3_2021 Leseprobe
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www.biogas.org Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 50073 | 24. Jahrgang<br />

3_<strong>2021</strong><br />

BI<br />

GAS Journal<br />

Das Fachmagazin der Biogas-Branche<br />

Abfallvergärungstag: Überblick<br />

über den Regulationswahn<br />

S. 22<br />

EU-Taxonomie: Was nachhaltige<br />

Investitionen sind<br />

S. 32<br />

Nachhaltigkeitsverordnung: Was<br />

Anlagenbetreiber beachten müssen<br />

S. 77<br />

AB SEITE 40

INHALT<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Alles aus einer Hand -<br />

Ihren Anforderungen entsprechend!<br />

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BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

EDITORIAL<br />

Es wird ernst!<br />

Liebe Leserinnen und Leser,<br />

die Biogasbranche ist es seit Anbeginn gewohnt, mit<br />

einer Vielzahl von Herausforderungen und Problemen<br />

umzugehen. Zu jeder Zeit konnten wir als Verband und<br />

Branche in allen Diskussionen die richtigen Antworten<br />

und Lösungen liefern. Die vergangenen Monate haben<br />

aber eine neue Qualität der Debatten gebracht.<br />

In den zahllosen Telefonaten und Gesprächen mit Betreibern<br />

und Firmen wurde klar, dass die derzeit auf die<br />

Branche einwirkende Summe an rechtlichen und technischen<br />

Anforderungen im Zusammenspiel mit einer<br />

extrem unterschiedlich angewandten Vollzugspraxis<br />

der Behörden das Fass zum Überlaufen bringt. Täglich<br />

ergeben sich neue Interpretationen, Vollzugsprobleme<br />

oder neue rechtliche Vorgaben, die scheinbar so wichtig<br />

sind, dass alle anderen belegten positiven Effekte<br />

und Potenziale – die Biogasanlagen ohne Frage haben –<br />

ohne Bedeutung sind. Viele Betreiber stellen daher<br />

ernsthaft die Frage, ob sie nach den 20 Jahren im EEG<br />

weitermachen oder sogar vorher den Betrieb einstellen.<br />

Mehr und mehr werden Entscheidungen nicht am technisch<br />

Möglichen und Verhältnismäßigen ausgerichtet,<br />

sondern am verwaltungsrechtlich abgesicherten Handeln<br />

– Hauptsache keine Verpflichtung übernehmen.<br />

Wieso nehmen sich die Verantwortlichen in Politik und<br />

Verwaltung nicht die notwendige Zeit und ziehen Fachkompetenz<br />

hinzu, um die für die Biogasbranche existenziellen<br />

Themen richtig zu bearbeiten? Wieso muss<br />

jede EEG-Novelle, die so elementar für die Weiterentwicklung<br />

der Energiewende ist, in einer Nacht- und Nebelaktion<br />

vermurkst werden? Wieso muss in Deutschland<br />

immer alles bis ins letzte Detail beregelt sein, ohne<br />

Rücksicht auf Anlagenbetreiber und ohne Rücksicht<br />

auf Umsetzbarkeit der Vorgaben? Einen kleinen Ausschnitt<br />

über den aktuellen Regulationswahnsinn finden<br />

Sie auf Seite 22 in diesem Biogas Journal.<br />

Scheinbar ist es jetzt an der Zeit Klartext zu reden: Wenn<br />

sich nicht schleunigst die bedeutsamsten rechtlichen<br />

Rahmenbedingungen für den Betrieb von Biogasanlagen<br />

ändern, ist mit einer massiven Stilllegung von Anlagen<br />

zu rechnen. Dies hat sich bereits in unserer Prognose zu<br />

den Branchenzahlen im letzten Jahr angedeutet. Katastrophal<br />

für die Branche ist auch, dass die Bundesregierung<br />

nicht die notwendigen Reparaturen am EEG <strong>2021</strong><br />

vornimmt, dass die EU das Gesetz noch nicht notifiziert<br />

hat und Betreiber dadurch ihre Ausschreibungsergebnisse<br />

von der Märzauktion noch nicht erhalten haben.<br />

Energiewende in Deutschland ist momentan gleichbedeutend<br />

mit Stillstand – nein, schlimmer noch: mit<br />

Rückschritt.<br />

Biogasanlagen haben einen volkswirtschaftlichen Nutzen.<br />

Außerdem sind sie schon da und sie produzieren<br />

Strom und Wärme nachhaltiger als fossile Kraftwerke<br />

und Atomenergie. Ja, sogar Biomethan ist heute schon<br />

preiswerter verfügbar als heimischer oder importierter<br />

Wasserstoff. Mehr dazu in dieser Ausgabe ab Seite 44.<br />

Die anstehende Bundestagswahl erfährt mit der aktuellen<br />

dramatischen Situation auf den Biogasanlagen<br />

eine ganz besondere Bedeutung. Sollte es gesellschaftlich<br />

und politisch der Wille sein, die Biogasbranche<br />

weiterhin als wichtigen Baustein der Energiewende<br />

anzusehen, dann sollten diesem Denken endlich auch<br />

wirksame Maßnahmen folgen. Politik und Verwaltung<br />

sind gefordert, der Branche eine Zukunftsperspektive zu<br />

geben und dem Regulationswahn ein Ende zu setzen.<br />

Herzlichst Ihr<br />

Manuel Maciejczyk,<br />

Geschäftsführer des Fachverbandes Biogas e.V.<br />

3

INHALT<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

40<br />

EDITORIAL<br />

3 Es wird ernst!<br />

Von Manuel Maciejczyk<br />

Geschäftsführer des<br />

Fachverbandes Biogas e.V.<br />

AKTUELLES<br />

6 Meldungen<br />

8 Bücher<br />

10 Termine<br />

12 Biogas-Kids<br />

14 5. Bayerische Biogasfachtagung, Teil 1<br />

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann<br />

22 Abfallvergärungstag, Teil 1<br />

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann<br />

28 IG Biogasmotoren Fachsymposium <strong>2021</strong><br />

Von Dierk Jensen<br />

POLITIK<br />

32 EU-Taxonomie: Werden Bioenergieprojekte<br />

unmöglich?<br />

Von Bernward Janzing<br />

36 Schleswig-Holstein<br />

Klimaschutzgesetz: Entwurf löst keine<br />

Euphorie aus<br />

Von Dierk Jensen<br />

40 Biomethan<br />

Sechs Neuanlagen in 2020<br />

Von Dipl.-Ing. agr. (FH)<br />

Martin Bensmann<br />

44 Der Wasserstoff-Hype – wunderbar<br />

oder wahnsinnig?<br />

Von Christian Dany<br />

54 Wasserstoff: Eine Molekülkaskade<br />

könnte möglich werden<br />

Von Dierk Jensen<br />

60 Grün statt Grau für eine ganze<br />

Region<br />

Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph<br />

66 Interview<br />

Auf dem Weg zum sauberen Antrieb<br />

im Schwerlastverkehr<br />

Interviewer: Thomas Gaul<br />

4

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> INHALT<br />

TITELFOTO: SCHWELM ANLAGENTECHNIK I FOTOS: SCHWELM ANLAGENTECHNIK, JHR GREEN POWER, FACHVERBAND BIOGAS E.V.<br />

92 110<br />

PRAXIS<br />

70 „Biogas rein – grüner Wasserstoff raus“<br />

Von Dipl.-Ing. Heinz Wraneschitz<br />

74 Gasmotor verbrennt Wasserstoff<br />

Von Dierk Jensen<br />

77 Biogas muss ab <strong>2021</strong> nachhaltig<br />

sein – diese Vorgabe macht die neue<br />

Nachhaltigkeitsverordnung!<br />

Von Dr. Stefan Rauh<br />

80 Reduzierung der Gärrückstände –<br />

separieren oder intensivieren?<br />

Von Dipl.-Ing., M.Sc. Dorothea Telschow-<br />

Gohlke und Dipl.-Biol. Sara Gatz<br />

92 Anlagen des Monats<br />

94 Erneuerbare Energien nicht gegeneinander<br />

ausspielen<br />

Von Eur Ing Marie-Luise Schaller<br />

98 Entscheidungshilfe für die Suche nach<br />

einem Zukunftskonzept<br />

Von Jasmin Gleich, Ulrich Kilburg und<br />

Robert Wagner<br />

VERBAND<br />

Aus der Geschäftsstelle<br />

102 Umsetzung der RED II in nationales<br />

Recht schreitet voran<br />

Von Dr. Stefan Rauh und<br />

Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk<br />

106 Durchbruch bei niedersächsischen<br />

Nachgärern – Erlass zurückgenommen<br />

Von Lars Günsel<br />

108 Korrektur des EEG <strong>2021</strong> überfällig<br />

Von Dr. Simone Peter, BEE<br />

110 Aktionswoche Artenvielfalt<br />

Beilagenhinweis:<br />

Das Biogas Journal enthält Beilagen<br />

der Firmen jbs joachim behrens,<br />

HR-Energiemanagement,<br />

ONERGYS und renergie Allgäu.<br />

RECHT<br />

112 Clearingstelle EEG | KWKG<br />

Votum zu Anlagenbegriff, Inbetriebnahmedatum<br />

und Meldefragen veröffentlicht<br />

Von Dr.-Ing. Natalie Mutlak<br />

114 Impressum<br />

5

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Anlage zur Verflüssigung von<br />

Biomethan wird gebaut<br />

Steinfeld/Ettlingen/München – Mit Zustimmung<br />

der erforderlichen Gremien ist der<br />

Startschuss für den Bau einer Biomethan-<br />

Verflüssigungsanlage in Deutschland gefallen.<br />

Dafür bündeln drei Unternehmen ihre<br />

Kompetenzen: Alternoil GmbH, Tankstellenbetreiber<br />

und Vorreiter im Transformationsprozess<br />

für sauberen Schwerlastverkehr,<br />

Erdgas Südwest GmbH, erfahrener<br />

Energiedienstleister, und bmp greengas<br />

GmbH, Biomethan-Vermarkter. Mithilfe<br />

des Bio-LNG (Liquefied Natural Gas)<br />

werden die CO 2<br />

-Einsparungen in Verkehr,<br />

Transport und Logistik und das Erreichen<br />

der Klimaschutzziele vorangetrieben.<br />

Die Basis der Zusammenarbeit bildet die<br />

Gründung einer Projektgesellschaft, an der<br />

Alternoil und Erdgas Südwest jeweils 50<br />

Prozent der Anteile halten. „Der Schwerlastverkehr<br />

muss einen aktiven Beitrag zur<br />

Erreichung der Klimaschutzziele leisten.<br />

Das gelingt langfristig mit Bio-LNG. Deswegen<br />

stellen wir als Tankstellenbetreiber<br />

und LNG-Logistiker bis 2022 zunehmend<br />

auf Bio-LNG um. Der Bau der neuen Anlage<br />

ist eine Investition in die Zukunft. Ich bin<br />

sicher, dafür die richtigen Partner gefunden<br />

zu haben“, sagt Jürgen Muhle für die Holding<br />

der Alternoil.<br />

Ralf Biehl und Hans-Joachim Seigel, Geschäftsführer<br />

Erdgas Südwest, freuen sich<br />

über die Teilhabe des Unternehmens an einem<br />

Leuchtturmprojekt. „Grüne Gase machen<br />

schon heute einen Unterschied, wenn<br />

die Prozesse von der Herstellung über die<br />

Weiterverarbeitung und Nutzung effizient<br />

gestaltet werden“, ist Biehl überzeugt.<br />

Die Inbetriebnahme der Anlage – eine<br />

der ersten in Deutschland – soll bis Ende<br />

2022 erfolgen. Ab diesem Zeitpunkt liefert<br />

bmp greengas – ein Tochterunternehmen<br />

der Erdgas Südwest – das erforderliche<br />

Biomethan. Dieses wird in der Anlage zu<br />

Bio-LNG verflüssigt und dann bundesweit<br />

als emissionsarmer Kraftstoff für Lkw an<br />

den Tankstellen der Alternoil angeboten.<br />

Laut Deutsche Energie-Agentur (dena)<br />

kann Bio-LNG je nach eingesetzter Fahrzeugtechnologie<br />

und Effizienz der Vorkette<br />

bis zu 77 Prozent weniger CO 2<br />

-Äquivalent<br />

emittieren.<br />

Damit wird auch der Erneuerbare-Energien-Richtlinie<br />

RED II Folge geleistet, die<br />

bis 2030 14 Prozent Erneuerbare Energien<br />

im Straßenverkehr vorsieht. „Nachhaltiges<br />

Biomethan, wie es die RED II für den<br />

Verkehr verlangt, ist sowohl ökologisch als<br />

auch wirtschaftlich interessant. Dennoch<br />

wird der Ausbau politisch noch zu wenig<br />

gefördert. Im starken Verbund mit unseren<br />

Partnern nehmen wir das nun selbst in die<br />

Hand“, konstatiert Matthias Kerner, Geschäftsführer<br />

der bmp greengas GmbH.<br />

Leo Rösel Deutschlands bester<br />

Junglandwirt 2020<br />

München – Beim CeresAward ist Leo Rösel<br />

aus Neukirchen Deutschlands bester<br />

Junglandwirt geworden. Mit Leo Rösel<br />

in der Kategorie Junglandwirt nominiert<br />

waren Florian Jocher aus Schongau und<br />

Patrick Kübler aus Tettnang. „Der Gewinner<br />

kombiniert mit innovativen Lösungen<br />

alle Anforderungen, die Politik, Umwelt,<br />

Betriebswirtschaft und Gesellschaft an<br />

ihn stellen. Neues auszuprobieren und<br />

Eigenbaulösungen stehen bei ihm auf der<br />

Tagesordnung. Impulse holt er sich dafür<br />

aus seinem digitalen und analogen Netzwerk.<br />

Doch er nimmt nicht nur, er gibt<br />

auch. In Instagram-Storys, Vorträgen und<br />

WhatsApp-Gruppen teilt er seine Erfahrungen<br />

und entwickelt somit nicht nur seinen<br />

Betrieb, sondern gilt auch als Vorbild seiner<br />

Generation“, so die Juroren über Leo Rösel.<br />

Dieser zeigte sich „überrascht und sehr<br />

erfreut, Junglandwirt des Jahres 2020 geworden<br />

zu sein. Er betont: „Schön, dass die<br />

vielen schlaflosen Nächte, die ich in den<br />

Betrieb investiere, anerkannt und honoriert<br />

werden. Ich probiere auf meinem Betrieb<br />

viel aus. Meine Intention dabei ist es dann,<br />

dass ich es offen zeige, wenn etwas mal<br />

nicht so funktioniert. Als Junglandwirt hat<br />

man zwar die Richtung schon eingeschlagen,<br />

man muss aber den Weg noch finden.“<br />

Der Junglandwirt ist stolz darauf, seine<br />

Umwelt aktiv und zum Guten hin mitzugestalten.<br />

Und das lebt der 30-jährige<br />

Landwirt voll aus. Im Ackerbau legt er besonderen<br />

Wert auf Humusaufbau und Bodenfruchtbarkeit.<br />

Chemischen Pflanzenschutz<br />

reduziert er auf ein Minimum. Die<br />

Biogasanlage füttert er bereits seit Jahren<br />

mit blühenden Zwischenfrüchten. So hat er<br />

in den letzten Jahren immer weniger Mais<br />

eingesetzt. Die Abwärme der Biogasanlage<br />

nutzt er schließlich zum Trocknen der Holzhackschnitzel,<br />

mit denen er seine Kunden<br />

mit Heizmaterial versorgt.<br />

Das Ganze zeigt er jedem, der es wissen<br />

will: analog auf dem Hof und als Agrarscout<br />

Leo Rösel<br />

oder digital über Instagram, Facebook und<br />

als Hofheld-Blogger. „Ich will das, was die<br />

Gesellschaft fordert, auch beantworten.<br />

Ich experimentiere zum Beispiel viel und<br />

erfolgreich mit verschiedenen Substraten,<br />

um meine Biogasanlage nicht nur mit<br />

Mais zu füttern. Meine Lieblingskultur ist<br />

‚Ein-bisschen-was-von-allem‘. Mit meinen<br />

ständigen Sonderwünschen bin ich schon<br />

das Schreckgespenst des Landhandels“,<br />

beschreibt Rösel.<br />

FOTO: TIMO JAWORR<br />

6

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

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AKTUELLES BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

BÜCHER<br />

Handbuch für den LNG- und<br />

CNG-Praktiker<br />

Mit diesem Buch will der Autor dem<br />

Praktiker, dem Anlagenbauer, dem<br />

Investitionsentscheider und dem<br />

Anlagenmonteur technische und<br />

wirtschaftliche Erkenntnisse und<br />

Überlegungen zu LNG und CNG sowie<br />

Bio-LNG und Bio-CNG vermitteln.<br />

Es gliedert sich in 17 Kapitel.<br />

Im ersten Kapitel geht es um<br />

Grundlagen. Darin wird zum Beispiel erklärt, was LNG<br />

ist und wie es sich chemisch beziehungsweise physikalisch<br />

verhält. Dabei wird auch die Gewinnung von LNG<br />

aus Biogas erläutert. In einem kurzen Exkurs streift der<br />

Autor den Energieträger Erdgas und vergleicht seine<br />

Umweltwirkung mit anderen fossilen Energieträgern.<br />

Am Schluss des Kapitels zeigt er auf, welche Gasnetzstrukturen<br />

es gibt und wie verschiedene Druckstufen<br />

bezeichnet werden.<br />

In Kapitel 2 thematisiert Werner Hermeling die wichtigsten<br />

thermodynamischen Prozesse bei der Herstellung,<br />

dem Transport und der Lagerung von LNG. Die<br />

Prozesse sind unterteilt in:<br />

a. Adiabatische Kühlung,<br />

b. Mischkondensation,<br />

c. Joule-Thomson-Effekt,<br />

d. Kompressionsenergie,<br />

e. Der kritische Punkt,<br />

f. Das thermodynamische Gleichgewicht,<br />

g. Isobare unterhalb des kritischen Punktes und<br />

h. Verflüssigung von LNG.<br />

In den Unterpunkten werden immer wieder leicht verständliche,<br />

vergleichende Beispiele angeführt. Sehr gut<br />

sind auch die kurzen Zusammenfassungen am Ende eines<br />

jeden Unterkapitels<br />

Kapitel 3 handelt von der Verflüssigung an der Quelle<br />

und dem Transport bis zum Zielhafen (Hub). Hermeling<br />

skizziert hier unter anderem den Transport per Schiff,<br />

den Umgang mit sogenanntem Boil-off-Gas, was mit<br />

dem LNG im Hub passiert und wie heute mit Lkw und<br />

künftig aber auch mit Bahn-Waggons das flüssige Gas<br />

ins Landesinnere verbracht wird. Dann geht es weiter<br />

mit Erläuterungen zur Betankung. Er erklärt, worin sich<br />

geschlossene und offene Schlauchsysteme unterscheiden,<br />

welche Unterschiede es im Befüllen von Tanks von<br />

oben beziehungsweise von unten gibt. Einige Fotos und<br />

Grafiken erleichtern das Verständnis.<br />

In Kapitel 5 bespricht der Verfasser verschiedene LNG-<br />

Anwendungen und Möglichkeiten der Gaskompression.<br />

Die Vorstellung verschiedener Tankstellensysteme komplettiert<br />

das Kapitel. Weitere Inhalte des Buches sind:<br />

Sensorik einer LNG-Anlage, technische Komponenten<br />

einer LNG-Anlage, Sicherheitseinrichtungen, Isolierungen,<br />

elektrische Erdungen, In- und Außerbetriebnahme<br />

sowie Schulungsempfehlungen.<br />

Verlag Springer Viewege, Springer Fachmedien<br />

Wiesbach GmbH. Werner Hermeling, 1. Auflage,<br />

2020, 242 Seiten, 24 Schwarzweiß-Abbildungen<br />

und 45 farbige Abbildungen.<br />

Softcover ISBN 978-3-658-28550-0, 44,99 Euro.<br />

eBook ISBN 978-3-658-28551-7, 34,99 Euro.<br />

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nicht nur Grund- und<br />

Ergebnisdaten zu den verschiedenen landwirtschaftlichen<br />

Produktionsrichtungen, sondern bietet auch methodische<br />

Hinweise zur Lösung betriebswirtschaftlicher<br />

Fragestellungen. Neben den ausführlich dargestellten<br />

Verfahrensabläufen werden Kennzahlen der Arbeitserledigung,<br />

ökonomische Erfolgsgrößen und Stückkosten<br />

für landwirtschaftliche Produkte ausgewiesen.<br />

Die Planungsbeispiele veranschaulichen die ökonomische<br />

Methode zur Bewertung der verschiedenen landwirtschaftlichen<br />

Produktionsverfahren. Die kostenlosen<br />

Web-Anwendungen unter www.ktbl.de ergänzen die gedruckte<br />

Datensammlung. Hier können weitere Informationen<br />

abgerufen und Kalkulationen mit eigenen Daten<br />

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KTBL, Darmstadt, 2020, 768 Seiten, 26 Euro<br />

ISBN 978-3-945088-74-6<br />

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8

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

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9

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

TERMINE<br />

19. und 20. Mai<br />

2. Erfahrungsaustausch für zur Prüfung<br />

befähigte Personen auf Biogasanlagen<br />

Online<br />

veranstaltung@biogas.org<br />

19. und 20. Mai<br />

Grund- und Auffrischungsschulung Anlagensicherheit<br />

für Betreiber und Mitarbeiter gem.<br />

TRGS 529 & TRAS 120<br />

Kirchberg/Jagst<br />

www.ibbk-biogas.de<br />

14. bis 18. Juni<br />

AHK-Geschäftsreise Bioenergie in<br />

Dänemark<br />

Alternativ – digitale Durchführung<br />

www.energiewaechter.de/b2b-events<br />

17. Juni<br />

5. Norddeutscher Biogas-Branchentreff<br />

Rendsburg<br />

www.bbiogas-branchentreff.de<br />

21. bis 25. Juni<br />

AHK-Geschäftsreise Bioenergie in<br />

Frankreich<br />

www.energiewaechter.de/b2b-events<br />

23. Juni<br />

TRwS 793-1 – Biogasanlagen (Regelwerk<br />

aktuell) Web-Seminar<br />

Hennef<br />

eva.dwa.de<br />

23. und 24. Juni<br />

14. Biogas-Innovationskongress digital<br />

www.biogas-innovationskongress.de<br />

16. September<br />

3. BAYERISCHER BIOGAS-BRANCHENTREFF<br />

Straubing<br />

www.bbiogas-branchentreff.de<br />

29. Juli<br />

Web-Seminar: Vorbereitung EEG-<br />

Ausschreibungen September <strong>2021</strong><br />

Online<br />

5. August<br />

Web-Seminar: Vorbereitung EEG-<br />

Ausschreibungen September <strong>2021</strong><br />

Online<br />

9. Juli<br />

Web-Seminar: Sichere Instandhaltung<br />

von Biogasanlagen – Schwerpunkt<br />

Beauftragung von Fremdfirmen<br />

Online<br />

www.biogas.org<br />

STELLENMARKT<br />

Technischer und biologischer Service Biogas<br />

30 – 40 h/Woche | m/w/d | Neuendettelsau<br />

Wir sind ein deutsches Unternehmen im Rhein-Main-Gebiet, das mit hoher Intelligenz auf Basis wissenschaftlicher<br />

