 

Weitere Informationen unter 

www.motortech.de 

Foto: MOTORTECH GmbH 

SUMA –neues Stabrührwerk FTX 

In den letzten Jahren hat sich ein klarer 

Trend in der Biogasbranche abgezeichnet. 

Betreiber tendieren zum Einsatz von 

Gärsubstraten mit immer höherem Trockensubstanzgehalt, 

um eine ergiebigere 

Gasausbeute zu erzielen und um preiswertere 

Substrate einsetzen zu können. SUMA 

kommt den veränderten Anforderungen 

nach und erweitert das Portfolio an langsam 

drehenden Stab- und Tauchmotorrührwerken 

um den neuen Rührgigant FTX. 

Bis 15 Prozent Trockensubstanzgehalt 

kann das Rührwerk eingesetzt werden. Der 

FTX hat eine Nennleistung von 15 Kilowatt. 

Beim Motor greift der Allgäuer Rührtechnik-Spezialist 

auf 

einen energieeffizienten 

IE4-Motor 

mit sehr hohem 

Wirkungsgrad von 93,3 Prozent zurück. Die 

Stromaufnahme ist dadurch deutlich reduziert. 

Darüber hinaus ist das Rührwerk aufgrund 

der hohen Effizienzklasse durch die 

Bundesanstalt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle 

(Bafa) förderfähig, was zusätzlich 

Einsparpotenzial bietet. 

Neben der Energieeffizienz wurde der Fokus 

bei der Konstruktion des Rührwerks auf 

maximale Langlebigkeit gelegt. Die Rohrin-Rohr-Bauweise 

macht das Rührwerk 

Durch die hohe Schubkraft von 6,5 

Kilonewton meistert das Stabrührwerk 

Substrate mit hohem Feststoffanteil. 

äußerst robust. Ein Einbau bis 8 Meter unter 

Füllstand kann dank eines raffinierten 

Dichtungssystems realisiert werden. Das 

Stabrührwerk ist in vier Längen von 4,0, 

5,0, 5,5 und 6,0 Meter erhältlich. Somit 

ist der FTX für nahezu jede Behältergröße 

und -form einsetzbar. Die vertikale Neigungsverstellung 

von +5°/-30° mittels Hydraulikzylinder 

lässt zudem keine Wünsche 

in Hinblick auf Flexibilität im Einsatz offen. 

Weitere Informationen unter www.suma.de 

Foto: SUMA Rührtechnik GmbH 

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Herausgeber: 

Fachverband Biogas e. V. 

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

Andrea Horbelt (redaktionelle Mitarbeit) 

Angerbrunnenstraße 12 · 85356 Freising 

Tel. 0 81 61/98 46 60 

Fax: 0 81 61/98 46 70 

E-Mail: info@biogas.org 

Internet: www.biogas.org 

ISSN 1619-8913 

Redaktion: 


Fachverband Biogas e. V. 

Tel. 0 54 09/9 06 94 26 

E-Mail: martin.bensmann@biogas.org 

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E-Mail: info@bb-rb.de 

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Druck: Druckhaus Fromm, Osnabrück 

Das BIOGAS Journal erscheint sechsmal im Jahr auf Deutsch. 

Zusätzlich erscheinen zwei Ausgaben in englischer Sprache. 

Die Zeitschrift sowie alle in ihr enthaltenen Beiträge sind urheberrechtlich 

geschützt. Namentlich gekennzeichnete Artikel geben 

die Meinung des Verfassers wieder, die nicht unbedingt mit der 

Position des Fachverbandes Biogas e.V. übereinstimmen muss. 

Nachdruck, Aufnahme in Datenbanken, Onlinedienste und Internet, 

Vervielfältigungen auf Datenträgern wie CD-Rom nur nach vorheriger 

schriftlicher Zustimmung. Bei Einsendungen an die Redaktion 

wird das Einverständnis zur vollen oder auszugsweisen Veröffentlichung 

vorausgesetzt. Für unverlangt eingehende Einsendungen 

wird keine Haftung übernommen. Die Redaktion behält sich vor, 

Leserbriefe sinnerhaltend zu kürzen. 

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