Forschung und Entwicklung qualitativ hochwertige Futtermittelzusatzstoffe und Biogasadditive entwickelt, herstellt<br />

und vertreibt. Zur Verstärkung unseres Biogasteams mit Sitz im mittelfränkischen Neuendettelsau suchen wir<br />

ab sofort eine engagierte Persönlichkeit (w/m/d).<br />

Ihre Aufgaben<br />

• Tätigkeitsschwerpunkt: intensive administrative und fachliche Unterstützung unserer Außendienstmitarbeiter<br />

und Beratung größerer Kunden im In- und Ausland<br />

• Markt-, Produkt-, und Wettbewerbsanalysen sowie Durchführen von Produktschulungen<br />

• Repräsentieren des Unternehmens auf Messen<br />

Ihr Profil<br />

• Abgeschlossenes Studium der Agrarwissenschaften / Erneuerbare Energien (B.Sc) / Agrarbiologie oder vergleichbare<br />

Qualifikation wie Staatlich geprüfte(r) Agrarbetriebswirt(in) oder Staatlich geprüfte/r Techniker/in für Landbau.<br />

• Verständnis für biologische Zusammenhänge und gutes technisches Verständnis<br />

• Kenntnisse im Bereich Biogasproduktion<br />

• zielstrebiges und kundenorientiertes Arbeiten, Belastungsfähigkeit und ein gesundes Durchsetzungsvermögen<br />

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Es ist Frühjahr und draußen summt und brummt es wieder.<br />

Fleißig sind die Honigbienen unterwegs und hüpfen von<br />

Blüte zu Blüte. Dort sammeln sie Pollen, also Blütenstaub,<br />

aus dem sie leckeren Honig machen. Zu den Summern<br />

gehören auch die vielen Wildbienen, von denen es allein<br />

bei uns über 300 Arten gibt. Dabei ist es nicht nur der Honig<br />

allein, der Bienen zu ausgesprochen nützlichen Tieren<br />

macht. Vor allem ist es ihre Bestäubungsleistung. Denn<br />

indem sie den Blütenstaub von Blüte zu Blüte tragen,<br />

Leben im Komposthaufen<br />

Komposthaufen sind ab sofort<br />

wieder lebendig. Sie liefern<br />

wertvolle Erde für unsere<br />

Zier- und Gemüsebeete und<br />

sind Lebensraum für viele<br />

Insektenarten. Diese haben<br />

einen großen Anteil daran,<br />

dass die Mehrheit des Abfalls<br />

zersetzt wird. Bakterien,<br />

Pilze, Käfer, Spinnen und Würmer zersetzen<br />

die abgestorbenen Pflanzen. So entsteht nach und nach ein<br />

wertvoller organischer Dünger. Der Regenwurm beispielsweise<br />

frisst alles, was er auf dem Kompost finden kann. Der Wurmkot,<br />

den er ausscheidet, gibt einen guten Naturdünger ab. Dein<br />

Biomüll gehört in so einen Komposthaufen, also alle Grünabfälle<br />

des Gartens, verwelkte Blumensträuße, Topfpflanzenerde,<br />

gebrauchte Papiertücher und natürlich Küchenabfälle: Reste<br />

vom Gemüseputzen, Kartoffelschalen, Kaffeepads, Eierschalen,<br />

Obstreste und vieles mehr.<br />

sind viele Pflanzen erst in der Lage, sich zu vermehren.<br />

Viele landwirtschaft liche Nutzpflanzen gehören dazu:<br />

Obstbäume, Raps, Sonnen blumen, Tomaten und viele<br />

andere. 80 Prozent der 800 heimischen Nutz- und<br />

Wildpflanzen sind auf die Bienen als Bestäuber<br />

angewiesen. Wusstest du, dass für 500 Gramm Honig<br />

etwa 75 Millionen Blüten bestäubt werden?<br />

Welch eine riesige Leistung vollbringen die kleinen<br />

Brummer und schaffen somit auch eine blühreiche<br />

Artenvielfalt! Die Landwirtschaft braucht<br />

also die Bienen unbedingt. Landwirte, die Biogas<br />

produzieren, können den Bienen helfen. Und zwar<br />

auf zweierlei Weise: Viele Landwirte legen inzwischen<br />

zum Beispiel an den Rändern ihrer Mais äcker sogenannte<br />

Blühstreifen an. Das sieht nicht nur schön aus, sondern<br />

stört auch nicht bei der Vergärung, wenn bei der Ernte<br />

alles zusammen in den großen Fermenter eingebracht<br />

wird. Noch mehr hilft es den Bienen und der Artenvielfalt<br />

allerdings, wenn der komplette Biogas-Acker aus<br />

Blühpflanzen besteht. Die „Durchwachsene Silphie“ mit<br />

ihrer wunder schönen gelben Blütenpracht gehört zum<br />

Beispiel zu den beliebten Energiepflanzen- Alternativen,<br />

die ähnlich hohe Biogaserträge erbringt<br />

wie der Mais. Das sollten noch<br />

viel mehr Landwirte nachmachen<br />

– dann gibt es auch<br />

noch mehr Honig.<br />

Moore<br />

Bis heute werden Moore entwässert, um Land- und Forstwirtschaft<br />

zu betreiben oder um Torf abzubauen. Inzwischen weiß<br />

man, dass das ökologisch falsch ist – auch deshalb, weil Moore<br />

riesige CO 2 -Speicher sind. Ihre Umnutzung setzt große Mengen<br />

des klimaschädlichen Gases frei. Der umgekehrte Weg ist eine<br />

Wiedervernässung und Nutzung als Nassanbau – Paludikultur<br />

nennt man das. Schilf, Segge oder Rohr-Glanzgras baut man auf<br />

diesem eher morastigen Boden an. Geforscht wird, ob sich die<br />

Ernte dieser speziellen Feuchtpflanzen zur Biogasproduktion<br />

eignet. Eine andere Möglichkeit ist die Nutzung als Baumaterial.<br />

So könnte man die Moore – und damit unser Klima – in Zukunft<br />

besser schützen.<br />

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5. BAYERISCHE BIOGASFACHTAGUNG, TEIL 1<br />

TA Luft-Entwurf<br />

greift Biogasanlagen<br />

als Anlagentyp auf<br />

Auch das Standortumfeld<br />

der Biogasanlage<br />

ist relevant für eventuelle<br />

geplante künftige<br />

Aktivitäten, die im<br />

Zusammenhang mit<br />

dem Anlagenbetrieb<br />

stehen.<br />

Am 2. und 3. März fand die Dingolfinger Biogasfachtagung digital statt mit rund 120<br />

Teilnehmern*innen. Am ersten Veranstaltungstag ging es unter anderem um den Weiterbetrieb<br />

von Bestandsanlagen sowie um die Nutzung von landwirtschaftlichen Koppelprodukten.<br />

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann<br />

Gepa Porsche, Leiterin des Referats Genehmigung<br />

im Fachverband Biogas e.V.,<br />

blickte auf die Weiterentwicklung der<br />

Bestandsbiogasanlagen durch die Genehmigungsbrille.<br />

Der Standort, das Bauplanungsrecht<br />

oder die Privilegierung im Außenbereich<br />

seien Faktoren, nach denen viele Biogasanlagen in<br />

Deutschland errichtet worden sind. Die Privilegierung<br />

habe aber zwei regelmäßige Einschränkungen. Die eine<br />

sei die Rohbiogas-Produktionskapazität und die andere<br />

die Herkunft der Biomasse.<br />

Porsche habe es schon häufiger erlebt, dass diese beiden<br />

Punkte aus den Augen verlorengehen, insbesondere<br />

die Herkünfte der Biomasse. Manche Anlagenbetreiber<br />

würden dann feststellen, dass sie gute sichere<br />

Biomasseherkünfte zwar haben, dass aber die geforderten<br />

51 Prozent, die aus dem eigenen oder dem eigenen<br />

und nahegelegenen Betrieben stammen müssen, nicht<br />

mehr realisiert werden. Das könne dann im Zweifelsfall<br />

die gemachte Planung torpedieren.<br />

„Gleiches gilt für die 2,3 Millionen Normkubikmeter<br />

Rohgas, die produziert werden dürfen. Das ist eine<br />

Grenze, die nicht verhandelbar ist. Wenn man verhandeln<br />

möchte, befindet man sich im Bereich eines<br />

vorhabenbezogenen Bebauungsplans oder einer Sondergebietsausweisung.<br />

Darauf hat man aber keinen<br />

Rechtsanspruch. Der Gemeinde bleibt es überlassen,<br />

ob sie planerisch tätig wird oder nicht“, teilte Porsche<br />

mit.<br />

Aber selbst beim vorhabenbezogenen Bebauungsplan<br />

oder der Sondergebietsausweisung müsse im Blick behalten<br />

werden, was dort am Standort hinsichtlich des<br />

Anlagenbetriebes zulässig ist und was nicht, wie zum<br />

Beispiel ein Substratwechsel oder eine Leistungssteigerung.<br />

Hier stelle sich die Frage, ob man als Betreiber<br />

in seinem städtebaurechtlichen Vertrag oder in der<br />

Sondergebietsausweisung einschränkende Formulierungen<br />

hat. Porsche berichtete von einem Beispielfall,<br />

wo der Anlagenbetreiber in einer Sondergebietsausweisung<br />

einen Passus hatte, dass Anbaubiomasse ver-<br />

FOTOS: LANDPIXEL.EU<br />

14

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> AKTUELLES<br />

goren werden darf. Laut Porsche hat der<br />

Betreiber damit ein Problem, wenn er zum<br />

Beispiel Grünschnitt vergären möchte. Es<br />

handele sich zwar um Kleinigkeiten, die<br />

aber die Aufmerksamkeit erforderten.<br />

Der Standort und sein Umfeld<br />

Ebenso relevant sei das Standortumfeld<br />

für das, was der Betreiber auf der Anlage<br />

machen will. Will er noch einen Behälter,<br />

einen Lagerplatz, eine Maschinenhalle<br />

oder eine Aufbereitungsstrecke dazu<br />

bauen, dann habe das Auswirkungen auf<br />

seine Umgebung. Beispiel Umwallung:<br />

Passt das, was gebaut werden soll, noch<br />

in die Umwallung? Muss der Wall erweitert<br />

werden? Ist das möglich? In dem Zusammenhang<br />

sei zu klären: Wo ist das nächste<br />

Gewässer? Wo ist die nächste Straße, der<br />

nächste Nachbar, wo sind zu schützende<br />

Biotope? Den „Hauptpreis“ habe man<br />

gewonnen, wenn der Standort im Wasserschutzgebiet<br />

liegt.<br />

Beispiel Wasserschutzgebiet: Will man, so<br />

Porsche, eine Hydrolyse dazu bauen oder<br />

die Anlage verfahrenstechnisch erweitern,<br />

dann sei man schnell im Bereich des Paragrafen<br />

49 AwSV in der Fassung von 2017.<br />

Die AwSV begrenze Biogasanlagen mit<br />

einem maßgebenden Volumen auf 3.000<br />

Kubikmeter. „Das heißt, dass man im Wasserschutzgebiet<br />

nicht mehr als 3.000 Kubikmeter<br />

„Biogasanlage“ im Sinne der Verordnung<br />

haben darf. Dieses Volumen darf<br />

auch nicht durch Änderung überschritten<br />

werden. Außer, Sie bauen mehr Lagerkapazität,<br />

die im Sinne der Düngeverordnung<br />

wirklich benötigt wird. Oder Sie machen<br />

Biogas ausschließlich aus tierischen Ausscheidungen<br />

aus der eigenen, bereits in<br />

der Schutzzone vorhandenen Tierhaltung“,<br />

erklärte die Referentin.<br />

Das bedeutet, dass die Möglichkeiten, etwas<br />

dazu bauen zu können, restriktiv gehandhabt<br />

werden. Das liege daran, dass<br />

sich das maßgebende Volumen aus der<br />

Summe der Volumen aller Teilanlagen –<br />

also Gärsubstratlager, Fermenter und Gärrestlager<br />

– bestimmt. Wenn Sie schon eine<br />

Biogasanlage in einem Wasserschutzgebiet<br />

haben, dann können Sie in aller Regel<br />

nichts mehr dazu bauen, weil das maßgebliche<br />

Volumen von 3.000 Kubikmeter<br />

quasi jede Biogasanlage schafft, sagte<br />

Porsche. Ein weiterer Punkt, der gegebenenfalls<br />

standortproblematisch werden<br />

könne, sei das Gegenspiel zwischen Bauplanungsrecht<br />

und Störfallrecht, weil auf<br />

der einen Seite ein räumlich-funktionaler<br />

Zusammenhang zwischen Biogasanlage<br />

und Hofstelle gefordert ist durch das Baugesetzbuch<br />

(privilegiertes Bauen im Außenbereich).<br />

Andererseits könne man durch den Zubau<br />

von gasdichter Lagerkapazität in einen<br />

Bereich mit störfallrechtlicher Relevanz<br />

kommen. Dabei gehe es um die Menge an<br />

Gas, die zu irgendeinem Zeitpunkt sich in<br />

der Anlage beziehungsweise im Betriebsbereich<br />

befinden kann. Wenn die Anlage<br />

im Störfallrecht sei, dann gelte es, einen<br />

angemessenen Sicherheitsabstand zum<br />

nächsten Schutzobjekt einzuhalten. Das<br />

könne zum Beispiel ein Wohngebiet sein.<br />

Es könne aber im Laufe des Anlagenbetriebes<br />

zu Standortkonstellationen kommen,<br />

wo der angemessene Sicherheitsabstand<br />

nicht mit dem räumlich-funktionalen Zusammenhang,<br />

den das Baurecht fordert,<br />

kompatibel ist.<br />

„Wenn Sie also beispielsweise ein gasdichtes<br />

Gärrestlager bauen wollen oder müssen,<br />

es an dem Standort aber eigentlich<br />

nicht realisierbar ist, da der einzuhaltende<br />

Sicherheitsabstand unterschritten wird,<br />

Sie jedoch im Grunde nirgendwo anders<br />

bauen können, weil sonst der räumlichfunktionale<br />

Zusammenhang zur Hofstelle<br />

fehlt, dann sind Sie in der unglücklichen<br />

Situation, dass Sie einen vorhabenbezogenen<br />

Bebauungsplan oder eine Sondergebietsausweisung<br />

benötigen. Wie schon<br />

erwähnt haben Sie darauf keinen Rechtsanspruch“,<br />

verdeutlichte Porsche.<br />

TA Luft – verbindliches Regelwerk<br />

In dem Moment, wo Sie ein Betriebsbereich<br />

seien und erstmalig oder vermehrt<br />

einen angemessenen Sicherheitsabstand<br />

unterschritten, seien bei baurechtlich<br />

genehmigten Anlagen als auch bei den<br />

BImSch-Anlagen Verfahren mit Öffentlichkeitsbeteiligung<br />

durchzuführen, was<br />

die Umsetzung der geplanten Maßnahme<br />

weiter erschweren könne.<br />

„In der Praxis stellt sich sehr häufig die<br />

Frage, ob das geplante Vorhaben nach Baurecht<br />

zu behandeln ist oder schon in die<br />

Genehmigungsbedürftigkeit nach Bundes-<br />

Immissionsschutzgesetz (BImSchG) fällt.<br />

Dieses ist vor allem für den zu erfüllenden<br />

Anforderungskatalog bedeutsam. So gibt<br />

es unterschiedliche Schwellen, wie zum<br />

Beispiel bei der Input-Biomasse, mit<br />

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denen Betreiber sich auseinandersetzen müssen. Mit<br />

dem Eintritt in die Genehmigungsbedürftigkeit nach<br />

Bundes-Immissionsschutzgesetz greift auch die TA<br />

Luft als verbindlich anzuwendendes Regelwerk. Damit<br />

ist auch die neue TA Luft, die derzeit in den Bundesratsgremien<br />

beraten wird, für Sie gegebenenfalls von<br />

Belang, weil die neue TA Luft Biogasanlagen als Anlagentyp<br />

aufgreift“, führte Porsche weiter aus.<br />

Die neue TA Luft werde wohl auch Anforderungen an<br />

die Gasfackeln beinhalten. Die Geruchsimmissionsrichtlinie<br />

(GIRL) soll auch Bestandteil der TA Luft<br />

werden. Das ganze Prozedere soll laut Porsche noch<br />

in dieser Legislaturperiode abgeschlossen werden. Die<br />

neue TA Luft fordert unter anderem:<br />

ffFahrwege befestigt und sauber zu halten.<br />

ffErhöhte Anstrengungen zur Vermeidung von Geruch<br />

und Ammoniak an Vorgruben und Gärrestlagern.<br />

ffSilos: Pflicht zur Abdeckung, Ausnahme<br />

Anschnittflächen.<br />

ffForderung von Doppelmembranspeicherdächern<br />

mit Zwischenraumüberwachung.<br />

ffMaßnahmen zur Reduktion von Methanimmissionen<br />

aus Gärrestlagern (150 Tage Mindestverweilzeit,<br />

aber auch Restgaspotenzial und Sonderregelungen<br />

für überwiegend und ausschließlich Gülle<br />

vergärende Anlagen).<br />

Porsche findet den TA Luft-Entwurf in Teilen durchaus<br />

gut. Er lasse Spielraum für technische Innovationen.<br />

Dennoch habe man als Fachverband Biogas Kritikpunkte<br />

an den Bundesrat adressiert, die auch wahrgenommen<br />

worden seien, was auf Änderungen hoffen<br />

lasse. „Nun wird der eine oder andere sagen, Doppelmembranspeicher<br />

mit Zwischenraumüberwachung<br />

kenne ich irgendwoher. Genau: das ist eine Empfehlung<br />

der TRAS 120. Darum haben wir an dem TA Luft-<br />

Entwurf einen großen Kritikpunkt, denn man hat in der<br />

Vergangenheit – als klar war, dass die Biogasanlagen-<br />

Verordnung in der ursprünglich geplanten Fassung<br />

nicht realisiert werden würde – begonnen, Teile daraus,<br />

die dem Gesetzgeber besonders wichtig waren, in zwei<br />

verschiedene Regelwerke zu kopieren. Zum einen in die<br />

TA Luft und zum anderen in die TRAS 120“, betonte<br />

Porsche.<br />

TA Luft wildert im Revier der TRAS 120<br />

Jetzt wurden aber beide Regelwerke unabhängig voneinander<br />

von verschiedenen Personengruppen diskutiert<br />

mit dem Ergebnis, dass man nun eine TRAS 120 und<br />

eine TA Luft habe, die mal ursprünglich identische<br />

Anforderungen gestellt hätten. In der Zwischenzeit<br />

würden diese aber inhaltlich auseinanderfallen. „Das<br />

heißt, im schlechtesten Fall bekommen wir eine TA<br />

Luft – und ich hoffe, dass wir das noch abwenden können<br />

–, die letzten Endes andere Regelungen zum gleichen<br />

Thema trifft als die TRAS 120“, führte Porsche<br />

weiter aus.<br />

Im weiteren Verlauf ihres Vortrages widmete sie sich<br />

dem Thema Verbrennungsmotoren (BHKW). „Für die<br />

Genehmigungsbedürftigkeit dieser Anlagen liegt die<br />

Schwelle bei einem Megawatt (1 MW) Feuerungswärmeleistung.<br />

Bisher standen die Anforderungen dafür in<br />

der TA Luft. Die sollen jetzt komplett gestrichen werden<br />

mit der Begründung, dass die Anforderungen an stationäre<br />

Verbrennungsmotoranlagen wegfallen können,<br />

weil die Anforderungen an diese Anlagen vollständig in<br />

der 44. BImSchV enthalten sind“, informierte Porsche.<br />

Für alles, was genehmigungsbedürftig sei, also auch,<br />

wenn der einzelne Motor für sich genommen kleiner als<br />

1 MW ist und nur die Summe aller Motoren die 1-MW-<br />

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BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

Schwelle erreicht, habe bisher die TA Luft gegolten.<br />

Wohingegen die 44. BImSchV zwar diesen Anwendungsbereich<br />

auch abdecke, aber die Abdeckung nur<br />

dann zu 100 Prozent gegeben ist, wenn eine „gemeinsame<br />

Anlage“ im Sinne der 4. BImSchV automatisch<br />

auch eine aggregierte Feuerungsanlage im Sinne der<br />

44. BImSchV ist – ansonsten entsteht eine Regelungslücke.<br />

Theoretisch biete die 44. BImSchV aber die<br />

Möglichkeit, dass der Betreiber durch Argumentation<br />

gegenüber der Behörde darlegt, warum seine Anlage<br />

eben nicht aggregiert werden soll. Ergebnis: „Folgt<br />

die Behörde der Argumentation, gibt es Anlagen, die<br />

genehmigungsbedürftig sind, weil sie in der Summe<br />

die 1-MW-Feuerungswärmeleistung überschreiten,<br />

aber nicht unter die 44. BImSchV fallen, weil sie nicht<br />

aggregiert werden. Fazit: Entweder wird man aggregieren,<br />

um diese Lücke zu vermeiden, weil es sonst<br />

Verbrennungsmotoren geben würde kleiner 1 MW als<br />

Einzelmotoren, die nur in der Summe größer als 1 MW<br />

existieren könnten, die aber keiner Regelung mehr unterlägen“,<br />

führte Porsche aus. „Oder man hat gar keine<br />

Lücke, weil sowieso immer zu aggregieren ist.“<br />

Sie geht davon aus, dass das „Nicht-Aggregieren“ in<br />

der Praxis keine Anwendung finden wird. „Wir hatten<br />

gefordert, dass man um diese Aggregationsregel nutzen<br />

zu können, ein Herausfallen dieser Motoren aus<br />

der 44. BImSchV durch entsprechende Regelungen in<br />

der TA Luft auffängt. Das hat sich leider nicht durchgesetzt“,<br />

bedauerte Porsche.<br />

Koppelprodukte: Wirtschaftlichkeit<br />

muss gegeben sein<br />

Dr. Stefan Thurner von der Bayerischen Landesanstalt<br />

für Landwirtschaft in Freising referierte zum Thema<br />

Koppelprodukte in der Landwirtschaft. Koppelprodukte<br />

seien in der Regel Reststoffe, die keinen gesonderten<br />

Flächenbedarf verursachen. Zudem lösten sie keinen<br />

gesonderten Produktionsaufwand aus. „Sie stehen im<br />

Grunde zur Verfügung, sodass sie nur eingesammelt<br />

werden müssen“, erklärte der Referent. Getreide- und<br />

Maisstroh seien typische Koppelprodukte. Rapsstroh,<br />

Rübenblatt oder Hopfenreben seien weitere Koppelprodukte.<br />

Thurner wies darauf hin, dass Maisstroh zum<br />

Beispiel nicht unter den Silomaisdeckel fällt, der im<br />

EEG <strong>2021</strong> den Silomaiseinsatz auf 40 Prozent begrenzt.<br />

„Wenn man Reststoffe nutzen will, dann sollte<br />

vorher geklärt werden, wie viel Material lokal beziehungsweise<br />

regional zur Verfügung steht und wann es<br />

sich nutzen lässt. Außerdem sind Fragen der Ernte- beziehungsweise<br />

Sammellogistik sowie der Lagerung zu<br />

klären“, betonte Thurner.<br />

Aus Sicht der Biogasproduktion sei entscheidend, wie<br />

viel Biogas die Koppelprodukte liefern können beziehungsweise<br />

wie hoch das Methanertragspotenzial ist.<br />

Ferner stelle sich die Frage, ob die Bestandsanlagen<br />

technisch überhaupt in der Lage sind, das Koppelprodukt<br />

zu vergären. Und sehr wichtig sei auch, dass geprüft<br />

werde, ob der geplante veränderte Substratmix<br />

genehmigungsrechtlich in Ordnung ist.<br />

Körnermaisstroh: Hälfte kann technisch<br />

geerntet werden<br />

Vor allem wenn es sich wirtschaftlich nicht rechne, sei<br />

das das K.O.-Kriterium. Körnermaisstroh sei nicht vergleichbar<br />

mit Getreidestroh. In 2020 fiel laut Thurner<br />

in Bayern eine 1 Tonnen Trockenmasse Körnermaisstroh<br />

an. Deutschlandweit seien es rund 4,3 Millionen<br />

Tonnen Trockenmasse Körnermaisstroh, die verfügbar<br />

waren. Nicht das gesamte pro Hektar anfallende Körnermaisstroh<br />

kann vom Feld technisch geerntet werden.<br />

Gut 50 Prozent können nach seinen Angaben entnommen<br />

werden.<br />

17

AKTUELLES BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Dass Körnermaisstroh etwas anderes sei als Getreidestroh,<br />

merke man schon daran, dass im Körnermaisstroh<br />

nur minimal mehr Lignin enthalten sei als in<br />

Silomais. Der Ligningehalt liege bei etwa 4 Prozent<br />

im Körnermaisstroh. Das Maisstroh sei beim Drusch<br />

auch nicht trocken, sondern es habe lediglich 30 bis<br />

40 Prozent Trockensubstanz. Es sei nur etwas trockener<br />

als der Silomais.<br />

„Wenn das Stroh breitflächig auf dem Feld liegt, dann<br />

ist das je nach Witterung vergleichbar mit Anwelksilage<br />

auf dem Grünland, dann trocknet das Körnermaisstroh<br />

sehr gut ab und kommt in den Bereich von 60 bis 70<br />

Prozent Trockensubstanz“, informierte Thurner. Hinsichtlich<br />

der Ernteverfahren stünden im Grunde derzeit<br />

nur die dreiphasigen zur Verfügung. „Das heißt, es<br />

wird der Mais ganz herkömmlich gedroschen, wobei das<br />

Stroh breit verteilt wird. Die Maispflanze sollte möglichst<br />

tief abgeschnitten werden. Im zweiten Schritt<br />

kommt dann eine Schwadtechnik zum Einsatz, wie zum<br />

Beispiel der Schwadmulcher von der Firma BioG oder<br />

Bandschwader“, führte Thurner weiter aus. Alle diese<br />

Techniken würden es schaffen, die gleiche Menge Stroh<br />

in das Schwad zu legen. Das Aufsammeln geschehe<br />

dann mit dem Feldhäcksler, dem Kurzschnittladewagen<br />

oder der (Rund)Ballenpresse. In den Jahren 2014,<br />

2015 und 2016 wurden an verschiedenen Standorten<br />

Ernteversuche durchgeführt. In den Versuchsjahren<br />

seien die Körnermaiserträge sehr gut gewesen. Die hätten<br />

sich bei rund 120 Dezitonnen Trockenmasse pro<br />

Hektar bewegt.<br />

Reststroh und Gärdünger wirken<br />

humuspositiv<br />

Das Körnermaisstroh fiel mit durchschnittlich 110<br />

Dezitonnen Trockenmasse pro Hektar an. Das Korn-<br />

Stroh-Verhältnis lag bei 1:0,9. Durch das Schwaden<br />

und die Entnahme gehen etwa 55 Prozent des anfallenden<br />

Strohs verloren. Thurner: „Nach der Ernte sehen<br />

die Felder praktisch aus wie strohfrei, aber sehr<br />

viele kleine Partikel liegen auf dem Feld, die in Summe<br />

die Menge ausmachen, die verlorengeht. Wenn<br />

so viel Stroh auf dem Feld verbleibt und Gärdünger<br />

zurückgeführt wird, dann ist die Humusbilanz ausgeglichen.“<br />

Je länger das Stroh auf dem Feld verbleibe, umso weniger<br />

erntbare Biomasse stehe zur Verfügung. Eine direkte,<br />

zügige Ernte nach dem Drusch sei angeraten. Auch<br />

der Druschzeitpunkt habe einen Einfluss auf die spätere<br />

Methanausbeute des Körnermaisstrohs. „Je später<br />

wir dreschen, umso geringer die Methanausbeute.<br />

Der Druschzeitpunkt sollte sich aber immer nach der<br />

Körnerreife richten.“ Untersucht habe man auch die<br />

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BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

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diesen fülle, dann gelangten nur etwa 60 Kilogramm<br />

Trockenmasse pro Kubikmeter Anhängervolumen auf<br />

das Fahrzeug. Begrenzend wirke das Volumen und<br />

nicht das Gewicht. Darum sei die Transportwürdigkeit<br />

des Körnermaisstrohs nicht zu hoch. Optimal sei es,<br />

wenn sich die Maisstrohfelder im Umkreis von 5 Kilometern<br />

um die Biogasanlage befinden.<br />

Silierung: Stroh muss sauber sein<br />

Silierversuche im Labor hätten gute Ergebnisse geliefert.<br />

Der pH-Wert habe durchschnittlich unter 4,3<br />

gelegen, es habe sich gut Milchsäure bilden können.<br />

Die Bildung von Buttersäure sei kein Thema gewesen.<br />

Jedoch: Je sauberer die Ernte ohne Bodenverschmutzung,<br />

umso weniger Buttersäure könne sich bilden.<br />

Der Rohaschegehalt im Stroh betrug, so Thurner,<br />

Das Rührsystem<br />

müsse auf eine hohe<br />

Sub stratviskosität<br />

ausgelegt sein, weil<br />

festgestellt worden<br />

ist, dass die Viskosität<br />

mit dem Einsatz von<br />

Körner maisstroh<br />

ansteigt.<br />

Für die einen ist es bloß Abfall.<br />

Für uns ist es ein wichtiger Rohstoff.<br />

Biogas, Biomethan, Wasserstoff und SNG: Die HZI-Technologien zur Erzeugung Grüner Gase<br />

verwerten biogene Abfälle bzw. Reststoffe zu Energie und Kraftstoffen – und leisten so einen<br />

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19

AKTUELLES BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

7 bis 8 Prozent und liegt damit unter dem von Grassilage,<br />

die um 10 Prozent aufweist. „Wir haben in der<br />

Praxis festgestellt, dass sich aufgrund von Hefebesatz<br />

Alkohole bilden, was aber die Milchsäuregärung nicht<br />

beeinträchtigte. Besonders hoch ist der Alkoholwert gewesen,<br />

als das Körnermaisstroh mit Zuckerrüben siliert<br />

worden ist. Da ist einfach noch mehr Zucker vorhanden,<br />

den die Hefen umsetzen können. Aus Sicht der Silierung<br />

hat die Zuckerrübe keine Vorteile gebracht. Ohne<br />

Siliermittelzusätze ist eine gute Silierbarkeit realisierbar“,<br />

erklärte Thurner weiter.<br />

In der Praxis sei auf dem Silohaufen ein Fahrzeug<br />

notwendig mit einem hohen Walzgewicht. Pro Stunde<br />

sollte nicht zu viel Material eingelagert werden, da<br />

sonst die Qualität des Verdichtens leide. Wenn man<br />

zum Schluss im Fahrsilo oben auf das Körnermaisstroh<br />

Zuckerrüben einschichte, dann habe das positive Effekte,<br />

insbesondere für die Verdichtung im oberen<br />

Bereich der Silage, wodurch Silolagerraum gespart<br />

werden könne. Die mittlere Lagerungsdichte liege bei<br />

etwa 125 Kilogramm Trockenmasse pro Kubikmeter<br />

mit einer relativ großen Schwankungsbreite von plus/<br />

minus 40 kg Trockensubstanz pro Kubikmeter. Im Vergleich<br />

zum Silomais sei es etwa die Hälfte der Lagerungsdichte.<br />

Substratviskosität verändert sich<br />

Das Methanertragspotenzial von Körnermaisstroh sei<br />

enorm. Es liege bei etwa 314 Liter pro Kilogramm<br />

organische Trockensubstanz, was 85 bis 90 Prozent<br />

des Silomaises entspreche. Thurner kennt eigentlich<br />

kein anderes Koppelprodukt, das ein derart hohes Methanertragspotenzial<br />

hat. Die Strohaufbereitung könne<br />

von Vorteil sein, sei es für den Feststoffeintrag oder zur<br />

Vermeidung von Schwimmschichten. Das Rührsystem<br />

müsse auf eine hohe Substratviskosität ausgelegt sein,<br />

weil festgestellt worden sei, dass die Viskosität mit dem<br />

Einsatz von Körnermaisstroh ansteigt.<br />

Beim Einsatz von Körnermaisstroh schwanken zu Beginn<br />

der Fütterung die Methanerträge über einen Zeitraum<br />

von 30 bis 40 Tage. Die Umstellung auf Maisstroh<br />

gehe mit moderater Raumbelastung leichter. Die Verweilzeit<br />

und die Raumbelastung müssten zum Fermentersystem<br />

passen. Die Verweilzeit im Hauptfermenter<br />

sollte über 90 Tage betragen. Eine Raumbelastung zwischen<br />

3 und 4 Kilogramm organischer Trockensubstanz<br />

pro Kubikmeter Fermentervolumen und Tag wäre ideal.<br />

Erfreulich sei, dass das Körnermaisstroh gut wirtschaftlich<br />

ist – trotz der hohen Massenverluste bei der Ernte.<br />

Ein Hektar Körnermaisstroh ersetze 0,2 Hektar Silomais.<br />

Die Vollkosten bei Körnermaisstrohsilage lägen<br />

bei knapp unter 5 Cent pro Kilowattstunde elektrische<br />

Leistung. Den Methanhektarertrag gab Thurner mit<br />

1.500 Kubikmeter pro Hektar an.<br />

Autor<br />

Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann<br />

Redakteur Biogas Journal<br />

Fachverband Biogas e.V.<br />

0 54 09/90 69 426<br />

martin.bensmann@biogas.org<br />

Rund 50 Prozent des<br />

anfallenden Maisstrohs<br />

lassen sich technisch<br />

ernten.<br />

20

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

Fermenterreinigung mit Brochier<br />

Auch mit der besten Rührwerktechnik ist es<br />

unvermeidbar, dass sich im Laufe der Zeit<br />

Feststoffe am Behälterboden absetzen und<br />

eine nicht mehr rühr- und pumpfähige Schicht<br />

entsteht. Alle 5-7 Jahren empfiehlt sich<br />

deshalb die komplette Reinigung der Biogas Behälter.<br />

Spätestens wenn die Heizrohre zugesetzt sind<br />

und die Temperatur sich nicht mehr regeln lässt<br />

ist diese Maßnahme dringend erforderlich.<br />

Wir haben für Sie ein spezielles und besonders<br />

zeitsparendes Verfahren entwickelt, mit dem Sie<br />

für die Fermenterreinigung nicht das komplette<br />

Dach des Behälters öffnen müssen. Unsere Saugbagger<br />

können durch kleinste Öffnungen die Ablagerungen<br />

am Behälterboden absaugen und so<br />

die Reinigung schnell und effizient durchführen.<br />

Sie müssen nicht mehr selbst in den Behälter einsteigen<br />

und sich auch nicht mit den zahlreichen<br />

Sicherheitsvorschriften befassen. Profitieren Sie<br />

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das Team von Brochier<br />

sehr freuen!<br />

21

AKTUELLES BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

ABFALLVERGÄRUNGSTAG, TEIL 1<br />

Zahlreiche<br />

Regelwerke<br />

in der<br />

Überarbeitung<br />

Hinsichtlich der Instandhaltungsarbeiten,<br />

die in<br />

letzter Zeit ein erhöhtes<br />

Schadens- beziehungsweise<br />

Unfallgeschehen<br />

feststellen lassen,<br />

wird überlegt, welche<br />

Schutzmaßnahmen<br />

möglicherweise noch<br />

zusätzlich notwendig<br />

sind und wie vielleicht<br />

auch die Fachkunde des<br />

ausführenden Personals<br />

weiter optimiert werden<br />

muss.<br />

Der erste virtuelle Abfallvergärungstag des<br />

Fachverbandes Biogas e.V. fand Ende März<br />

statt. Die rund 100 Teilnehmer*innen<br />

konnten sich vor allem über rechtliche<br />

Rahmen bedingungen informieren.<br />

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann<br />

Manuel Maciejczyk, Geschäftsführer des<br />

Fachverbandes Biogas e.V., sagte zu<br />

Beginn seines Vortrages: „Es fällt auf,<br />

dass es derzeit eine sehr starke Regelungsintensität<br />

gibt. Das liegt eventuell<br />

daran, dass wir nach 20 Jahren Erneuerbare-Energien-<br />

Gesetz an einem Punkt angekommen sind, wo alle Regelwerke<br />

diskutiert werden.“ Ganz besonders im Mittelpunkt<br />

stehe das Thema Klimaschutz. Das sei auch auf<br />

EU-Ebene so, wo beispielsweise die sogenannte Methanminderungsstrategie<br />

momentan diskutiert wird.<br />

Dabei würden auch Biogasanlagen in den Fokus gerückt.<br />

Laut Maciejczyk gibt es konkrete Überlegungen,<br />

wie weit noch stärkere Überwachungsmaßnahmen in<br />

Richtung Emissionen/Methanschlupf auf den Weg gebracht<br />

werden. Die Frage an der Stelle sei, ob es ordnungsrechtlich<br />

oder wie im EEG über vergütungsrechtliche<br />

Aspekte erfüllt werden muss.<br />

Das Thema Arbeitsschutz sei bisher weniger kritisch<br />

gewesen. In diesem Zusammenhang gelte das technische<br />

Regelwerk Gefahrstoffe, kurz: TRGS 529. Dieses<br />

ist in 2015 veröffentlich worden. Es habe damals große<br />

Diskussionen erzeugt, weil mit ihr sehr konkrete Anforderungen<br />

an den Betrieb von Biogasanlagen aufgestellt<br />

worden seien. Nach etwas mehr als fünf Jahren sei es<br />

nun aber wohl an der Zeit gewesen, die TRGS 529 einer<br />

Überarbeitung zu unterziehen.<br />

TRGS 529 soll in 2022 fertig<br />

überarbeitet sein<br />

„Das lag sicherlich daran, dass wir ein verändertes<br />

Unfallgeschehen auf den Biogasanlagen haben. Insbesondere<br />

durch Instandhaltungs- und Revisionsarbeiten<br />

oder auch durch das Entstehen gewisser Berufskrankheiten,<br />

wobei letztere aber nicht wirklich spezifisch<br />

auf Biogas bezogen sind“, erklärte der Vortragende.<br />

Darüber hinaus sei eine große Weiterentwicklung der<br />

Regelwerke sowie des Standes der Technik festzustellen.<br />

Ziel aktuell sei es, die TRGS 529 in 2022 fertig<br />

überarbeitet zu haben.<br />

Hinsichtlich der Instandhaltungsarbeiten, die in letzter<br />

Zeit ein erhöhtes Schadens- beziehungsweise Unfallgeschehen<br />

feststellen ließen, werde überlegt, welche<br />

Schutzmaßnahmen möglicherweise noch zusätzlich<br />

notwendig sind und wie vielleicht auch die Fachkunde<br />

des ausführenden Personals weiter optimiert werden<br />

muss. Da werde es sicherlich entsprechende Anpassungen<br />

geben. „Ob dann der jeweilige einzelne Mitarbeiter<br />

die entsprechende Fachkunde haben muss oder<br />

eine Person, die die Arbeiten koordiniert, ist noch zu<br />

diskutieren“, informierte Maciejczyk.<br />

Andere Anforderungen werden in der TRAS 120 gestellt.<br />

„Da müssen wir schauen, was daraus hinsichtlich<br />

des Arbeitsschutzes in die TRGS 529 übertragen wird“,<br />

sagte Maciejczyk. Die TRAS 120 sei eine Erkenntnisquelle,<br />

die den Stand der Technik und den Stand der<br />

Sicherheitstechnik beschreibt – also für die Anlagen,<br />

die unter die 12. Bundes-Immissionsschutzverordnung<br />

(BImSchV) fallen. Derzeit sei festzustellen, dass durch<br />

düngerechtliche Vorgaben Lagerbehältervolumina zugebaut<br />

werden, die zukünftig gasdicht abzudecken<br />

sind. Dadurch kämen zunehmend mehr Anlagen in den<br />

Bereich der Störfallverordnung, die entsprechend den<br />

Stand der Sicherheitstechnik einzuhalten hätten.<br />

FOTOS: LANDPIXEL.EU<br />

22

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

TRAS 120: weiter etliche<br />

Vollzugsfragen<br />

Die TRAS 120 sei derzeit das einzige<br />

Regelwerk, in dem der Stand der Sicherheitstechnik<br />

konkretisiert und ausführlich<br />

beschrieben werde. Die TRAS 120 wurde<br />

2019 veröffentlicht. Im Herbst 2020 gab<br />

es weitere Bund-Länder-Arbeitsgruppenhinweise,<br />

wie die Vollzugsbehörden mit der<br />

TRAS 120 umgehen sollen. Diese Hinweise<br />

haben laut Maciejczyk jedoch keine neuen<br />

Erkenntnisse gebracht. Es gebe weiter<br />

großen Interpretationsspielraum sowie<br />

zahlreiche Vollzugsfragen. „In der Praxis<br />

ist es häufig so, dass der §29b-BImSchG-<br />

Sachverständige auf die Anlage kommt, die<br />

Abweichungen beziehungsweise Mängel<br />

erfasst und dann im Zusammenspiel mit<br />

der Behörde überlegt wird, was machbar<br />

ist und was nicht“, berichtete der Referent.<br />

Nicht nur im Zusammenhang mit der TRAS<br />

120 gebe es sehr intensive Diskussionen,<br />

sondern auch bezüglich der Überarbeitung<br />

der TRAS 310. Da gehe es um die Standsicherheit<br />

in Bezug auf Hochwasser bei<br />

„Störfallanlagen“. Kürzlich sei auch die<br />

TRAS 320 einer Überarbeitung unterzogen<br />

worden. Dabei sei es inhaltlich um Schneeund<br />

Eis- sowie Windlasten gegangen. Da<br />

seien die schneereichen Tage im Februar<br />

nicht unbedingt dienlich gewesen, weil es<br />

doch auf der einen oder anderen Anlage<br />

Probleme bei den Foliendächern gegeben<br />

habe. Die TRAS 320 soll künftig für alle Anlagen<br />

gemäß StörfallVo gelten. Maciejczyk<br />

geht davon aus, dass die Behörden diese<br />

TRAS auch anwenden werden.<br />

Ferner sei zu beachten, dass die in Überarbeitung<br />

befindliche TA Luft Anforderungen<br />

aus der TRAS 120 aufgreifen wird.<br />

Problematisch dabei sei, dass diese Anforderungen<br />

etwas anders formuliert sind.<br />

Dabei stelle sich die Frage, ob die TA Luft<br />

oder die TRAS 120 gelte. „Das ist keine<br />

glückliche Entwicklung“, betonte Maciejczyk.<br />

In den Bundesländern gebe es einen<br />

unterschiedlichen Umgang mit der Anwendung<br />

beispielsweise der TRAS 120.<br />

„In den südlichen Bundesländern wird<br />

die TRAS teilweise strenger angewandt<br />

als im Norden, wo eher anlagenspezifisch<br />

geschaut wird, was von der Behörde gefordert<br />

wird“, ließ der Fachverbandsgeschäftsführer<br />

einblicken.<br />

§29b-Sachverständige kommen<br />

auf die Anlagen<br />

Die technischen Anforderungen würden<br />

häufig in Abstimmung mit dem §29b-Sachverständigen<br />

überprüft. Für viele Biogasanlagen<br />

bedeute das jetzt – insbesondere in<br />

Bayern –, dass auf die Anlagen erstmals ein<br />

§29b-Sachverständiger kommt. Der habe<br />

natürlich einen ganz anderen Blick als die<br />

Sachverständigen, die bisher auf den Anlagen<br />

waren. Der schaue sich auch das Thema<br />

Emissionsminderung an. Auch da gebe<br />

es derzeit große Diskussionen darüber, was<br />

verhältnismäßig ist.<br />

Bezüglich der Gasspeicher sei die TRAS<br />

120 ganz eindeutig: sie fordert zweischalige<br />

Gasspeicher mit Zwischenraumüberwachung.<br />

Hier komme somit wieder das<br />

Thema Klimaschutz und Methanemissionsvermeidung<br />

zum Tragen. Die Frage sei<br />

aber auch, wie der Anlagenbestand in die<br />

Zweischaligkeit der Gasspeicher überführt<br />

werden kann.<br />

„Alles dicht? Wir prüfen<br />

Ihre Anlage auf Gasleckagen<br />

und gleichzeitig erfüllen Sie<br />

die gesetzlich verpflichtende<br />

Dichtheitsprüfung.“<br />

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23

AKTUELLES BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Maciejczyk sprang in seinem Vortrag noch<br />

einmal zurück zur TRGS 529 und sagte:<br />

„Wir überprüfen gerade in den jeweiligen<br />

Arbeitsgruppen, ob es Sinn macht, die Anforderungen<br />

aus der TRAS 120 zu übernehmen,<br />

wie zum Beispiel das Kapitel 2.7. Da<br />

geht es um besondere Einsatzstoffe. Das<br />

sind nach Definition der TRAS 120 Bioabfälle.<br />

Es stellt sich die Frage, ob die Formulierungen<br />

und umfassenden Anforderungen<br />

(Unbedenklichkeitsprüfung, Stoffeigenschaften,<br />

Schnelltests etc.) in der TRAS<br />

120 praxistauglich sind hinsichtlich der<br />

Annahme von entsprechenden besonderen<br />

Einsatzstoffen.“ Er knüpfte thematisch<br />

auch noch einmal an die Ausführungen zur<br />

TA Luft an. Die befinde sich zur Abstimmung<br />

im Bundesrat. Der vorliegende Entwurf<br />

habe rund 300 Änderungsanträge aus<br />

den Bundesländern ausgelöst. 50 davon<br />

seien diskussionswürdig. Ein Unterausschuss<br />

soll die Einsprüche klären. Für die<br />

Biogasbranche gebe es mehrere relevante<br />

Kapitel. Inhaltlich gehe es für Abfallvergärungsanlagen<br />

zum Beispiel um die Annahmebereiche,<br />

die in Zukunft noch mehr<br />

MAPRO International LOGO.pdf 1 12.11.13 10:21<br />

nach außen abgeschlossen sein sollen. Die<br />

Abgase sollen mittels Biofilter oder Abgasreinigungsanlagen<br />

unschädlich gemacht<br />

werden.<br />

TA Luft beschert neue Vorgaben<br />

Die Behandlung von Bioabfällen soll nur<br />

noch in geschlossenen Systemen möglich<br />

sein. Dafür gebe es entsprechende Grenzwerte<br />

– also einen Emissionsminderungsgrad,<br />

zum Beispiel für Ammonium von rund<br />

90 Prozent bei der Gärproduktbehandlung.<br />

„Oder auch, dass die Emissionen im Abgas<br />

maximal 10 Milligramm Ammoniak<br />

pro Kubikmeter nicht überschreiten. In der<br />

neuen TA Luft werden auch zweischalige<br />

Gasspeicher wie in der TRAS 120 gefordert.<br />

Zudem wird geklärt, dass es nicht nur<br />

eine feste Verweilzeit im gasdichten System<br />

gibt, sondern auch Alternativen dazu.<br />

So soll zum Beispiel ein Restgaspotenzial<br />

eingeführt werden oder eine variable Verweilzeit<br />

je nach Einsatzstoffen. Ein großes<br />

Problem dabei ist nur, dass das EEG nicht<br />

dynamisch auf die jeweils aktuelle Version<br />

der TA Luft verweist“, teilte Maciejczyk mit,<br />

weshalb diese neuen Spielräume kaum genutzt<br />

werden können.<br />

Auch das Fackelthema werde in der TA Luft<br />

neu aufgerollt. Das heißt, dass es in Zukunft<br />

nur noch zwei Fackeltypen geben wird: a)<br />

die Hochtemperaturfackel für den bestimmungsgemäßen<br />

Betrieb und b) die teilverdeckt<br />

brennende Fackel als sogenannte<br />

„Standardfackel“. Darüber hinaus werde<br />

die TA Luft Vorgaben zur Gärrestlagerung<br />

enthalten, sodass die Ammoniakreduktion<br />

sichergestellt ist. Folge: Es werden immer<br />

mehr Anlagen gasdicht betrieben werden<br />

müssen und damit in den Anwendungsbereich<br />

der Störfallverordnung fallen. Problematisch<br />

sei zudem, dass die TA Luft Punkte<br />

enthält, die in der Begründung nochmal<br />

verschärft werden. Das mache dem Vollzug<br />

und der Praxis draußen die Interpretation<br />

des Regelwerkes noch schwieriger.<br />

AwSV – wohl keine Änderungen<br />

mehr in diesem Jahr<br />

Einem weiteren regulatorischen Feld<br />

widmete sich Maciejczyk mit seinen Ausführungen<br />

zum anlagenbezogenen Ge-<br />

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volumenströme bis zu 3600 m³/h<br />

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24

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

wässerschutz.<br />

Die<br />

sogenannte AwSV werde<br />

hinsichtlich einer<br />

Novellierung diskutiert.<br />

Im vergangenen<br />

Dezember habe es<br />

vor Weihnachten dazu<br />

einen Referentenentwurf<br />

gegeben. Nach<br />

derzeitigem Stand<br />

sei es sehr unwahrscheinlich,<br />

dass die<br />

Änderungsverordnung<br />

zur AwSV komme, weil<br />

kein Konsens zwischen Bundeslandwirtschafts-<br />

und Bundesumweltministerium<br />

möglich sei.<br />

Positiv dadurch sei, dass vorerst die Lagerung<br />

von Gärresten in externen sogenannten<br />

JGS-Behältern weiter möglich ist. Andererseits<br />

hätte er in der AwSV gerne Punkte geklärt<br />

gehabt, wie zum Beispiel den Einsatz<br />

von Prozesshilfsstoffen oder den Abstand<br />

der Umwallung zum Schutzobjekt. Maciejczyk<br />

geht davon aus, dass die AwSV in dieser<br />

Legislatur nicht mehr geändert wird.<br />

Die TRAS 320 soll<br />

künftig für alle<br />

Anlagen gemäß<br />

StörfallVo gelten.<br />

44. BImSchV – schwer<br />

interpretierbares Regelwerk<br />

Auch der Betrieb von Blockheizkraftwerken<br />

ist seit 2019 über die sogenannte 44.<br />

Bundes-Immissionsschutzverordnung neu<br />

geregelt. Mit dieser Verordnung sei leider<br />

ein sehr komplexes und sehr schwer interpretierbares<br />

Regelwerk entstanden. Mit<br />

der Einführung dieser Verordnung seien<br />

mehr als 120 Seiten Vollzugsfragen formuliert<br />

worden, die derzeit von der Bund-<br />

Länder-Arbeitsgemeinschaft Immissionsschutz<br />

(LAI) intensiv diskutiert werden.<br />

Die Antworten würden aber händeringend<br />

gebraucht, wie man am Beispiel der Aggregationsregel<br />

sieht<br />

Für die Praxis bedeute die 44. BImSchV,<br />

dass es neben Grenzwertverschärfungen<br />

Diskussionen um deren dauerhafte Einhaltung<br />

und Überwachung gibt. „Wesentlich<br />

ist, dass es für Neuanlagen ab 2023 einen<br />

neuen Grenzwert für Stickoxide gibt, sodass<br />

0,1 Gramm pro Kubikmeter einzuhalten<br />

sind. Das bedeutet für Motoren<br />

Ventile in modularer Bauform<br />

neue technologie ermöglicht kleinste ansprechdrücke<br />

für Biogasanlagen<br />

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und Beatmungsventilen<br />

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ab sofort eine optimierte, modulare<br />

Bauform. Wesentliche Vorteile der<br />

kubusförmigen Ventile sind:<br />

maximale modellflexibilität: Die<br />

modularen Ventile sind flexibel<br />

austausch- und kombinierbar –<br />

auch für seltene Ausführungen.<br />

optimale durchsatzleistung: Die<br />

kompakte Bauform sichert höhere<br />

Durchflussmengen mit geringeren<br />

Druckverlusten. Leckage-Raten<br />

werden auf ein Minimum reduziert.<br />

Kleinste ansprechdrücke: Die vakuumseitige<br />

Ausführung mit einer Feder<br />

(statt Gewicht) ermöglicht kleinste<br />

Ansprechdrücke bis zu 1 mbar.<br />

Schnelle Wartung: Dass die Ventile<br />

von allen Seiten zugänglich sind,<br />

vereinfacht die Wartung und das<br />

Überprüfen der Innenteile.<br />

integrierte flammensperren: Mit<br />

Flammensperren kombinierte Ventile<br />

garantieren beste Leistungen und<br />

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25

AKTUELLES BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

im Anwendungsbereich der 44. BImSchV, dass sie einen<br />

SCR-Katalysator zur Abgasbehandlung benötigen.<br />

Die Nachrüstung muss entsprechend bei allen geplanten<br />

Modernisierungen berücksichtigt werden“, machte<br />

Maciejczyk weiter aufmerksam.<br />

Die Überwachung der NOx-Emissionen mithilfe entsprechender<br />

Sensorik gewinnt seit Herbst 2020 weiter<br />

an Bedeutung, weil die LAI diese Forderung in ihren<br />

neuen Beschluss zum Erhalt des Luftreinhaltebonus<br />

übernommen hat. Neben dem Sensor fordern die LAI<br />

als auch die 44. BImSchV die kontinuierliche Überwachung<br />

des effektiven Betriebes des Abgasnachbehandlungssystems<br />

(Oxidationskat). Das System soll<br />

verplombt sein, sodass keine Manipulationen möglich<br />

sind. Gefordert wird zudem, dass der Oxikat temperaturüberwacht<br />

wird und auch nicht in Temperaturbereiche<br />

kommt, wo er sich selbst schädigt.<br />

„Parallel dazu gibt es vom VDMA ein Regelwerk, das<br />

Einheitsblatt 6299, das zur Konkretisierung der 44.<br />

Für die Praxis bedeutet<br />

die 44. BImSchV, dass<br />

es neben Grenzwertverschärfungen<br />

Diskussionen um deren<br />

dauerhafte Einhaltung<br />

und Überwachung gibt.<br />

Wesentlich ist, dass<br />

es für Neuanlagen<br />

ab 2023 einen neuen<br />

Grenzwert für Stickoxide<br />

gibt, sodass 0,1<br />

Gramm pro Kubikmeter<br />

einzuhalten sind.<br />

„Es ist eine sehr komplexe Diskussion,<br />

ab wann ein Tagesmittelwert überschritten<br />

ist, was die Konsequenz ist<br />

und wie man damit auf der Anlage<br />

umgeht“<br />

Manuel Maciejczyk<br />

BImSchV aufgelegt worden ist. Darin<br />

geht es um die Methoden zur Überwachung<br />

der Emissionen von Verbrennungsmotoranlagen.<br />

Enthalten<br />

sind Hinweise, wie die NOx-Sensorik<br />

ausgeführt werden soll. Es ist eine<br />

sehr komplexe Diskussion, ab wann<br />

ein Tagesmittelwert überschritten<br />

ist, was die Konsequenz ist und wie<br />

man damit auf der Anlage umgeht“,<br />

unterstreicht Maciejczyk.<br />

Insgesamt hat der durch die 44.<br />

BImSchV gestartete Prozess zur<br />

Nachrüstung von BKHW-Anlagen<br />

mit dem neuen LAI-Beschluss zum<br />

Luftreinhaltebonus an Fahrt aufgenommen.<br />

Bei der Neufassung des<br />

Beschlusses sei es aber nicht darum<br />

gegangen, den Formaldehyd-Grenzwert<br />

anzupassen, sondern man habe<br />

sich mehr oder weniger auf die Vorgaben<br />

der 44. BImSchV gestürzt und<br />

Anforderungen aus der 44. BImSchV<br />

und technische Vorgaben aus dem<br />

VDMA-Einheitsblatt übernommen.<br />

„Das heißt, dass alle baurechtlich<br />

genehmigten Motoren, die den Luftreinhaltebonus<br />

bekommen, eine<br />

Verplombung, eine Verriegelung der<br />

Motorsteuerung und gegebenenfalls<br />

eine Temperaturüberwachung<br />

benötigen.“ Die praktische Umsetzung<br />

des Beschlusses sei weiter<br />

unklar. „Wie sollen die Messstellen<br />

das umsetzen?“, fragte Maciejczyk.<br />

Die Messstelle könne jetzt zwar die<br />

Formaldehyd-Messung machen,<br />

aber wenn die Technik noch nicht<br />

eingebaut ist – und er geht davon aus, dass das noch<br />

das ganze Jahr <strong>2021</strong> dauert –, dann müssten die Messstellen<br />

unter Umständen nochmal auf die Anlage kommen<br />

und den Einbau prüfen und bestätigen.<br />

Relevant sei auch, dass sich aus der 44. BImSchV Dokumentationsanforderungen<br />

für den Betrieb der BHKW<br />

ergeben haben. Die seien nun auch von Bedeutung zum<br />

Erhalt des Luftreinhaltebonus. Darum appellierte Maciejczyk,<br />

die Dokumentation zu machen, weil die ersten<br />

Behörden dies einfordern.<br />

Autor<br />

Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann<br />

Redakteur Biogas Journal<br />

Fachverband Biogas e.V.<br />

0 54 09/90 69 426<br />

martin.bensmann@biogas.org<br />

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BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

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AKTUELLES BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

IG BIOGASMOTOREN FACHSYMPOSIUM <strong>2021</strong><br />

Stromgestehungskosten<br />

sind gestiegen<br />

Alles online, via Zoom, fünf Stunden Vorträge und Diskussionen auf fünf Tage verteilt. Volles<br />

Programm, bei dem Themen aufgegriffen wurden, die der Biogasbranche unter den Fingernägeln<br />

brennen. Obwohl nicht alles bei der digitalen Premiere perfekt lief, bewies das in<br />

diesem Jahr erstmals im Februar abgehaltene Fachsymposium der Interessengemeinschaft<br />

(IG) Biogasmotoren, dass solche Fachveranstaltungen durchaus ohne physische Präsenz<br />

über die Bühne gebracht werden können.<br />

Von Dierk Jensen<br />

Interessanterweise war das Feedback der rund 100<br />

Teilnehmer*innen positiver, als die IG Biogasmotoren<br />

und ihr federführender Geschäftsführer Michael<br />

Wentzke eigentlich erwartet hätten. Eine im Nachgang<br />

zur Veranstaltung erhobene Umfrage ergab,<br />

dass sich rund 40 Prozent das Online-Format auch in<br />

einer Post-Corona-Zeit präferiert vorstellen können.<br />

Das betrifft nicht zuletzt auch diejenigen Betreiber,<br />

für deren Anlagen das Ende ihrer EEG-Laufzeit näher<br />

rückt und die daher jetzt wichtige unternehmerische<br />

Entscheidungen treffen müssen. Falls sie diese nicht<br />

rechtzeitig treffen, droht zukünftige Unwirtschaftlichkeit.<br />

Wie schwierig die Situation für viele Biogasanlagen-Betreiber<br />

schon heute ist, zeigte der Vortrag von Dr.<br />

Dietrich Clemens von der Kieler Beratungsfirma Treurat<br />

und Partner.<br />

BHKW lassen sich mit<br />

speziellen App´s jetzt<br />

noch komfortabler<br />

überwachen.<br />

Wie auch immer, an Themen rund um den Biogasmotor<br />

wird es sicherlich auch in Zukunft nicht mangeln.<br />

Ob nun online oder physisch-präsent: Es ist doch viel<br />

mehr so, dass sich viele Betreiber mit einer Gegenwart<br />

konfrontiert sehen, die ihnen für die Zukunft keine<br />

klar konturierten Perspektiven unterbreitet. Obgleich<br />

die vorliegende EEG-Novelle einige interessante Optionen<br />

für die Biogasbranche biete, wie Fachanwalt Dr.<br />

Helmut Loibl von der Kanzlei Paluka, Sobola Loibl &<br />

Partner in seinem Vortrag zu den Untiefen der neuen<br />

Novelle nicht unerwähnt ließ, herrsche doch weiterhin<br />

große Verunsicherung.<br />

Bei älteren Anlagen steigen die<br />

Reparaturkosten<br />

Clemens referierte über die Ergebnisse einer Umfrage<br />

mit rund 80 seiner Biogas-Kunden zur Kostenentwicklung<br />

und zu Instandsetzungskosten der Blockheizkraftwerke<br />

(BHKW). Um das wenig erstaunliche Fazit gleich<br />

vorwegzunehmen: Während die Erlöse stagnieren, sind<br />

die Kosten stetig gestiegen. So ergab die Auswertung<br />

der Daten, dass die Stromgestehungskosten bei den<br />

Betrieben von 15,8 Cent im Jahr 2016 in nur vier Jahren<br />

bis Ende 2019 auf 17 Cent stiegen.<br />

Eine Entwicklung, die mit höheren Preisen für Substrate<br />

einhergeht, aber eben auch auf gestiegene Reparaturkosten<br />

zurückzuführen ist, erläuterte Clemens.<br />

Grundsätzlich sei zu beobachten, dass die Kosten mit<br />

höherem Anlagenalter nahezu linear zunehmen. Deshalb<br />

warnte Clemens davor, eine Erneuerung auf die<br />

lange Bank zu schieben, denn dann würde man für einen<br />

zweiten Vergütungszeitraum nicht mehr rechtzeitig<br />

technisch fit sein.<br />

Leichter gesagt als getan – vor allem für jene Betreiber,<br />

die in den vergangenen Jahren nicht genug Reserven<br />

erwirtschaften konnten. Doch böten sich für die Biogaserzeuger<br />

trotz der schwierigen Gegenwart aufgrund<br />

der energie- und klimapolitischen Rahmenbedingungen<br />

neue Optionen. Vor allem im Verkehrsbereich eröffnen<br />

sich Chancen, konstatierte Clemens.<br />

Er skizzierte die ambitionierten Emissionsminderungsziele<br />

im Sektor Mobilität, bei dem die Bundesregierung<br />

FOTOS: DIERK JENSEN<br />

28

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

bis 2030 eine Einsparung von 62 bis 65 Millionen<br />

Tonnen CO2 im Vergleich zum Jahr 2014 anpeilt. In<br />

diesem Zusammenhang erwähnte er auch den Beimischungszwang<br />

von Biokraftstoffen der Mineralölwirtschaft<br />

– ab 2020 6 Prozent. Parallel dazu soll die<br />

Treibhausgas-Quote zur Minderung von Emissionen bei<br />

Kraftstoffen von 2022 bis 2030 um mehr als das Dreifache<br />

steigen!<br />

Zugleich strebt der Gesetzgeber an, den Mindestanteil<br />

der „fortschrittlichen Biokraftstoffe“, zu denen Biomethan<br />

gehört, das aus Gülle und Mist erzeugt wird,<br />

von 0,2 Prozent (2022) auf bemerkenswerte 2,6 Prozent<br />

in 2030 anzuheben. Alles, was darüber hinaus<br />

reichen würde, wird sogar mit dem Faktor 2 angerechnet,<br />

skizzierte Clemens neue Märkte für Biomethan. Vor<br />

allem für diejenigen Biogasanlagen, die ihre Fermenter<br />

mit Wirtschaftsdünger, Abfall- und Reststoffe wie beispielsweise<br />

Stroh füttern.<br />

Deren Betreiber würden schon heute für die Kilowattstunde<br />

Methan (Brennwert) rund 8,5 Cent erhalten.<br />

Nach Ansicht des Kieler Beraters könnte der Kraftstoffmarkt<br />

sogar für Betreiber von Bestandsanlagen<br />

interessant werden, die ihr Rohbiogas zukünftig mit<br />

stringenter Massenbilanzierung über neu zu bauende<br />

Sammelleitungen zu zentralen Biogasaufbereitungsanlagen<br />

transportieren. Dort wäre auch eine nachgelagerte<br />

Biomethanverflüssigung zur Herstellung von LNG<br />

denkbar.<br />

Pufferspeicher nah am Ort des größten<br />

Wärme-Lastwechsels platzieren<br />

Aber zurück zum Biogasmotor und damit zurück zur<br />

Strom- und Wärmeproduktion von heute. Mit Letzterer<br />

beschäftigte sich Thomas Paes von der Firma Hans<br />

van Bebber, die seit vielen Jahrzehnten unter anderem<br />

auch Heizsysteme für Gewächshäuser konzipiert und<br />

baut. Anhand mehrerer Praxisbeispiele stellte Paes dar,<br />

wie wichtig es ist, die Dimensionen von Speichern passend<br />

auszulegen.<br />

Er ging explizit auf das Volumen des Speichers ein und<br />

zählte die Vorteile einer moderaten Überdimensionierung<br />

auf, zu denen unter anderem auch das „Brechen<br />

von kurzfristigen Lastspitzen in Heizungsanwendungen“<br />

gehört. In einem zweiten Beitrag ging er auf die<br />

Verteilung der im Speicher vorhandenen Wärme zu den<br />

jeweiligen Einsatzorten ein. Dabei sei ein „Weniger an<br />

Technik oft mehr“. Vielerorts hat er zu große und zu<br />

viele Wärmetauscher verbaut gesehen, ähnlich verhält<br />

es sich mit Pumpen und Regelventilen. Und noch einen<br />

wichtigen Aspekt für eine optimale Wärmenutzung<br />

führte Paes an: Der Pufferspeicher ist nah am Ort des<br />

größten Wärme-Lastwechsels zu platzieren.<br />

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AKTUELLES BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Applikationen einen großen Raum ein. Zu diesem Themenblock<br />

referierten Christina Eberharter, Produktmanagerin-Digital<br />

bei Innio Jenbacher, und Michael<br />

Wentzke, Geschäftsführer der IG Biogasmotoren.<br />

Wärmeleitungssysteme<br />

sollten nicht mit technischen<br />

Einrichtungen<br />

überfrachtet werden.<br />

Über die optimale Wärmenutzung hinaus griff das<br />

Symposium weitere zukunftsträchtige Themen auf. So<br />

stellte Henning Gewecke von der HanseWerk Natur das<br />

„Wasserstoff-BHKW“ vor, das im November 2020 in<br />

Hamburg-Othmarschen in Betrieb ging. Es handelt sich<br />

um einen Jenbacher-Motor mit einer elektrischen Leistung<br />

von einem Megawatt. Der Gasmotor kann wahlweise<br />

mit Wasserstoff oder Methan oder auch verschiedenen<br />

Mischverhältnissen von Methan und Wasserstoff<br />

gefahren werden. Geweckes Botschaft nach den ersten<br />

Monaten Betriebserfahrungen: Es funktioniert, jedoch<br />

ist es für Betreiber nicht zuletzt wegen der noch hohen<br />

Kosten für die Herstellung von Wasserstoff wirtschaftlich<br />

derzeit noch nicht darstellbar.<br />

Lambda-1-Motoren mit sehr hohem<br />

Gesamtwirkungsgrad<br />

Dagegen sei der Einsatz von Lambda-1-Motoren, so<br />

Thomas Grabe von den Stadtwerken Lutherstadt Wittenberg<br />

in seinem Vortrag, eine rundum lohnende<br />

Investition. So sind mit diesen Motoren die Anforderungen<br />

der 44. Bundes-Immissionsschutzverordnung<br />

(BImschV) „recht einfach zu erfüllen“, zudem liegt der<br />

Wirkungsgrad elektrisch und thermisch von Lambda-<br />

1-Motoren über 95 Prozent. Dafür gibt es mehrere<br />

Gründe: Das Verbrennungsluftverhältnis sorgt für eine<br />

heißere und vollständigere Verbrennung des Methans.<br />

Die abgeführte Wärmemenge aus dem Abgas und dem<br />

Motorkühlkreislauf erreicht einen thermischen Wirkungsgrad<br />

von 60 Prozent. Selbst die Abwärme aus der<br />

Ladeluft und dem Schmieröl wird nutzbar gemacht.<br />

Der elektrische Wirkungsgrad beträgt zwar nur etwas<br />

über 35 Prozent. Aber hier steht eben die Wärmeerzeugung<br />

an erster Stelle und überzeugt mit einem sehr<br />

hohen Gesamtwirkungsgrad.<br />

Neben weiteren Themen wie unter anderen dem „eSaver“,<br />

einem elektronischen Bauteil, das durch Glättung<br />

von Stromspannungen den Strombedarf reduziert, und<br />

der Frage, ob ein integriertes ORC-Modul eine gute unternehmerische<br />

Investition für Anlagenbetreiber sein<br />

kann, nahm auch die Fernüberwachung mit digitalen<br />

Apps für BHKW sollen deren Betrieb<br />

zuverlässiger machen<br />

Christina Eberharter stellte die Jenbacher-App MyPlant<br />

vor und strich deren Vorteile vor allem hinsichtlich der<br />

vorausschauenden Wartung heraus. So sendet die digitale<br />

Überwachung mittels eines Algorithmus, der die<br />

Zündspannung mit der tatsächlichen Motorleistung<br />

abgleicht, wahlweise eine SMS oder einen Alarm über<br />

die noch verbleibenden Betriebsstunden für die jeweilige<br />

Zündkerzen zu. Ähnliches passiert, wenn der Druck<br />

im Kurbelgehäuse über 20 Millibar steigt – dann naht<br />

das Ende der Filter-Lebensdauer und der Betreiber bekommt<br />

auf seine App MyPlant flugs eine Warnmeldung<br />

zugeschickt.<br />

Technisch wesentlich schlanker und konzentrierter präsentierte<br />

dagegen Michael Wentzke die von ihm mitentwickelte<br />

Biogasmotoren-App. Der Motoren-Fachmann<br />

warnte vor einer Flut von Daten, die am Ende doch nur<br />

auf einem „Zahlenfriedhof“ landen. Vielmehr gehe es<br />

dem ohnehin schon mit anderen Betriebsaufgaben<br />

zeitlich ziemlich geforderten Anlagenfahrer doch darum,<br />

so Wentzke weiter, auf eine einfache und schnell<br />

zu erfassende Weise zu erkennen, wie der Zustand seines<br />

Motors ist.<br />

Klare Botschaften wie bei einer Ampel sind zielführend:<br />

Grün ist gleich okay, gelb ist mit Vorsicht zu genießen<br />

und rot bedeutet Gefahr beziehungsweise Schaden.<br />

Damit es zu „rot“ erst gar nicht kommt, braucht es eine<br />

kluge Trendanalyse, „die wichtiger ist als die einzelnen<br />

Absolut-Werte“, hob Wentzke hervor. Mit zwölf Messpunkten<br />

respektive Parametern wie Kühlwassertemperatur,<br />

Kühlwasserdruck, Methangehalt und H 2<br />

S-Gehalt<br />

usw., die übrigens an alle Motoren spezifisch anpassbar<br />

sind, biete die Biogasmotoren-App einen Überblick,<br />

der noch genügend Reaktionszeit zur Schadenprävention<br />

zulässt.<br />

Aber wie immer im Leben: Auch die Biogasmotoren-<br />

App gibt es nicht umsonst. Wer nicht Mitglied in der IG<br />

Biogasmotoren ist, muss dafür 39 Euro monatlich bezahlen<br />

und erhält obendrein noch Fachinformationen<br />

aus dem Mitgliedbereich.<br />

Autor<br />

Dierk Jensen<br />

Freier Journalist<br />

Bundesstr. 76 · 20144 Hamburg<br />

040/40 18 68 89<br />

dierk.jensen@gmx.de<br />

www.dierkjensen.de<br />

30

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

31

POLITIK<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

EU-Taxonomie: Werden<br />

Bioenergieprojekte unmöglich?<br />

Im aktuellen Entwurf<br />

zur EU-Taxonomie-<br />

Verordnung wird die<br />

Bioenergie quasi<br />

abgewürgt. Die Realisierung<br />

neuer Projekte<br />

wird erschwert und<br />

verteuert.<br />

Die EU will mit ihrer Taxonomie-Verordnung festlegen, was „grüne Investitionen sind“ –<br />

und überträgt damit der Finanzwirtschaft Aufgaben, die diese kaum sinnvoll erfüllen kann.<br />

Von Bernward Janzing<br />

Das Projekt wird als eine Art Biosiegel für den<br />

Kapitalmarkt propagiert: Wer in Zukunft in<br />

der EU ein Anlageprodukt als ökologisch<br />

vorteilhaft bewerben möchte, muss definierte<br />

Regeln einhalten. Diese werden in<br />

der sogenannten Taxonomie-Verordnung definiert, einer<br />

in dieser Form weltweit einmaligen „grünen Liste“<br />

für nachhaltige Wirtschaftstätigkeiten. Dass die dafür<br />

nötigen Regeln jedoch kompliziert und hoch umstritten<br />

sind, kann man sich vorstellen.<br />

Offiziell will die EU mit der Verordnung lediglich einen<br />

Rahmen schaffen, der Investitionen bewertet. Und so<br />

betont auch die Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht<br />

(Bafin), dass damit weder Pflichten zur<br />

Investition in Nachhaltigkeitsprojekte noch Kapitalerleichterungen<br />

für grüne Investments verbunden seien.<br />

Das klingt harmlos. Und doch wäre es naiv, die Wirkung<br />

der EU-Verordnung 2020/852 „über die Einrichtung<br />

eines Rahmens zur Erleichterung nachhaltiger Investitionen“<br />

als gering einzuschätzen.<br />

Gerade für den Umbau der Energiewirtschaft dürfte die<br />

Bedeutung enorm sein. Denn wer künftig den Regeln<br />

der Taxonomie nicht gerecht wird, könnte Probleme<br />

bekommen, Anleger oder Kreditgeber für sein Projekt<br />

zu finden, oder er könnte mit der Zahlung höherer Kreditzinsen<br />

konfrontiert werden. Schließlich dürften Investoren<br />

bis hin zu großen Fonds eine entsprechende<br />

Zertifizierung künftig zur Grundlage ihrer Anlageentscheidungen<br />

machen – und sei es nur, weil sie ihre<br />

Produkte dann wiederum ihren Kunden besser verkaufen<br />

können. Das Ziel der EU-Kommission ist klar:<br />

Die Finanzwirtschaft soll ökologische Entwicklungen<br />

antreiben, die die EU auf andere Weise nicht zu regeln<br />

vermag.<br />

Finanzmarkt soll in nachhaltiges<br />

Wirtschaften investieren<br />

In der Theorie hört sich das Konzept nicht einmal<br />

schlecht an: Durch die Taxonomie solle den Teilnehmern<br />

am Finanzmarkt die Sicherheit gegeben werden,<br />

„dass sie wirklich in nachhaltige Wirtschaftsaktivitäten<br />

investieren“, so das Bundeswirtschaftsministerium. Anbietern<br />

von Finanzprodukten solle damit „der Spielraum<br />

genommen werden, Finanzprodukte als nachhaltig zu<br />

vermarkten, die es nach dem gemeinsamen Verständnis<br />

nicht sind (sogenanntes Greenwashing)“.<br />

Anhand des Umweltziels „Klimaschutz“ zeigt das Ministerium<br />

auf, wie die Taxonomie funktionieren soll.<br />

Eine Wirtschaftsaktivität könne „auf drei Arten einen<br />

substanziellen Beitrag leisten“. Das seien als erstes Aktivitäten<br />

„mit einer bereits sehr niedrigen oder keiner<br />

Treibhausgasemission“, wie etwa Aufforstungen (als<br />

„tiefgrün“ bezeichnet). Als zweites seien Aktivitäten<br />

umfasst, die „den Übergang zu einer klimaneutralen<br />

Wirtschaft bis 2050“ unterstützen, sofern es „keine<br />

tiefgrüne Alternative“ gibt. Ein Beispiel für sogenannte<br />

FOTO: ADOBE STOCK_JOESEO48<br />

32

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> POLITIK<br />

„Übergangsaktivitäten“ ist die Zementproduktion mit<br />

einem Ausstoß von unter 0,498 Tonnen CO 2<br />

pro Tonne<br />

Zement. Ein Großteil der europäischen Wirtschaftsaktivitäten<br />

dürfe dieser Kategorie zugerechnet werden,<br />

schätzt das Ministerium.<br />

In die dritte Gruppe fällt eine Aktivität, wenn diese „eine<br />

andere Wirtschaftsaktivität zum Umweltschutz befähigt“.<br />

Gemeint damit ist zum Beispiel die Herstellung<br />

bestimmter Produktkomponenten, die die Umweltbilanz<br />

des Abnehmers verbessern – sogenannte „ermöglichende<br />

Aktivitäten“. Ein typisches Beispiel dafür ist die<br />

Herstellung von Windrädern, die eine emissionsarme<br />

Produktion von „grünem“ Strom ermöglichen.<br />

Bioenergie wird als Übergangsaktivität<br />

gesehen<br />

Doch in der Praxis dieses Konstruktes muss man vieles<br />

hinterfragen. So gilt die Bioenergie in dem neuen<br />

Rechtsrahmen nur noch als „transitional activity“ –<br />

also als „Übergangsaktivität“, für die es „keine technologisch<br />

und wirtschaftlich realisierbaren kohlenstoffarmen<br />

Alternativen gibt“. Gerolf Bücheler, Referent<br />

Umweltpolitik und Nachhaltigkeit beim Deutschen<br />

Bauernverband, hält das für hochproblematisch: „Wer<br />

finanziert unter solchen Voraussetzungen noch langfristig<br />

Projekte der Bioenergiewirtschaft?“<br />

Das Problem des ganzen Diskussions- und Gesetzgebungsprozesses<br />

auf EU-Ebene zeigt sich an einem<br />

plastischen Beispiel: Ausgerechnet jene Akteure, die<br />

das Thema in ihrer alltäglichen Arbeit werden umsetzen<br />

müssen, wurden nicht gehört. So sei bei der Erarbeitung<br />

des ersten Delegierten Rechtsaktes (also des<br />

Gesetzentwurfes) „kein Vertreter der Landwirtschaft<br />

eingebunden“ gewesen, „sehr wohl aber der Landwirtschaft<br />

praxisferne Finanz- und Umweltexperten“, wie<br />

es in einer Stellungnahme des Deutschen Bauernverbandes<br />

heißt. Dabei sei die Landwirtschaft nicht nur<br />

bei der Bioenergie, sondern auch bei anderen Themen<br />

erheblich betroffen.<br />

Durch die Nichteinbindung der relevanten Akteure<br />

komme es zu nicht leistbaren und oft verwirrenden Auflagen,<br />

sagt Bücheler. So müssten landwirtschaftliche<br />

Betriebe zum Beispiel eine Treibhausgas-Berichterstattung<br />

aufbauen – „eine Parallelwelt“. Für eine Bioenergieanlage<br />

müsse außerdem im Zusammenhang mit<br />

dem Schutz des Wassers eine Stakeholderbeteiligung,<br />

also mit Verbänden oder der Gemeinde, erfolgen, ohne<br />

dass klar sei, wie diese ablaufen solle.<br />

Kreditgeber sollen Höfe überwachen<br />

Des Weiteren sollen Kreditgeber die Einhaltung der ökologischen<br />

Kriterien auf den Höfen überwachen –<br />

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33

POLITIK<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Die Finanzwirtschaft<br />

soll durch die EU-<br />

Taxonomie-Verordnung<br />

ökologische Entwicklungen<br />

und Investitionen<br />

vorantreiben.<br />

das alles, sagt Bücheler, könne im Alltag nicht funktionieren.<br />

Entsprechend ist auch der Bundesverband<br />

deutscher Banker mit den Plänen nicht glücklich: „Die<br />

komplexe, zum Teil als sperrig bezeichnete EU-Taxonomie<br />

in der Praxis anzuwenden, wird eine Herausforderung<br />

darstellen.“<br />

Doch die EU will sich nicht beirren lassen und den<br />

Rundumschlag vollziehen. Denn sie will mit der Taxonomie<br />

nicht nur die Finanzbranche, sondern auch realwirtschaftliche<br />

Unternehmen in die Pflicht nehmen,<br />

speziell solche, die bereits heute dem Zwang unterliegen,<br />

eine nichtfinanzielle Erklärung im Rahmen der sogenannten<br />

Non-Financial Reporting Directive (NFRD)<br />

abzugeben. Viele Unternehmen mit mehr als 500 Mitarbeitern<br />

werden dann ab 2022 die zusätzliche Pflicht<br />

aufgebürdet bekommen, ihre Taxonomie-Konformität<br />

offenzulegen. Dies solle „den Vorteil einer besseren<br />

Vergleichbarkeit der Nachhaltigkeitsbestrebungen bieten“,<br />

formuliert das Wirtschaftsministerium.<br />

Weil eine solche Klassifizierung zweifellos Wirkung entfalten<br />

wird, ist besonders im Energiesektor heftig umstritten,<br />

welche Technik unter welchen Bedingungen in<br />

die Verordnung aufgenommen werden soll. Unter den<br />

Erneuerbaren Energien wird neben der Bioenergie auch<br />

die Wasserkraft viel diskutiert. Eindeutig ist unterdessen<br />

die Ablehnung der fossilen Energien. „Durch den<br />

Ausschluss fossiler Brennstoffe hat die Kommission<br />

gezeigt, dass sie der Klimawissenschaft zugehört hat“,<br />

sagt Sébastien Godinot, Ökonom des WWF European<br />

Policy Office.<br />

Atomenergie darf kein grünes Label<br />

bekommen<br />

Umstritten war lange Zeit auch die Bewertung der<br />

Atomkraft. Umweltverbände hatten befürchtet, diese<br />

könne auch aufgenommen und damit grün gewaschen<br />

werden. Doch inzwischen ist klar, dass der Verordnungstext<br />

keine Hintertür für die Atomkraft offenlässt –<br />

schlicht deswegen, weil Atomkraft „nicht-recyclebaren,<br />

umweltschädlichen Müll“ produziere und damit<br />

die „Do-no-harm-Anforderungen“ nicht erfülle, sagt<br />

der Grüne EU-Parlamentarier Sven Giegold.<br />

Die Umweltverbände sind sich trotzdem nicht so sicher.<br />

„Langfristig heißt es wachsam<br />

bleiben, damit Atomkraft kein<br />

grünes Label bekommt“, betont<br />

Germanwatch. Immerhin sei „die<br />

Frage der Atomkraft bei der Erarbeitung<br />

der Taxonomie bis ganz<br />

zum Schluss der größte Streitpunkt“<br />

gewesen. Lange sei darüber<br />

zwischen den Mitgliedstaaten und<br />

mit dem Europäischen Parlament<br />

verhandelt worden. Nun seien Investitionen<br />

in Atomkraft unter Anwendung<br />

der Taxonomie zwar „de<br />

facto ausgeschlossen“, doch die<br />

Atomlobby sei eine der einflussreicheren<br />

in Brüssel und werde weiter<br />

versuchen, auch für die Atomkraft<br />

ein „grünes Label“ zu bekommen:<br />

„Bereits jetzt rührt sie kräftig die<br />

Werbetrommel.“<br />

Gestritten wird über die Details der Taxonomie weiterhin<br />

an vielen Stellen. Der Entwurf stand bis Mitte Dezember<br />

zur öffentlichen Konsultation. Daraufhin ging<br />

die beachtliche Zahl von 46.591 Stellungnahmen ein,<br />

die nun seitens der EU-Kommission ausgewertet werden.<br />

Auch die Bioenergie ist eines jener Themenfelder,<br />

bei denen noch nach Kompromissen gesucht wird. Gemeinsam<br />

mit neun anderen EU-Mitgliedsstaaten hatte<br />

jüngst Schweden in einem Brief an die EU-Kommission<br />

signalisiert, dass man zusätzliche Anforderungen<br />

an die Bioenergie ablehne. Es sei von entscheidender<br />

Bedeutung, dass all jene Bioenergie, die die Nachhaltigkeitskriterien<br />

der EU-Richtlinie für Erneuerbare<br />

Energien erfüllt, auch in der Taxonomie als nachhaltige<br />

Investition eingestuft wird.<br />

Nur Deutschland hält sich in der Debatte zum Umgang<br />

mit der Bioenergie erstaunlich zurück. „Die Bundesregierung<br />

ist nicht sprechfähig“, sagt Bauernverbandsvertreter<br />

Bücheler – die Positionen der zuständigen<br />

Ministerien sind zu widersprüchlich.<br />

Autor<br />

Bernward Janzing<br />

Freier Journalist<br />

Wilhelmstr. 24a · 79098 Freiburg<br />

07 61/202 23 53<br />

bernward.janzing@t-online.de<br />

FOTO: ADOBE STOCK_VECTORFUSIONART<br />

34

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> POLITIK<br />

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POLITIK<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

SCHLESWIG-HOLSTEIN<br />

Klimaschutzgesetz: Entwurf<br />

löst keine Euphorie aus<br />

Bernd Voss, energiepolitischer<br />

Sprecher<br />

der Grünen-Landtagsfraktion,<br />

fehlt es<br />

im Gesetzentwurf an<br />

Langfristzielen und<br />

Planungssicherheit.<br />

Die Novelle des 2017 erstmals verabschiedeten Energiewende- und Klimaschutzgesetzes<br />

(EWKG) für das Land Schleswig-Holstein soll im Herbst vom Landtag verabschiedet<br />

werden. Über 30 Verbände und Träger öffentlicher Belange haben im April dazu ihre Stellungnahmen<br />

abgegeben. Obwohl von vielen Seiten das EWKG gelobt wird, sieht<br />

wahre Begeisterung doch etwas anders aus.<br />

Von Dierk Jensen<br />

Allein der Name ist schon ziemlich ungelenk:<br />

Energiewende- und Klimaschutzgesetz.<br />

Und in der Tat ist es viel Gesetzespapier,<br />

das sich das Land Schleswig-Holstein<br />

auferlegt, um den Klimaschutz zwischen<br />

den (steigenden) Meeren voranzubringen. „Mit dem<br />

neuen Gesetz schreiben wir das Drehbuch für die Energiewende<br />

und den Klimaschutz in Schleswig-Holstein<br />

weiter. Schleswig-Holstein erhält einen klaren Fahrplan<br />

zum weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien und<br />

geht bundesweit voran bei der Wärmewende und der<br />

Sektorenkopplung. Das Gesetz wird entscheidend dazu<br />

beitragen, dass unser Land eine nachhaltige ökologische<br />

und ökonomische Zukunft hat“, sagte der grüne<br />

Energiewende-Minister Jan Philipp Albrecht Ende Februar<br />

in Kiel.<br />

Obschon der Minister in der Jamaika-Koalition im<br />

Grundsatz kaum Widerspruch für seinen „klaren Fahrplan“<br />

erfährt, kommt dennoch bei vielen Akteuren in<br />

den Erneuerbaren Energien und auch in anderen Branchen<br />

keine Euphorie auf. Dafür klaffen Anspruch und<br />

Wirklichkeit offenbar zu weit auseinander. So reagierte<br />

beispielsweise der Verband norddeutscher Wohnungsunternehmen<br />

(VNW), der in Hamburg, Mecklenburg-<br />

Vorpommern und Schleswig-Holstein insgesamt 394<br />

Wohnungsgenossenschaften und Wohnungsgesellschaften<br />

vertritt, die über 742.000 Wohnungen verwalten<br />

und in denen rund 1,5 Millionen Menschen leben,<br />

zurückhaltend. Der Versuch, den Wohnungsbestand<br />

auf maximale Energieeffizienz zu trimmen, produziere<br />

bei den Wohngebäuden erheblich steigende Kosten,<br />

führe aber nicht zu einem deutlichen Rückgang der<br />

CO 2<br />

-Emissionen, heißt es in einer aktuellen VNW-Stellungnahme.<br />

„Aus der großen Masse des existierenden<br />

Wohnungsbestandes lässt sich auch mit höchstem Aufwand<br />

kein vermietbares Passivhaus machen.“<br />

VNW für bezahlbaren Effizienzstandard<br />

Immer energieeffizientere Gebäude erforderten mehr<br />

Dämmung und mehr Technik, monierte der schleswigholsteinische<br />

VNW-Landesvorsitzende Marcel Sonntag<br />

weiter. „Das sei sowohl aus Gründen der Nachhaltigkeit<br />

als auch betriebswirtschaftlich kontraproduktiv“. Aus<br />

seiner Sicht widerspreche dies dem Anspruch der im<br />

VNW organisierten Wohnungsgenossenschaften und<br />

-gesellschaften, dauerhaft bezahlbaren Wohnraum<br />

anzubieten. „Notwendig seien sowohl ein bezahlbarer<br />

Effizienzstandard von Wohngebäuden als auch bezahlbare<br />

regenerativ erzeugte Energie“. Dazu trage eine<br />

überbordende Bürokratie, die eine gesetzlich verordnete<br />

Energiewende durchpauken möchte, wenig bei.<br />

Aber auch die Industrie- und Handelskammer Schleswig-Holstein<br />

warnt vor zu vielen Vorschriften, die am<br />

Ende sogar nachhaltige Innovationen ausbremsen.<br />

„Insofern sind insbesondere diejenigen Regelungen,<br />

die verpflichtende Vorgaben für Investitionen machen,<br />

nicht nur überflüssig, sondern der Handlungszwang<br />

mindert zudem die Akzeptanz für die jeweiligen<br />

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37

POLITIK<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

klimaschützenden Maßnahmen. Wichtig<br />

ist, dass praxisnahe und unkomplizierte<br />

Lösungen für Unternehmen gefunden werden,<br />

die vom Energiewende- und Klimaschutzgesetz<br />

‚betroffen‘ sein werden. Wenn<br />

es durch neue Vorgaben zu Verzögerungen<br />

von Unternehmenserweiterungen und Betriebsneubauten<br />

kommt beziehungsweise<br />

zu unverhältnismäßig hohen Mehrkosten,<br />

wäre das insgesamt kontraproduktiv“, gibt<br />

Björn Ipsen, Hauptgeschäftsführer der<br />

IHK Schleswig-Holstein, zu bedenken.<br />

„Wir als IHK Schleswig-Holstein stehen<br />

dabei hinter einer durchdachten CO 2<br />

-<br />

Bepreisung über alle Sektoren und Technologieoffenheit.<br />

Umfragen zeigen, dass<br />

die Unternehmen in Schleswig-Holstein<br />

über alle Branchen hinweg ihren Beitrag<br />

für den Klimaschutz leisten wollen. Über<br />

einen funktionierenden CO 2<br />

-Handel mit<br />

einem Preis, der auch eine gewisse Lenkungswirkung<br />

entfaltet, werden sich automatisch<br />

klimafreundliche Technologien<br />

und Investitionen durchsetzen, die wirtschaftlich<br />

sind.“ Dagegen begrüßt Ipsen<br />

ausdrücklich, dass die Landesregierung<br />

bezüglich ihrer Landesliegenschaften mit<br />

dem Gesetz eine Vorreiterrolle einnehmen<br />

möchte. Sie gehe damit mit gutem Beispiel<br />

voran und stärke damit auch die regionale<br />

Bauwirtschaft.<br />

Nordkirche bewertet künftiges<br />

Wärmekataster positiv<br />

Diesen Aspekt hat auch die Evangelisch-<br />

Lutherische Nordkirche, die sich von der<br />

dänischen bis zur polnischen Grenze über<br />

drei Bundesländer (Schleswig-Holstein,<br />

Hamburg und Mecklenburg-Vorpommern)<br />

erstreckt, im Blick. Nach den Worten ihres<br />

zuständigen Umweltpastors Jan Christensen<br />

vom kirchlichen Umwelt- und Klimaschutzbüro<br />

in Hamburg sei die Jamaika-<br />

Koalition mit dem EWKG „auf einem guten<br />

Weg“.<br />

Positiv bewertet er die Tatsache, dass<br />

die Novelle zukünftig ein Wärmekataster<br />

beziehungsweise einen „verpflichtenden<br />

kommunalen Wärmeplan“ für Kommunen<br />

festschreibt. „Dadurch wird sich endlich<br />

Biogas Journal 210x140<br />

auch in denjenigen Gemeinden etwas bewegen,<br />

in denen aus chronischem Geldmangel<br />

bisher wenig passiert ist.“ Die<br />

evangelischen Kirchengemeinden stehen<br />

dabei, so Christensen weiter, einer Teilhabe<br />

an einer grünen Wärmeversorgung in<br />

Kommunen offen gegenüber, zumal man<br />

schon gute Erfahrungen mit Nahwärmenetzen<br />

gemacht hat, die beispielsweise mit<br />

der Abwärme von Biogasanlagen betrieben<br />

werden.<br />

Es ist aber sicherlich noch viel Luft nach<br />

oben. Zwar ist die Stromerzeugung aus Erneuerbaren<br />

laut dem Statistikamt Nord in<br />

2019 auf 23,7 Terawattstunden (TWh) angestiegen<br />

und deckt damit bilanziell schon<br />

160 Prozent des im Bundesland Schleswig-Holstein<br />

benötigten Stroms. Doch<br />

dümpelt der Wärmesektor immer noch bei<br />

rund 15 Prozent Anteil erneuerbarer Provenienz.<br />

Dies reicht wahrscheinlich nicht,<br />

um das selbst auferlegte Klimaschutzziel,<br />

die Treibhausgasemissionen um 55 Prozent<br />

bis 2030 zu reduzieren, tatsächlich<br />

zu erreichen.<br />

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BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> POLITIK<br />

Photovoltaik soll Ausbaulücke<br />

schließen<br />

Nicht zuletzt auch dem Umstand geschuldet,<br />

dass, wie der jährliche Klimaschutzund<br />

Energiewendebericht dokumentiert,<br />

inzwischen „eine Ausbaulücke bei den<br />

Erneuerbaren Energien“ entstanden ist.<br />

Energiewende-Minister Jan Philipp Albrecht<br />

will diese Lücke vor allem mit einem<br />

stärkeren Ausbau der Photovoltaik (PV)<br />

schließen. „Wir wollen den nötigen Ausbau<br />

der Erneuerbaren Energien mit Photovoltaikanlagen<br />

auf Dächern, Parkplätzen sowie<br />

mit Freiflächenanlagen deutlich voranbringen.<br />

Für die Investoren sind Photovoltaikanlagen<br />

wirtschaftlich attraktiv und leisten<br />

einen Beitrag zum Klimaschutz.“<br />

Aber noch mal zurück zur Wärme. Die Novelle<br />

setzt sich bis 2025 die Marke von 22<br />

Prozent Anteil an grüner Wärme. „Ehrlich<br />

gesagt hätte ich mir langfristigere Zielsetzungen<br />

gewünscht, um den wirtschaftlich<br />

Handelnden – ob nun in der Landwirtschaft,<br />

im Gebäudebereich oder anderen<br />

Sektoren – einfach mehr Planungssicherheit<br />

zu geben“, wirft Bernd Voss, energiepolitischer<br />

Sprecher der Landtagsfraktion<br />

der Grünen ein.<br />

Auch der Landesverband Erneuerbare<br />

Energien (LEE) ist nicht wunschlos glücklich<br />

mit der Novelle. Zum einen fehlen<br />

konkrete Ziele für die Dekarbonisierung der<br />

Landwirtschaft und des Mobilitätssektors,<br />

wie LEE-Öffentlichkeitsarbeiterin Margrit<br />

Hintz anmerkt. „Auch fehlt ein Ziel für Wärmenetze<br />

auf Basis Erneuerbarer Energien,<br />

obwohl davon schon einige praxiserprobte<br />

Beispiele seit Langem im Land existieren<br />

und die bei einer höheren CO 2<br />

-Bepreisung<br />

der fossilen Energien zukünftig noch konkurrenzfähiger<br />

werden“, so Hintz weiter.<br />

„Dennoch finden Wärmenetze mit Erneuerbaren<br />

Energien leider keine Erwähnung<br />

im Entwurf der EWKG-Novelle. Auch Biogas<br />

wird im Gesetzentwurf leider gar nicht<br />

thematisiert. Daher fehlt eine Definition<br />

der Rolle von Biogas sowie eine Perspektive<br />

für Biogas in der weiteren Energiewende<br />

und für die Erreichung der Klimaziele“,<br />

sagt Hintz im Namen der LEE Schleswig-<br />

Holstein und setzt noch auf manche Korrekturen,<br />

bis die Novelle im Herbst dann<br />

in Kraft treten wird. Welche Tragweite die<br />

biogenen Energieträger in der Wärmeversorgung<br />

haben, demonstriert ein einfacher<br />

Zahlenvergleich: „Von den 5,9 TWh Wärmeendenergieverbrauch<br />

aus Erneuerbaren<br />

Energien stammen 5,2 TWh aus Biomasse<br />

und Biogas.<br />

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39

PRAXIS / TITEL<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

BIOMETHAN<br />

Sechs Neuanlagen in 2020<br />

Wie zu befürchten war, verlief auch das vergangene Jahr hinsichtlich<br />

der Inbetriebnahme von Anlagen, die Biomethan ins Netz einspeisen,<br />

enttäuschend. Lediglich sechs neue Anlagen wurden errichtet.<br />

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann<br />

Nach Recherche des Biogas<br />

Journals waren Ende 2020 in<br />

Deutschland 235 Biomethaneinspeiseanlagen<br />

in Betrieb.<br />

Bei der Recherche wurden<br />

die Daten des Marktstammdatenregisters<br />

und die Auflistung der Deutschen Energie-<br />

Agentur (dena) über die Webseite www.<br />

biogaspartner.de mit den recherchierten<br />

Daten des Biogas Journals abgeglichen.<br />

Dabei hat die Redaktion festgestellt, dass<br />

in der dena-Auflistung Anlagenstandorte<br />

enthalten sind, an denen jedoch keine<br />

Aufbereitungsanlage betrieben wird. Diese<br />

sind somit in der Gesamtanlagenzahl von<br />

235 nicht berücksichtigt. Außerdem sind<br />

auch im Marktstammdatenregister (Gaseinspeisung)<br />

der Bundesnetzagentur Anlagen<br />

aufgeführt, die kein Biomethan ins<br />

Erdgasnetz einspeisen.<br />

Zu der Zahl 235 können möglicherweise<br />

noch zwei Anlagenstandorte addiert<br />

werden, die jedoch aus Zeitgründen bis<br />

Redaktionsschluss hinsichtlich der tatsächlichen<br />

Gaseinspeisung nicht überprüft<br />

werden konnten. Die Überprüfung wird<br />

aber fortgesetzt. Durch den Abgleich des<br />

Marktstammdatenregisters und der dena-<br />

Liste konnten weitere Anlagenstandorte<br />

zwischen 2006 und 2019 ermittelt werden.<br />

Diese sind nun in der Gesamtanlagenzahl<br />

von 235 enthalten.<br />

Die neu errichtete Rohgasaufbereitungskapazität<br />

erreichte im vergangenen Jahr<br />

7.750 Normkubikmeter pro Stunde (siehe<br />

Abbildung 2). Zwei der neuen Einspeiseanlagen<br />

wurden in Nordrhein-Westfalen, eine<br />

in Sachsen-Anhalt, eine in Niedersachen,<br />

eine in Rheinland-Pfalz und eine in Brandenburg<br />

in Betrieb genommen. Insgesamt<br />

verteilen sich die Anlagen und die Zuwächse<br />

in 2020 (Werte in Klammern) auf die<br />

Bundesländer wie folgt:<br />

Niedersachsen: 36 (+1)<br />

Sachsen-Anhalt: 39<br />

Bayern: 22<br />

Brandenburg: 27 (+1)<br />

Hessen: 14<br />

Nordrhein-Westfalen: 16 (+2)<br />

Mecklenburg-Vorpommern: 21<br />

Sachsen: 15 (+1)<br />

Baden-Württemberg: 18<br />

Thüringen: 11<br />

Schleswig-Holstein: 5<br />

Rheinland-Pfalz: 8 (+1)<br />

Berlin, Saarland, Hamburg: je 1<br />

Die in 2020 errichteten Einspeiseanlagen<br />

verfügen über Rohgasaufbereitungskapazitäten<br />

zwischen 500 von 1.800 Normkubikmetern<br />

pro Stunde. Sie liegt damit<br />

3.080 Normkubikmeter unter dem Wert<br />

von 2019. Die gesamte in Deutschland<br />

errichtete Rohgasaufbereitungskapazität<br />

stieg bis Ende 2020 auf 253.749 Normkubikmeter<br />

pro Stunde an.<br />

Zwei der neuen Anlagen des vergangenen<br />

Jahres vergären Bioabfälle. Die anderen<br />

vier setzen nachwachsende Rohstoffe ein.<br />

Eine der Anlagen reinigt das Rohgas mittels<br />

Membrantechnik, zwei nutzen ein physikalisches<br />

Waschverfahren, eine Anlage reinigt<br />

das Rohgas mit der Aminwäsche. Außerdem<br />

betreibt je eine Anlage eine Druckwasserwäsche<br />

sowie eine Druckwechseladsorption.<br />

Bei einer durchschnittlichen jährlichen<br />

Laufzeit von rund 8.500 Stunden können<br />

FOTO: ENVITECH BIOGAS AG<br />

40

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

40<br />

35<br />

30<br />

25<br />

20<br />

15<br />

10<br />

5<br />

0<br />

2 3<br />

7<br />

17<br />

21<br />

36<br />

Abbildung 1: Entwicklung der Zahl der Biomethaneinspeiseanlagen in Deutschland, jährlicher Zubau seit 2006<br />

40<br />

33<br />

27<br />

16<br />

10<br />

3<br />

7 7<br />

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020<br />

Quelle: Fachverband Biogas e.V., Stand: 23. April <strong>2021</strong><br />

die 235 am Erdgasnetz befindlichen Anlagen<br />

rund 2,156 Milliarden (Mrd.) Kubikmeter<br />

Rohbiogas verarbeiten. Setzt man<br />

einen Methangehalt des Rohbiogases von<br />

durchschnittlich 55 Prozent an, weil die<br />

überwiegende Zahl der Anlagen nachwachsende<br />

Rohstoffe vergärt, so können jährlich<br />

theoretisch rund 1,186 Milliarden Kubikmeter<br />

Biomethan ins deutsche Erdgasnetz<br />

eingespeist werden. Das entspricht etwa 23<br />

Prozent des 2020 in Deutschland geförderten<br />

Erdgases.<br />

Die heimische Erdgasförderung ist in 2020<br />

um 16 Prozent auf 50 Mrd. Kilowattstunden<br />

(kWh) zurückgegangen. Bezogen auf<br />

den Erdgasverbrauch in Deutschland im<br />

vergangenen Jahr stammt aus Biomethan<br />

1,2 Prozent. Die aktuelle Produktionsmenge<br />

reicht zudem, um rund 3,3 Millionen<br />

deutsche Haushalte (Verbrauch von 3.500<br />

kWh Wärme pro Jahr) mit Biomethan voll<br />

zu versorgen.<br />

Ausblick: Der Neubau von Biomethaneinspeiseanlagen<br />

wird in <strong>2021</strong> voraussichtlich<br />

im unteren einstelligen Bereich<br />

bleiben. Von sechs Anlagen war bis Redaktionsschluss<br />

zu diesem Biogas Journal<br />

bekannt, dass sie ans Netz angeschlossen<br />

werden sollen.<br />

Die AG Energiebilanzen e.V. schreibt in<br />

ihrem Jahresbericht für das Jahr 2020:<br />

„Das Niveau des Energieverbrauchs sowie<br />

seine Zusammensetzung (Energiemix)<br />

werden auch politisch und regulatorisch<br />

beeinflusst. Für die mittel- bis längerfristige<br />

Entwicklung sind unter anderem der<br />

schrittweise Ausstieg<br />

aus der Kernenergie bis<br />

Ende 2022, der geplante<br />

Ausstieg aus der Kohleverstromung<br />

(bis Ende<br />

2038) sowie die fortgesetzte<br />

Förderung des<br />

Ausbaus erneuerbarer<br />

Energien bedeutsam.<br />

Auf europäischer Ebene<br />

sind unter anderem die<br />

6 Absenkung der Emissionsobergrenze<br />

in der<br />

laufenden 3. Handelsperiode<br />

2013 bis 2020<br />

innerhalb des EU-ETS<br />

sowie die Zielsetzungen<br />

für den Klimaschutz im<br />

Nicht-ETS-Bereich,<br />

Abbildung 2: Entwicklung der Rohgasaufbereitungskapazität in Nm 3 /h in Deutschland, jährlicher Zubau seit 2006 und kumuliert<br />

300.000<br />

250.000<br />

200.000<br />

150.000<br />

100.000<br />

50.000<br />

0<br />

235.169 245.999 253.749<br />

225.019 229.919<br />

212.819<br />

197.519<br />

169.630<br />

138.540<br />

95.390<br />

58.790<br />

37.160<br />

1.000<br />

28.250 21.630 36.600 38.150<br />

3.900 8.910<br />

31.090 27.889<br />

1.000 2.900 5.010<br />

15.300 12.200 4.900 5.250 10.830 7.750<br />

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020<br />

Quelle: Fachverband Biogas e.V., Stand: 23. April <strong>2021</strong><br />

Jährl. Zubau d. Rohgasaufbereitungskapazität in Nm³/h<br />

Kumulierter Zubau d. Rohgasaufbereitungskapazität<br />

41

PRAXIS / TITEL<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

die Vorgaben zur Verbesserung der<br />

Energieeffizienz (zum Beispiel EU-<br />

Energieeffizienz-Richtlinie (EED)) sowie<br />

verbindliche Ziele zum fortschreitenden<br />

Ausbau erneuerbarer Energien [EU-Richtlinie<br />

für erneuerbare Energien (Richtlinie<br />

2009/28/EG)] von Relevanz.<br />

Wichtigster Energieträger blieb auch 2020<br />

das Mineralöl mit einem Anteil von 33,7<br />

Prozent (%). Es folgte das Erdgas mit einem<br />

auf 26,6 % leicht gestiegenen Anteil<br />

(2019: 25,1 %). Ihre Position an dritter<br />

Stelle konnten die erneuerbaren Energien<br />

auf 16,6 % ausweiten, 2019 waren es noch<br />

14,9 % gewesen. Der Primärenergieverbrauch<br />

von Stein- und Braunkohle ist 2020<br />

mit jeweils 16,6 % bzw. 17,8 % spürbar gesunken,<br />

so dass Braunkohle 2020 nur noch<br />

etwa 8,1 % und Steinkohle noch 7,7 % des<br />

Primärenergiebedarfs hierzulande deckten.<br />

Der Primärenergieverbrauch der Kernenergie<br />

ist 2020 gegenüber dem Vorjahr um<br />

14,2 % gesunken (Stilllegung des Kernkraftwerks<br />

Philippsburg am 31. Dezember<br />

2019). Damit deckt die Kernenergie aktuell<br />

noch etwa 6 % des Primärenergiebedarfs.<br />

Der Überschuss bei den Stromflüssen in<br />

das Ausland hat sich 2020 weiter verringert.<br />

Infolgedessen wirkte sich der Stromaustauschsaldo<br />

auch im Jahr 2020 verbrauchsmindernd<br />

(um 0,6 Prozentpunkte)<br />

auf den Primärenergieverbrauch aus.<br />

Einfuhr von Energieträgern über<br />

70 Prozent<br />

[…] Der Primärenergieverbrauch hierzulande<br />

wurde 2019 bei den Mineralölen zu<br />

98 % und Erdgas zu 94 % durch Einfuhren<br />

gedeckt. Die Steinkohle stammte zu 100 %<br />

aus Einfuhrquellen. Braunkohle wird hingegen<br />

zu 100 % aus heimischen Ressourcen<br />

bereitgestellt und auch die erneuerbaren<br />

Energien stammen nahezu vollständig<br />

aus der inländischen Gewinnung.<br />

Insgesamt war die deutsche Energieversorgung<br />

2019 zu knapp 72 % auf Importe<br />

angewiesen. Diese Situation hat sich<br />

auch 2020 grundsätzlich nicht geändert.<br />

Allerdings nahm die inländische Gewinnung<br />

fossiler Energieträger (allen voran die<br />

Braunkohle mit einem Minus 18,2 %) weiter<br />

ab, die der erneuerbaren Energien nahm<br />

hingegen um 3 % zu. Bei der elektrischen<br />

Energie blieb der Exportüberschuss auch<br />

2020 weiter bestehen; er reduzierte sich<br />

allerdings gegenüber dem Vorjahr um 46<br />

Petajoule (PJ) [bzw. rund 12,8 Milliarden<br />

(Mrd.) Kilowattstunden (kWh)]. Nach ersten<br />

überschlägigen Berechnungen spiegeln<br />

sich die skizzierten Veränderungen (bei insgesamt<br />

corona-bedingt stark rückläufigem<br />

Primärenergieverbrauch) in einer leichten<br />

Abnahme der Importquote (um 0,3 Prozentpunkte)<br />

wider; die Einfuhrabhängigkeit<br />

dürfte aber auch 2020 noch über 71 %<br />

liegen. Wesentlich geändert haben sich –<br />

wie eingangs bereits gezeigt – die Importpreise<br />

für die fossilen Energieträger.<br />

Im Ergebnis führte die Verringerung der<br />

Einfuhrpreise und -mengen dazu, dass sich<br />

die Importrechnung für Kohle, Öl und Gas<br />

von rund 63 Mrd. Euro im Jahr 2019 um<br />

20,7 Mrd. Euro bzw. um etwa ein Drittel<br />

auf 42,2 Mrd. Euro im Jahr 2020 erheblich<br />

vermindert hat. Mit Blick auf einzelne Energieträger<br />

zeigt sich folgendes Bild: Der Wert<br />

der Ölimporte verringerte sich um mehr als<br />

37 %, der der Erdgasimporte um 18,4 %.<br />

Der wertmäßige Importsaldo bei den Kohlen<br />

verringerte sich sogar um knapp 44 %.<br />

Bei elektrischem Strom verringerte sich der<br />

Exportüberschuss um rund 44 %.<br />

Fossile Energiegewinnung in<br />

Deutschland rückläufig<br />

[…] Die inländische Energiegewinnung<br />

ist 2020 mit Ausnahme der erneuerbaren<br />

Energien bei allen anderen Energieträgern<br />

weiter gesunken, so dass es insgesamt zu<br />

einem Rückgang um etwa 5,2 % auf 3.425<br />

PJ oder 116,9 Millionen (Mio.) Tonnen (t)<br />

Steinkohleeinheiten (SKE) gekommen ist.<br />

Am stärksten fiel dieser Rückgang mengenmäßig<br />

bei der Braunkohle mit einem<br />

Minus von rund 211 PJ (-17,7 %) aus.<br />

Zugleich ging in den vergangenen Jahren<br />

auch die inländische Förderung von Erdöl<br />

und Erdgas aufgrund der zunehmenden Erschöpfung<br />

von Altfeldern und Lagerstätten<br />

zurück.<br />

Dieser Trend setzte sich im Berichtsjahr<br />

2020 fort: Die Erdgas- und Erdölgasgewinnung<br />

verringerte sich 2020 gegenüber<br />

dem Vorjahr um 15,5 % (30 PJ), die inländische<br />

Erdölgewinnung hingegen hat um<br />

knapp 0,5 % (rund 1 PJ) abgenommen.<br />

Die erneuerbaren Energieträger konnten<br />

ihre Position als bedeutsamste heimische<br />

Energiequelle vor der Braunkohle deutlich<br />

ausbauen; ihr Anteil an der gesamten inländischen<br />

Gewinnung beträgt nunmehr reichlich<br />

57,7 %, gefolgt von der Braunkohle,<br />

auf die etwa 28,6 % der inländischen Energiegewinnung<br />

entfällt. Beide Energieträger<br />

rangieren weiter mit großem Abstand vor<br />

dem Erdgas und dem Erdöl.<br />

Bezogen auf den Primärenergieverbrauch<br />

im Jahr 2020 hat sich der Anteil der inländischen<br />

Gewinnung erhöht, und zwar<br />

von 27,5 % im Jahr 2019 auf nunmehr<br />

rund 29,1 %. Diese Entwicklung ist der<br />

Tatsache geschuldet, dass der Primärenergieverbrauch<br />

in Folge der Auswirkungen<br />

der Covid-19-Pandemie im Jahr 2020 mit<br />

8 % deutlich kräftiger gesunken ist als die<br />

Gewinnung von Primärenergieträgern im<br />

Inland.<br />

965 Mrd. kWh an Erdgas in 2020<br />

in Deutschland verbraucht<br />

[…] Der Erdgasverbrauch in Deutschland<br />

nahm 2020 nach vorläufigen Daten um<br />

2,4 % auf rund 965 Mrd. kWh ab. Die inländische<br />

Förderung von Erdgas nahm im Laufe<br />

des Berichtsjahres um voraussichtlich<br />

knapp 16 % auf rund 50 Mrd. kWh ab. Eine<br />

Ursache für den kräftigen Rückgang lag in<br />

der neunwöchigen Revision einer Erdgasaufbereitungsanlage<br />

im zweiten Halbjahr<br />

2020. Inspektions- und Wartungsarbeiten<br />

in diesem Umfang kommen nur etwa alle<br />

10 Jahre vor. Die heimische Förderung von<br />

Erdgas deckte 2020 nur rund 5,2 % des<br />

Erdgasverbrauchs in Deutschland ab. Etwa<br />

95 % des in Deutschland verbrauchten Erdgases<br />

wurden importiert.<br />

[…] Der Anteil von Erdgas am gesamten<br />

Primärenergieverbrauch nahm verglichen<br />

mit 2019 um 1,5 Prozentpunkte auf<br />

26,6 % im Jahr 2020 zu. Ersten Zahlen<br />

zufolge wurden 2020 rund 9,9 Mrd. kWh<br />

auf Erdgasqualität aufbereitetes Biogas in<br />

das deutsche Erdgasnetz eingespeist. Davon<br />

gingen knapp 8 Mrd. kWh in die gekoppelte<br />

Stromerzeugung. Rund 1,0 Mrd. kWh<br />

wurden als Kraftstoff eingesetzt, weitere<br />

rund 0,5 Mrd. kWh fanden im Wärmemarkt<br />

(Raumwärme, Warmwasser) Absatz. Die<br />

restlichen Mengen wurden zum Beispiel<br />

stofflich genutzt, exportiert oder fanden<br />

sonstigen Einsatz.“<br />

Autor<br />

Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann<br />

Redakteur Biogas Journal<br />

Fachverband Biogas e.V.<br />

0 54 09/90 69 426<br />

martin.bensmann@biogas.org<br />

42

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

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PRAXIS / TITEL<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Darstellung der global infrage kommenden Wasserstoffproduktionsländer<br />

und der Länder mit hoher H 2<br />

-Technologiekompetenz.<br />

Der Wasserstoff-Hype –<br />

wunderbar oder wahnsinnig?<br />

Ein Schlüssel zum Erreichen der Klimaziele ist die Dekarbonisierung der Schwerstabhängigen:<br />

des Gasnetzes, des Verkehrs und sogar der Stahl- und Chemieindustrie. Das alles<br />

verspricht der Wasserstoff und ruft gigantische Planungen auch der Bundesregierung<br />

hervor. Für Kritiker ist deren Nationale Wasserstoff- hauptsächlich eine Import-Strategie –<br />

mit unbekannten Folgen. Dabei sind schon Schattenseiten bekannt, wie die exorbitanten<br />

Kosten für den Infrastruktur-Aufbau oder der mickrige Gesamtwirkungsgrad!<br />

Von Christian Dany<br />

Bis Anfang <strong>2021</strong> haben über 30 Länder<br />

Wasserstoff-Roadmaps veröffentlicht und<br />

mehr als 200 Großprojekte entlang der<br />

Wertschöpfungskette angekündigt. Die beeindruckende<br />

Anzahl von Wasserstoffprojekten,<br />

die derzeit weltweit in der Pipeline sind, kann<br />

erheblich zur Erreichung globaler Klimaziele beitragen.<br />

Werden alle heute angekündigten 228 Projekte realisiert,<br />

würden die Gesamtinvestitionen in Wasserstoff<br />

bis 2030 300 Milliarden (Mrd.) US-Dollar übersteigen.“<br />

So frohlockend klingt ein Artikel des Hydrogen<br />

Council.<br />

Die Mitgliederliste der Initiative von 109 Unternehmen<br />

klingt wie ein „who is who“ der Weltkonzerne: von Airbus<br />

über Mitsubishi und von Shell bis Uniper. Rund<br />

um den Globus ist ein Wettrennen um „grünen Wasserstoff“<br />

entbrannt, den proklamierten Energieträger<br />

der Zukunft, mit dem der Verkehr, die Stahl- und die<br />

Chemieindustrie sauber werden sollen.<br />

Weltweit größtes Einzelprojekt in<br />

Niederlande geplant<br />

Die Niederlande planen das weltweit größte Einzelprojekt:<br />

„North H2“ heißt ein Mega-Offshore-Windpark in<br />

der Nordsee bei Groningen, mit dessen Strom jährlich<br />

800.000 Tonnen Wasserstoff (H 2<br />

) produziert werden<br />

sollen. Australien und Europa sind nach Zahlen der<br />

„Wirtschaftswoche“ mit jeweils über 20 Gigawatt (GW)<br />

GRAFIK: ZENTRUM WASSERSTOFF.BAYERN (H2.B)<br />

44

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

Die Farbenlehre des Wasserstoffs<br />

Grauer und blauer Wasserstoff wird durch Dampfreformierung aus fossilen<br />

Brennstoffen, in der Regel Erdgas, gewonnen. Bei blauem H 2<br />

wird das entstehende<br />

CO 2<br />

jedoch abgeschieden und gespeichert (CCS, engl. Carbon Capture<br />

and Storage).Türkiser Wasserstoff lässt sich durch Methanpyrolyse herstellen.<br />

Anstelle von CO 2<br />

entsteht dabei fester Kohlenstoff, der entweder gespeichert<br />

oder weiterverwertet wird. Das Verfahren, das bislang nur im Labor Anwendung<br />

gefunden hat, wird jetzt in einer ersten vom Bundesforschungsministerium geförderten<br />

Versuchsanlage für den Dauerbetrieb getestet.<br />

Grüner Wasserstoff wird durch Elektrolyse hergestellt, für die ausschließlich<br />

Strom aus Erneuerbaren Energien zum Einsatz kommt. Er ist dadurch CO 2<br />

-frei.<br />

Aus Biomasse können zwar H 2<br />

-basierte Green Fuels hergestellt werden, es gibt<br />

dafür aber keine Wasserstoff-Farbe.<br />

Quelle: FfE Forschungsstelle für Energiewirtschaft, München<br />

Wasserstoffeinsatz am Stahl-Standort von<br />

thyssenkrupp Steel in Duisburg. Für die Versuche<br />

an einer Blasform wird der Wasserstoff noch per<br />

Lkw geliefert. Für die nächste Phase soll dies per<br />

Pipeline funktionieren.<br />

„Die Zukunft gehört allein dem<br />

grünen Wasserstoff“<br />

Bundesforschungsministerin<br />

Anja Karliczek<br />

FOTO: THYSSENKRUPP STEEL EUROPE<br />

die Weltregionen mit der größten geplanten Elektrolyseleistung.<br />

Dann folgen Asien (5,5 GW) und der Mittlere<br />

Osten (4,3 GW).<br />

Aus den USA sind nach der Trump-Ära (noch) keine gigantischen<br />

Wasserstoffpläne bekannt. Die Europäische<br />

Union fördert den Aufbau der Wasserstoffwirtschaft im<br />

Verbund mit der Vernetzung des Energiesystems (Sektorenkopplung)<br />

bis 2027 mit dem 750 Mrd. Euro starken<br />

Aufbaupaket „Next Generation EU“. In Europa hat –<br />

natürlich – Deutschland das mit 9 Mrd. Euro größte<br />

nationale Wasserstoffprogramm aufgestellt.<br />

Der Wasserstoff soll – nicht zum ersten Mal – Energieprobleme<br />

lösen, obwohl er als Energieträger alles andere<br />

als gut geeignet ist: Zwar das häufigste chemische<br />

Element des Universums, kommt er auf der Erde aber<br />

praktisch nur in Molekülen gebunden vor. Also muss er<br />

erst energieintensiv hergestellt werden: durch Dampfreformierung,<br />

bei der Kohlenwasserstoff-Ketten der Wasserstoff<br />

entzogen wird, oder durch „Wasserspaltung“<br />

mittels Elektrolyse. Mit dem jüngsten Wasserstoff-Hype<br />

ist, abhängig von der Art des Energie-Inputs und des<br />

Verfahrens, eine eigene „Farbenlehre“ entstanden.<br />

Für die mit den Wasserstoff-Sorten verbundenen CO 2<br />

-<br />

Emissionen hat die EU-Kommission bereits eine Zertifizierung<br />

angekündigt. „Die Zukunft gehört allein dem<br />

grünen Wasserstoff“, benannte Bundesforschungsministerin<br />

Anja Karliczek die Präferenzen. „Bei der Nationalen<br />

Wasserstoffstrategie sollten wir grün, global und<br />

groß denken“, so ihr Appell. Nach dem Motto „Shipping<br />

the sunshine“ könne grüner Wasserstoff in Regionen<br />

mit viel Wind, Sonne und Wasser produziert und<br />

von dort aus exportiert werden, um den Energiebedarf<br />

der Welt zu decken.<br />

Etwas brüskiert davon ist die Bioenergie-Branche, mit<br />

der ja eigentlich die Farbe Grün assoziiert wird. In dem<br />

Farbenspiel bleibt biogener Wasserstoff aber außen vor:<br />

H 2<br />

könnte auch mit thermochemischer Biomassevergasung<br />

oder Reformierung von Biogas hergestellt werden<br />

– mit Letzterer sogar deutlich günstiger als mit der<br />

Elektrolyse.<br />

45

PRAXIS / TITEL<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Produktion, Speicherung,<br />

Verteilung<br />

und Anwendung von<br />

Wasserstoff<br />

Der Wirkungsgrad dieses von der Klimapolitik favorisierten<br />

Power-to-Gas-Prozesses wird oft mit 80 % angegeben.<br />

Dies ist aber ein Spitzenwert. Gerade unter<br />

schwankenden Einsatzbedingungen des Elektrolyseurs<br />

bei Solar- und Windstrom ist mit einem Viertel bis einem<br />

Drittel an Verlusten zu rechnen. Betrachtet werden<br />

muss aber die gesamte Verarbeitungskette: Wasserstoff<br />

hat zwar mit 33 Kilowattstunden pro Kilogramm (kWh/<br />

kg) massebezogen eine beachtliche Energiedichte, jedoch<br />

ein extrem hohes Volumen pro Gewicht: Bei Standardbedingungen<br />

wiegt er 90 Gramm pro Kubikmeter<br />

(g/m³) und ist damit 15 mal leichter als Luft. Folglich<br />

entstehen aus 10 Kilowattstunden (kWh) Strom bei der<br />

Elektrolyse etwa 7 kWh Wasserstoff-Gas, das erst durch<br />

Herunterkühlen auf minus 253 Grad Celsius verflüssigt<br />

oder komprimiert werden muss.<br />

Tanken und speichern – nicht leicht<br />

gemacht!<br />

Im Verkehr – in Deutschland gibt es 92 Wasserstoff-<br />

Tankstellen – hat sich ein Druck von 700 bar etabliert,<br />

mit dem die Autos betankt werden. Die Logistikkette<br />

ist aber das große Problem: Wie „Die Welt“ berichtet,<br />

kosten Zapfsäulen für Wasserstoff pro Anlage rund<br />

eine Million Euro, während eine Zapfsäule für Otto-<br />

Kraftstoff oder Diesel zirka 30.000 Euro kostet. Das<br />

Umwandeln von verflüssigtem Wasserstoff in Gas bei<br />

verschiedenen Druckstufen bis zum Fahrzeugtank sei<br />

enorm komplex und teuer.<br />

Der Wasserstoff soll deshalb in verschiedene Power-to-<br />

Gas- und Power-to-Liquid-Kraftstoffe weiterverarbeitet<br />

werden. Diese „strombasierten Kraftstoffe“ müssen<br />

aber erst noch mit Milliardenförderung der Bundesregierung<br />

zur Marktreife entwickelt werden (siehe Biogas<br />

Journal 2_<strong>2021</strong>, Seite 17) und im Endeffekt dampfen<br />

sie den Gesamtwirkungsgrad noch weiter ein.<br />

Wasserstoff ist sehr flüchtig. Er diffundiert durch bestimmte<br />

Materialien, was zu Problemen bei Speicherung<br />

und Transport führen kann. Die Speicherkonzepte<br />

von stationären und mobilen Druckgas- und Flüssigwasserstoff-(LH<br />

2<br />

)-Speichern und großen Kavernen sind<br />

deshalb um „indirekte H 2<br />

-Speicher“ erweitert worden:<br />

Neben Methanol eignen sich hier einige flüssige organische<br />

Wasserstoffträger LOHC (liquid organic hydrogen<br />

carriers). Bei LOHC-Systemen wird Wasserstoff durch<br />

chemische Reaktion mit einer ungesättigten Verbindung<br />

chemisch an diese gebunden. Das nennt man<br />

Hydrierung.<br />

Im Prinzip soll das Be- und Entladen einer nichtexplosiven<br />

Trägerflüssigkeit eine effiziente und gefahrlose<br />

Wasserstoff-Logistik ermöglichen. Das bekannteste<br />

LOHC-System basiert auf der Hydrierung von Toluol<br />

zu Methylcyclohexan. Wie Reinhold Wurster vom Deutschen<br />

Wasserstoff- und Brennstoffzellen-Verband auf<br />

einem CARMEN-Forum schilderte, benötigen alle H 2<br />

-<br />

Trägerkonzepte an der Endnutzungsstelle eine energieintensive<br />

Wasserstoffabtrennung, was etwa 30 %<br />

der enthaltenen Energie koste, eine Nachreinigung<br />

und eine Kompression. „Je nach Einsatz können sie<br />

Sinn machen oder sind Pipelinetransport oder LH 2<br />

-<br />

Anlieferung unterlegen“, sagte er. Bei der Frage, wo<br />

H 2<br />

zuerst wirtschaftlich ist, sieht Wurster das größte<br />

Erlöspotenzial im Mobilitätssektor.<br />

„Man kommt schnell zu dem Schluss, weshalb es die<br />

Wasserstoffwirtschaft in der Vergangenheit nicht gegeben<br />

hat, weshalb sie sich heute schwer tut und weshalb<br />

sie in Zukunft vermutlich nie kommen wird: Es ist im<br />

Grunde genommen ein riesiges Energie-Verlustspiel.<br />

QUELLE: NOW GMBH, NATIONALE ORGANISATION WASSERSTOFF- UND BRENNSTOFFZELLENTECHNOLOGIE<br />

46

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

Kernstück der Transformation<br />

Direktreduktionsanlage mit Einschmelzer erzeugt „Elektro-Roheisen“<br />

VERFAHRENS-INNOVATION MIT<br />

DEUTLICHEN ÖKOLOGISCHEN UND<br />

ÖKONOMISCHEN VORTEILEN<br />

KLASSISCHER HOCHOFEN<br />

Kohlenstoff als Reduktionsmittel<br />

und Energieträger<br />

DR-ANLAGE MIT EINSCHMELZER<br />

Wasserstoff als Reduktionsmittel in DR-Anlage<br />

Grüner Strom als Energieträger im Einschmelzer<br />

• Innovation: Erstmaliger Einsatz eines<br />

Einschmelzers im Eisenbereich<br />

• Technische Innovation: Engineering des<br />

Einschmelzers<br />

• Ökologischer Vorteil: Wasserstoff und grüner<br />

Strom substituieren Kohlenstoff und<br />

eliminieren CO 2<br />

Verwendung<br />

Prozessgas<br />

Koks, Möller<br />

(Pellets,<br />

Sinter,<br />

Stückerz)<br />

Wind (O 2 ,<br />

N 2 ),<br />

Kohle<br />

Prozessgas<br />

Erz-/<br />

Pelletzufuhr<br />

Vorheizzone<br />

Reduktionszone<br />

Recycling-<br />

Prozessgas<br />

Möller<br />

(Pellets)<br />

Reduktionsgas<br />

(Wasserstoff, im<br />

Übergang<br />

Erdgas)<br />

• Elektro-Roheisen wird wie Roheisen<br />

eingesetzt, deshalb können weiterhin alle<br />

Produkte erzeugt werden<br />

Flüssiges<br />

Eisen,<br />

Schlacke<br />

Aufkohlungszone<br />

Schmelzzone<br />

Abstich<br />

Strom<br />

(erneuerbar)<br />

Flüssiges<br />

Eisen,<br />

Schlacke<br />

QUELLE: THYSSEN KRUPP<br />

„Wenn, dann sollte grüner Wasserstoff<br />

als Chemie rohstoff eingesetzt<br />

werden, als Energieträger ist er<br />

ungeeignet“<br />

Dr. Ulf Bossel<br />

Und wir haben keine Energie zu verlieren, sondern wir<br />

müssen sehen, dass wir die Energie, die wir gewinnen,<br />

sinnvoll nutzen“, sagt Dr. Ulf Bossel. Der Schweizer<br />

Maschinenbau-Ingenieur entwickelt selbst Brennstoffzellen.<br />

Mit seiner Energiebilanz-Analyse einer Wasserstoffwirtschaft<br />

relativiert er die oft unbegründeten<br />

Versprechen der H 2<br />

-Befürworter:<br />

„Am Ende der Umwandlungs- und Verteilungskette<br />

bleiben von der ursprünglich<br />

eingesetzten elektrischen Energie nur noch<br />

20 bis 25 Prozent übrig.“ Auf Bossels Analyse<br />

stützte sich schon die „Zeit“ in ihrem<br />

großen Dossier „Die Mär vom Wasserstoff“.<br />

Das war zwar schon 2004, doch auch wenn<br />

mit Effizienzsprüngen jetzt 30 Prozent Energie bleiben,<br />

ändert sich die Verschwendung nicht grundlegend.<br />

„Wenn, dann sollte grüner Wasserstoff als Chemierohstoff<br />

eingesetzt werden“, sagt Bossel, „als Energieträger<br />

ist er ungeeignet, denn den Strom zu dessen<br />

Vergleich der Hochofen-<br />

Stahlproduktion mit der<br />

Direktreduktionsanlage,<br />

in der Wasserstoff zum<br />

Einsatz kommt.<br />

Biogas weitergedacht !<br />

Biomethan aus Biogas: einfach<br />

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PRAXIS / TITEL BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Dr. Ulf Bossel, Maschinenbau-Ingenieur und Brennstoffzellenentwickler<br />

sagt: „Wir haben keine Energie<br />

zu verlieren, sondern wir müssen sehen, dass wir<br />

die Energie, die wir gewinnen, sinnvoll nutzen.“<br />

FOTO: PRIVAT<br />

Erzeugung könnte man direkt<br />

viel effizienter nutzen.“<br />

Die „Energie-Geschichte“ des<br />

Wasserstoffs liest sich als eine<br />

von großen Forschungsprojekten<br />

und Finanzbudgets (siehe<br />

Kasten). Bis heute ist die<br />

Wasserstoff-Technologie aber<br />

kaum über öffentlich finanzierte<br />

Projekte hinausgekommen.<br />

Dessen ungeachtet geht die<br />

Hightech-Nation Deutschland<br />

das Thema jetzt richtig groß<br />

an: mit der Nationalen Wasserstoffstrategie<br />

(NWS), die<br />

Deutschland eine Vorreiterrolle<br />

auf einem globalen Milliardenmarkt<br />

verschaffen soll. Sie umfasst<br />

38 Maßnahmen. Zentrales<br />

Ziel ist der „Markthochlauf“<br />

von Wasserstofftechnologien, um mithilfe Erneuerbarer<br />

Energien Bereiche zu dekarbonisieren, die nur schwer<br />

direkt mit Strom zu versorgen sind, wie Produktionsprozesse<br />

und den Schwerlast-, Schiffs- und Luftverkehr.<br />

Und bei der NWS wird nicht gekleckert, sondern geklotzt:<br />

Zusätzlich zu bestehenden Programmen für Reallabore<br />

und Wasserstoffregionen sollen für den Markthochlauf<br />

7 Mrd. Euro an Fördermitteln bereitgestellt<br />

werden. Weitere 2 Mrd. Euro kommen für internationale<br />

Partnerschaften dazu. Gigantische Projekte in großen<br />

Industriekonsortien sind bereits in Vorbereitung.<br />

Der außenwirtschaftliche Aspekt lässt sich auf einen<br />

einfachen Nenner bringen: Technologien exportieren,<br />

Wasserstoff importieren. Zwar spricht die NWS von<br />

„CO 2<br />

-freiem Wasserstoff“. Importiertem grünen wird<br />

aber Vorrang vor blauem Wasserstoff gegeben; vor allem<br />

aus Bedenken bezüglich der Akzeptanz der CO 2<br />

-<br />

Speicherung mit CCS-Technologie.<br />

Die Bundesregierung sieht bis 2030 einen Wasserstoffbedarf<br />

von rund 100 Terawattstunden (TWh). Davon<br />

sollen nur 14 TWh aus grüner H 2<br />

-Produktion im Inland<br />

gedeckt, der große Rest aber importiert werden.<br />

Weil viele Länder in Europa selbst keine Wasserstoffwirtschaft<br />

aufbauen wollen, fällt der Blick über den<br />

Kontinent hinaus: nach Afrika, vor allem Nordafrika,<br />

dem Mittleren Osten, Australien und Südamerika. Mit<br />

Marokko hat die Bundesregierung bereits ein Partnerschaftsabkommen<br />

geschlossen. Nahe der Stadt Ouarzazate<br />

soll die erste industrielle Anlage für grünen<br />

Wasserstoff in Afrika gebaut werden. Hier hat die Bundesregierung<br />

auch das größte Solarthermie-Kraftwerk<br />

der Erde mitfinanziert.<br />

Desertec 2.0?<br />

Das alles weckt Erinnerungen an das krachend gescheiterte<br />

Desertec-Projekt. Deutsche Politiker und Konzerne<br />

wollten Solarstrom im großen Stil in der Wüste produzieren<br />

und nach Europa transferieren. Zwar sind die<br />

Gründe für das Scheitern vielfältig, einer sticht aber<br />

heraus: Die Rechnung wurde ohne den Wirt gemacht!<br />

Inzwischen sind viele Solarparks in Nordafrika und im<br />

Mittleren Osten entstanden. Die Länder wollen den<br />

sauberen Strom aber erstmal selbst nutzen.<br />

Auch bei den neuen Wasserstoffplänen kommt Kritik<br />

auf, dass der Eigenbedarf der „Lieferländer“ nicht<br />

genügend berücksichtigt werde. Das böse Wort „Neokolonialismus“<br />

macht die Runde. Es fiel auch auf einem<br />

Webinar der Grünen Bundestagsfraktion. Ingrid<br />

H 2<br />

-Backbone<br />

H 2<br />

-Backbone<br />

Fiktives sektioniertes<br />

Verteilernetz<br />

Das gesamte<br />

Netz ist<br />

klimaneutral.<br />

ab 2030 / 2035 /2040<br />

Versorgung mit Erdgas<br />

Biomethaneinspeisung<br />

H 2<br />

-ready<br />

20 % H 2<br />

regional erzeugt<br />

100 % H 2<br />

regional erzeugt<br />

20 % H 2<br />

Backbone<br />

100 % H 2<br />

Backbone / mit Backbone<br />

Biomethan mit 20 % H 2<br />

100 % EE-Methan aus Backbone-H 2<br />

und Bio-C0 2<br />

80 % EE-Methan aus Backbone-H 2<br />

und Bio-C0 2<br />

mit 20 % Backbone-H 2<br />

GRAFIK: DVGW<br />

48

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

UltraSweep® PRAXIS / TITEL C4<br />

Wasserstoff-Geschichte:<br />

Forschung! Förderung! Ertrag?<br />

Nach der Ölkrise in den Siebzigerjahren wurde<br />

überall fieberhaft nach Alternativenergien gesucht<br />

und dabei der Wasserstoff entdeckt. In den Achtzigerjahren<br />

entstand das Solarwasserstoff-Projekt<br />

in Neunburg vorm Wald/Bayern mit Photovoltaikanlage,<br />

drei Elektrolyseuren, Druckgasspeicher<br />

und zwei Brennstoffzellen. Von 1989 bis 1998 lief<br />

das „Euro-Quebec Hydro-Hydrogen Pilot Project“<br />

in Kanada, Deutschland, Italien und Belgien.<br />

Der Wasserstoff wurde im Osten Kanadas aus<br />

Wasserkraft eines großen Stausees produziert. In<br />

mehreren Städten liefen Busse mit verschiedenen<br />

H2-Antriebstechniken. Emissionstests und Studien<br />

wurden durchgeführt. Da bald das Geld fehlte, wurde<br />

das Projekt 1991 verkleinert.<br />

Mehrere Milliarden D-Mark hatten Staat und<br />

Industrie schon in die Erforschung der Wasserstoffwirtschaft<br />

gesteckt, ehe 1999 die weltweit<br />

erste öffentliche Wasserstoff-Tankstelle auf dem<br />

Flughafen München eröffnet wurde. MAN testete<br />

Brennstoffzellen-Busse und BMW entwickelte ein<br />

erstes Wasserstoff-Auto. Nach zwei Jahren wurde<br />

die Tankstelle jedoch wieder abgebaut. Die beiden<br />

Fahrzeugbauer gaben später (2009) ihre Wasserstoff-Tests<br />

auf. BMW hatte bis dahin 100 Stück des<br />

„Hydrogen 7“ gebaut, der hybrid mit Wasserstoff<br />

und Benzin betrieben werden konnte. Die Autos<br />

wurden von Prominenten und Politikern geleast. Als<br />

nach wie vor ungeklärt gilt, ob die Brennstoffzelle<br />

im Verkehr vorzüglich ist zur Wasserstoffnutzung<br />

in herkömmlichen Verbrennungsmotoren, die, wie<br />

beim Hydrogen 7, leicht adaptiert werden können.<br />

Lediglich Toyota, Hyundai und Honda bieten<br />

Brennstoffzellen-Autos an. Die Verkaufszahlen<br />

sind jedoch homöopathisch. Mercedes-Benz hat<br />

seinen Brennstoffzellen-Typ GLC eingestellt, weil<br />

die Batterietechnik im Pkw-Bereich überlegen sei.<br />

Man konzentriere sich darauf, die Brennstoffzellen-<br />

Technik in Bussen und Lkw zu entwickeln. Auch VW<br />

sieht für die Brennstoffzelle im Pkw keine Zukunft.<br />

An der Entwicklung von Wasserstoff-Lkw arbeiten<br />

einige Hersteller mit Hochdruck. Bisher gibt es nur<br />

einen Flüssig-H 2<br />

-Lkw mit Brennstoffzelle von Hyundai.<br />

50 davon laufen bereits in der Schweiz.<br />

Die Einsatzbedingungen für die Brennstoffzelle<br />

sind auf der Straße aber ungleich schwerer als der<br />

stationäre Betrieb im Heizungskeller. Von 2008 bis<br />

2016 förderte die Bundesregierung im „Callux“-<br />

Programm mit über 50 Mio. Euro die Entwicklung<br />

von Strom erzeugenden Brennstoffzellen-Heizgeräten.<br />

Das Ergebnis ist lausig: Dank üppiger Breitenförderung<br />

kam es in den letzten Jahren zwar zu<br />

einem Aufschwung. Jedoch setzt der Großteil der<br />

verkauften Geräte auf japanische Brennstoffzellen.<br />

Drei Hersteller bieten in Deutschland entwickelte<br />

Brennstoffzellen an; das sind aber Feststoffoxid-<br />

(SOFC)-Brennstoffzellen, die anstatt Wasserstoff<br />

Erd- oder Flüssiggas direkt verwerten.<br />

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Nestle, Sprecherin für Energiewirtschaft<br />

der Grünen konnte sich vorstellen, aus der<br />

Elektrolyse für die Wasserstoff-Produktion<br />

Wasser für die einheimische Bevölkerung<br />

abzuzweigen. Wie generös! Mit der Wasser-<br />

Problematik trifft Nestle einen wunden<br />

Punkt: Um 1 Kilogramm Wasserstoff mit<br />

Elektrolyse herzustellen, werden 9 bis 10<br />

Liter Wasser benötigt. Im Sonnengürtel der<br />

Erde ist dafür nicht genügend Süßwasser<br />

da. Es muss also Meerwasser entsalzt werden.<br />

Damit konzentrieren sich die möglichen<br />

Standorte auf die Küsten, was den<br />

Empfängerländern aber ganz genehm ist.<br />

Meerwasserentsalzung nicht ohne<br />

Umweltfolgen<br />

Die Meerwasserentsalzung ist schon heute<br />

Naturschützern und Meeresbiologen<br />

ein Graus: Weltweit gibt es 16.000 Anlagen,<br />

die jeden Tag 140 Millionen (Mio.)<br />

Kubikmeter Sole hinterlassen. Die mit<br />

Chemikalien und gelösten Metallen belastete<br />

Salzlösung wird meistens ins Meer<br />

zurückgepumpt und schädigt dort die<br />

Ökosysteme. Für den Wasserstoff-Bedarf<br />

einer weltweiten Energiewende müsste die<br />

Anzahl der Entsalzungsanlagen ver-x-facht<br />

werden! Das wäre ökologisch nur vertretbar,<br />

wenn gigantische Soleteiche zur Verdunstung<br />

angelegt würden. Das wiederum<br />

würde die Wasserstoffwirtschaft exorbitant<br />

verteuern.<br />

„Bei manchen Studien spielen die Wasserbereitstellungskosten<br />

nur eine untergeordnete<br />

Rolle“, sagte Alexander Scholz vom<br />

Wuppertal-Institut auf einem Webinar des<br />

BHKW-Infozentrums. Sein Institut hat zusammen<br />

mit DIW Econ in einer Metastudie<br />

die „Vor- und Nachteile einer Wasserstoffproduktion<br />

in Deutschland gegenüber einem<br />

Wasserstoffimport“ untersucht.<br />

» Verbessert den Abbau der<br />

Substratfasern.<br />

» Beugt der Bildung von<br />

Schwimmdecken vor.<br />

» Reduziert Ablagerungen auf<br />

Fermenteroberflächen und in<br />

Rohrleitungen.<br />

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PRAXIS / TITEL<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Skizze einer möglichen<br />

Infrastruktur für eine<br />

nachhaltige Versorgung<br />

von Europa, dem Nahen<br />

Osten und Nordafrika.<br />

Man stelle sich<br />

die roten Linien als<br />

Wasserstoff-Pipelines<br />

vor und schon kommt<br />

man den Wasserstoff-<br />

Planungen in Europa<br />

ziemlich nahe.<br />

Die wichtigsten Erkenntnisse: Wegen der energieintensiven<br />

Verflüssigung des Wasserstoffs sind Transporte<br />

mit Schiffen geschätzt dreimal so teuer wie über<br />

Pipelines. Schiffstransporte rechnen sich erst ab rund<br />

4.000 Kilometer. Deshalb sollten Exportkandidaten im<br />

Radius von Pipeline-Lösungen favorisiert werden. Die<br />

Produktionskosten von grünem Wasserstoff sind aktuell<br />

mit 16 Cent/kWh etwa doppelt so hoch wie bei blauem<br />

und zirka dreimal höher als bei grauem H 2<br />

.<br />

Heimischer oder importierter H 2<br />

?<br />

Deutliche Kostensenkungen bei Elektrolyseuren erwarten<br />

Scholz und seine Mitautoren erst nach 2030. Die<br />

Autoren warnen davor, nur auf die Bereitstellungskosten<br />

zu fokussieren. Nachteile von Importen, wie Abhängigkeiten<br />

und Lieferrisiken, dürften nicht vernachlässigt<br />

werden. Während Importe in den Lieferländern zu<br />

„Rebound-Effekten“ führen könnten, also zu verstärkter<br />

Abhängigkeit von fossilen Energien, blieben hierzulande<br />

Chancen für die Flexibilisierung des Strommarktes<br />

und die Sektorenkopplung ungenutzt.<br />

Zu bedenken sei, dass eine künftige hohe Nachfrage<br />

die Handelspreise anhebe und Standortvorteile von<br />

Ländern wie Marokko wieder zunichtemache. Ein starker<br />

Heimatmarkt sei wichtig, um volkswirtschaftliche<br />

Effekte ausschöpfen zu können: Abhängig vom Umfang<br />

der heimischen Bedarfsdeckung von 0 bis 90 Prozent<br />

läge die Bruttowertschöpfung jährlich zwischen 2 und<br />

30 Mrd. Euro. 20.000 bis 800.000 zusätzliche Arbeitsplätze<br />

könnten bis 2050 geschaffen werden. Dem<br />

inländischen Ausbau sei Vorrang einzuräumen, denn<br />

heimischer H 2<br />

könne konkurrenzfähig sein. Neben der<br />

Fokussierung auf Importe steht auch die Bevorzugung<br />

von grünem H 2<br />

in der Kritik. Vor kurzem hat der Industrieausschuss<br />

des EU-Parlaments beschlossen, „CO 2<br />

-<br />

armen Wasserstoff“ als mittelfristige Brückentechnologie<br />

anerkennen zu wollen. Gemeint ist dabei blauer<br />

Wasserstoff. Norwegen bietet hierzulande schon mal<br />

blauen Wasserstoff an, denn es hat beides: Erdgas, um<br />

daraus H 2<br />

zu produzieren und riesige Kavernen unter<br />

der Nordsee. 2 Kilometer (km) tief unter dem Meeresboden<br />

soll das CO 2<br />

sicher gespeichert werden können.<br />

Enervis pro „Bunter Wasserstoff“<br />

Die Unternehmensberatung Enervis bringt noch eine<br />

Farbe ins Spiel: Bunter, strommarktbasierter Wasserstoff<br />

sei besser geeignet, um schnell, kostengünstig<br />

und auf längere Sicht auch klimaschonend eine Wasserstoffwirtschaft<br />

aufzubauen. Das habe eine Studie<br />

im Auftrag der Gewerkschaft Bergbau, Chemie, Energie<br />

herausgefunden. „Bunt“ heißt, dass die Elektrolyse<br />

einfach mit Netzstrom betrieben wird, der halt auch<br />

Gas-, Kohle- und Atomstrom enthält.<br />

Die Anlagen könnten nah am Verbrauch errichtet werden,<br />

Transportkosten fielen weg und die Elektrolyseure<br />

ließen sich besser auslasten. Durch den Erneuerbaren-<br />

Ausbau würde aus „bunt“ mit den Jahren von alleine<br />

„grün“. Wichtig für diese Option wäre ein Entfallen der<br />

QUELLE: DESERTEC FOUNDATION, WIKIMEDIA CC BY-SA 2.5<br />

50

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

„Eine solche parallele Infrastruktur würden wir<br />

bis 2050 gar nicht in den Boden kriegen“<br />

Florian Fellner<br />

GRAFIK: DVGW<br />

EEG-Umlage, was bisher aber nur für grünen Wasserstoff<br />

geregelt ist.<br />

Der Verband der Chemischen Industrie fordert Technologieoffenheit<br />

für die Wasserstoffversorgung, zumindest<br />

für eine lange Übergangszeit. In der Chemie-,<br />

der Stahlindustrie und der Gaswirtschaft laufen schon<br />

emsige Vorbereitungen fürs Wasserstoff-Zeitalter. Die<br />

Gaswirtschaft ist geradezu erpicht darauf, Sonnen- und<br />

Windstrom in Form von Wasserstoff in ihrem Gasnetz zu<br />

speichern. Statt „Initiative Zukunft Erdgas“ heißt die<br />

Organisation fürs Branchenmarketing jetzt „Zukunft<br />

Gas“. Man möchte für Erdgas und „grünes Gas“, also<br />

Biogas und Wasserstoff, gleichermaßen stehen.<br />

H 2<br />

statt CH 4<br />

Der Einstieg in die Wasserstoffwirtschaft bedeutet für<br />

die Gasbranche eine der größten Herausforderungen<br />

ihrer Geschichte, denn die ganze Gasinfrastruktur mit<br />

ihrem 500.000 km langen Netz soll „H 2<br />

-ready“ werden,<br />

das heißt, 100 Prozent Wasserstoff aufnehmen<br />

und verteilen können. Wichtiger Akteur ist dabei der<br />

Deutsche Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW),<br />

der nicht nur das Regelwerk an Wasserstoff anpassen,<br />

sondern in den nächsten fünf Jahren auch massiv in die<br />

Bereiche Forschung, Zertifizierung, Aus- und Weiterbildung<br />

sowie Kommunikation investieren<br />

wird. Neben dem Netz müssen auch die<br />

Gasspeicher und alle möglichen Gasendgeräte<br />

H 2<br />

ready werden – vom Brennwertgerät<br />

bis zum Heizkraftwerk.<br />

Bereits heute ermöglicht das DVGW-Regelwerk<br />

bis zu 10 Prozent (%) H 2<br />

im Netz.<br />

An einer 20%-Beimischung zum Erdgas<br />

arbeitet der DVGW schon. Darüber hinaus<br />

soll ein völlig neues Regelwerk für 100 %<br />

Wasserstoff entstehen. Im Gleichschritt<br />

marschiert die Heizungsindustrie: Während<br />

bestehende Gasheizgeräte 10 % H 2<br />

vertragen, soll die neue Generation mit bis<br />

zu 20 % klarkommen. Die Gaswirtschaft<br />

hat vor, im Wesentlichen das bestehende<br />

Gasnetz für Wasserstoff zu ertüchtigen,<br />

anstatt neue Leitungen zu bauen. „Rückgrat“<br />

soll der „H 2<br />

-Backbone“ werden.<br />

Geplant ist, dieses 100 %-Wasserstoff-<br />

Fernleitungsnetz ausgehend vom H 2<br />

-<br />

Startnetz im Ruhrgebiet bis spätestens<br />

2040 fertigzustellen. Die Versorgung über<br />

die Gasverteilnetze soll analog zu den drei<br />

Ausbaustufen des H 2<br />

-Backbones und der<br />

lokalen Erzeugungsmöglichkeiten<br />

anwachsen (siehe Grafik<br />

unten).<br />

Im Rahmen des Projekts<br />

„H2vorOrt“ haben 34 Gasunternehmen<br />

mit dem DVGW<br />

einen Transformationspfad<br />

für eine Infrastruktur bis zum<br />

Verbraucher entwickelt. Wie<br />

H2vorOrt-Projektleiter Florian<br />

Feller von Erdgas Schwaben<br />

schildert, werde sich der Ausbau<br />

der klimaneutralen Gasversorgung<br />

nach lokalen Gegebenheiten<br />

richten: „Es wird<br />

Regionen geben, die perspektivisch<br />

auf 100 % H 2<br />

umsteigen, und andere, in denen<br />

die Einspeisung von Biomethan oder synthetischem<br />

Methan die richtige klimaneutrale Versorgung vor Ort<br />

ist. Die frühzeitige Beimischung von Wasserstoff ist in<br />

beiden Fällen wichtig zur CO 2<br />

-Reduktion.“<br />

Für den theoretischen, separaten Neubau eines<br />

dem Gasverteilnetz äquivalenten Wasserstoffnetzes<br />

in Deutschland habe der DVGW die Kosten auf 270<br />

Mrd. Euro geschätzt. „Eine solche parallele In-<br />

FOTO: PRIVAT<br />

H2vorOrt-Projektleiter Florian Feller von Erdgas<br />

Schwaben sagt: „Es wird Regionen geben, die perspektivisch<br />

auf 100 % H 2<br />

umsteigen, und andere,<br />

in denen die Einspeisung von Biomethan oder<br />

synthetischem Methan die richtige klimaneutrale<br />

Versorgung vor Ort ist.“<br />

Die Flächenversorgung<br />

mit Wasserstoff über die<br />

Gasverteilnetze wächst<br />

analog zu den drei Ausbaustufen<br />

des prospektiven<br />

H 2<br />

-Backbones<br />

51

PRAXIS / TITEL<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Das klimafreundliche Hüttenwerk<br />

Erneuerbarer Strom<br />

Dampf aus Abwärme<br />

Sauersto<br />

Wassersto<br />

GrInHy2.0<br />

Zukunft<br />

Erneuerbare<br />

Energien<br />

Einsatz von<br />

erneuerbarem<br />

Strom<br />

Dampf-Elektrolyseur<br />

-<br />

erzeugung auf Basis<br />

von Dampf aus Abwärme<br />

Komprimierung,<br />

Trocknung und<br />

Ein speisung von<br />

-<br />

hende Infrastruktur<br />

Glühprozesse<br />

reduzierende<br />

Schutzgasatmosphäre<br />

beim Glühen von<br />

kaltgewalztem Stahl<br />

Direktreduktionsanlage<br />

Kernaggregat der<br />

CO 2-armen Stahlherstellung<br />

der Zukunft<br />

Integriertes Hüttenwerk<br />

Einbindung in bestehende<br />

lnfrastruktur und<br />

Bereitstellung von Dampf<br />

aus Abwärmequellen der<br />

Stahlherstellung<br />

frastruktur würden wir bis 2050 gar nicht in den Boden<br />

kriegen“, gibt Feller zu denken. Dagegen sei die<br />

Herstellung der H 2<br />

-Readiness in den bestehenden<br />

Verteilnetzen mit Kosten im niedrigen zweistelligen<br />

Milliardenbereich signifikant günstiger und gehe viel<br />

schneller.<br />

„Der Großteil der Leitungen im Verteilnetz ist aus<br />

Kunststoff, der für bis zu 100 % H 2<br />

geeignet ist. Bei<br />

Stahlleitungen kommt es auf die Stahlsorte an, jedoch<br />

sind die im Verteilnetz verbauten Sorten im Normalfall<br />

unkritisch“, erläutert Feller. Er plädiert dafür, die<br />

Beimischquoten entsprechend des H 2<br />

-ready-Ausbaus<br />

nicht beliebig zu erhöhen: „Ab einer Beimischung von<br />

20 % sollte keine Zwischenstufe von 50 oder 60 % folgen,<br />

sondern gleich auf reine Wasserstoffversorgung<br />

umgestellt werden. So kann eine weitere ‚Marktraumumstellung‘<br />

mit teurer Anpassung von Endgeräten vermieden<br />

werden.“<br />

Der Zielzustand 2050 sieht vor, dass Klimaneutralität<br />

durch Netzabschnitte mit 100 Prozent H 2<br />

, Methan in<br />

Reinform oder mit Mischungen von Methan und 20 %<br />

H 2<br />

erreicht wird. „Der Großteil der Projektpartner geht<br />

davon aus, dass es eine zielführende Koexistenz in verschiedenen<br />

Netzabschnitten geben wird“, sagt Feller.<br />

Große Nachfrage dürfte aus Stahl- und<br />

Chemieindustrie kommen<br />

Dass der entstehende Flickenteppich mit „Methaninseln“<br />

zu 100 % und 80 % auch ein Ideal aus<br />

ökonomischer und technischer Sicht ist, darf angezweifelt<br />

werden. Manche Akteure wollen gleich eine<br />

separate Infrastruktur für reinen Wasserstoff, wie der<br />

Bundesverband der Windparkbetreiber Offshore, der<br />

„die Wertigkeit grünen Wasserstoffs erhalten“ möchte.<br />

Die größte Wasserstoff-Nachfrage dürfte bald aus<br />

der energieintensiven Industrie kommen: Sowohl die<br />

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BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

deutsche Stahl- als auch die Chemie-Industrie wollen<br />

mit Wasserstoff zur Treibhausgas-Neutralität bis 2050<br />

beitragen.<br />

Derzeit verbraucht Deutschland 1,8 Mio. Tonnen (t)<br />

Wasserstoff (60 TWh) im Jahr, rund 1 Mio. t davon<br />

in der chemischen Industrie. Raffinerieprozesse zum<br />

Cracken von Kohlenwasserstoffketten, die Ammoniakherstellung<br />

und die Methanolsynthese sind die größten<br />

Bereiche mit H 2<br />

-Bedarf, der mit grauem Wasserstoff<br />

gedeckt wird. In der Chemie-Industrie geht es zuerst<br />

um die Dekarbonisierung der bestehenden Prozesse<br />

durch grünen Wasserstoff und dann um dessen Einsatz<br />

als Energieträger.<br />

Wasserstoff als Reduktionsmittel<br />

Für die Stahlindustrie liegt der Schlüssel zur Dekarbonisierung<br />

im „Direktreduktions-Verfahren“, das<br />

den traditionellen Hochofen-Prozess ablösen soll. Zur<br />

Rohstahlproduktion im Hochofen wird Koks als Reduktionsmittel<br />

eingesetzt. Die CO 2<br />

-Emissionen liegen<br />

deshalb bei 1800 kg pro t Rohstahl. Dagegen wird bei<br />

der Direktreduktion Eisenerz mithilfe von Erdgas und/<br />

oder Wasserstoff zu „Eisenschwamm“ reduziert, der<br />

im Elektrolichtbogen-Ofen weiterverarbeitet wird. Im<br />

Gegensatz zum Hochofen entsteht kein flüssiges Roheisen<br />

mehr. Der CO 2<br />

-Ausstoß sinkt auf bis zu 100 kg/t.<br />

Die Salzgitter AG will in dem Projekt „Salzgitter Low<br />

CO 2<br />

Steelmaking“ eine rein wasserstoffbasierte Direktreduktion<br />

entwickeln und zudem möglichst viel der<br />

eingesetzten Fossilenergie durch grünen Wasserstoff<br />

ersetzen. Hierfür ist eine eigene H 2<br />

-Produktion aus<br />

Windstrom geplant. Thyssenkrupp plant, nach dem<br />

versuchsweisen Einblasen von Wasserstoff als Reduktionsmittel<br />

in Hochöfen diese an das von Air Liquide<br />

betriebene Wasserstoffnetz im Ruhrgebiet anzuschließen.<br />

2024 soll die erste großtechnische Direktreduktionsanlage<br />

gebaut und ab 2030 sollen 3 Mio. t<br />

klimaneutraler Stahl pro Jahr erzeugt werden.<br />

Noch viel kühner sind die Pläne zu „grünem Stahl“ in<br />

Schweden: Das Startup-Unternehmen H 2<br />

Green Steel<br />

will in der nordschwedischen Region Norrbotten ein<br />

nagelneues Stahlwerk für klimaneutralen Stahl auf der<br />

grünen Wiese bauen. In das 2,5-Mrd.-Euro-Projekt ist<br />

eine Elektrolyseanlage zur Wasserstofferzeugung integriert.<br />

In der Region gibt es Wasser- und Windkraft,<br />

hochwertiges Eisenerz und den Hafen von Lulea. Schon<br />

2024 soll die Stahlproduktion im Großmaßstab beginnen.<br />

Ab 2030 wollen die Schweden 5 Mio. Jahrestonnen<br />

grünen Stahl produzieren.<br />

H 2<br />

Green Steel ist das erste Vorzeigeprojekt des „European<br />

Green Hydrogen Acceleration Center“. Das EG-<br />

HAC verfolgt das Ziel, bis 2025 eine grüne Wasserstoffwirtschaft<br />

mit Umsätzen von jährlich 100 Mrd. Euro<br />

zu entwickeln. Während es von EIT InnoEnergy, einer<br />

Einrichtung der Europäischen Union, geleitet wird,<br />

kommt finanzielle Unterstützung von dem Cleantech-<br />

Fonds Breakthrough Energy. Zu den Investoren sowie<br />

dem Vorstand von Breakthrough Energy gehören Unternehmer<br />

wie Bill Gates, Jeff Bezos (Amazon), Richard<br />

Branson (Virgin Group), Jack Ma (Alibaba, chinesisches<br />

Amazon-Pendant) oder Michael Bloomberg, der Medien-Tycoon<br />

und Ex-Bürgermeister von New York. Wenn<br />

die reichsten Männer der Welt für Wasserstoff zusammenarbeiten,<br />

kann dem Durchbruch eigentlich nichts<br />

mehr im Wege stehen.<br />

Autor<br />

Christian Dany<br />

Freier Journalist<br />

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53

PRAXIS / TITEL<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Wasserstoff: Eine<br />

Molekülkaskade<br />

könnte möglich<br />

werden<br />

Beispiel einer Powerto-Gas-Anlage,<br />

die<br />

mit überschüssigem<br />

Windstrom mittels PEM<br />

Elektrolyse (Proton<br />

Exchange Membran)<br />

Wasserstoff produziert.<br />

Wer heute vor dem Werkstor der Raffinerie Heide steht, der sieht noch nicht viel von dem,<br />

was hier beispielgebend in den nächsten Jahren passieren soll: Nämlich nicht weniger als<br />

die Dekarbonisierung einer bisher auf fossilen Rohstoffen basierenden Industrie.<br />

Von Dierk Jensen<br />

Wie ein industrieller Solitär wirkt die<br />

Raffinerie Heide in der weiten Marsch.<br />

Und das trotz der langen Geschichte.<br />

Denn schon vor exakt 165 Jahren entdeckte<br />

der Landwirt Peter Reimers<br />

auf seinen Ländereien ölhaltige Sande. Später wurde<br />

dann an gleicher Stelle flüssiges Erdöl gefördert und<br />

noch später, während des zweiten Weltkrieges, errichtete<br />

man hier die erste Rohöldestillation für die Produktion<br />

von Kraftstoffen für die Kriegsmarine.<br />

Nach dem Krieg versiegte die Erdölförderung vor Ort.<br />

Dafür wurde in den Fünfzigerjahren eine Pipeline zum<br />

Hafen von Brunsbüttel gelegt, wo Öltanker aus aller<br />

Welt ihre schwarze Fracht abließen und dafür sorgten,<br />

dass die Raffinerie-Anlagen in Heide, genauer gesagt<br />

in der Ortschaft Hemmingstedt, sukzessive ausgebaut<br />

werden konnten. Den Peak erreichten die Akteure<br />

1973, in jenem Jahr, in dem die Ölpreiskrise die internationalen<br />

Märkte erschütterte und erstmals die<br />

„Grenzen des Wachstums“ einem breiteren Publikum<br />

ins Bewusstsein brachte.<br />

Das liegt nun fast ein halbes Jahrhundert zurück. Nach<br />

einigen Eigentumswechseln – von der DEA über RWE<br />

bis hin zu Shell erwarb im Jahr 2010 die Klesch Group<br />

mit Sitz in Genf schließlich den Produktionsstandort,<br />

dessen Betreiber sich gegenwärtig anschicken, den ersten<br />

Schritt in eine postfossile Ära zu gehen. Noch ist das<br />

Unternehmen mit seinen rund 500 Mitarbeitern in der<br />

strukturschwachen Region an der Westküste Schleswig-Holsteins<br />

zwar ein wichtiger Arbeitgeber, aber, um<br />

es frank und frei zu sagen, eine CO 2<br />

-Schleuder.<br />

Energetische Erzeugungskaskade<br />

etablieren<br />

Das soll sich jedoch bald ändern. So beabsichtigt<br />

der Hersteller von Kraftstoffen und Chemikalien zusammen<br />

mit weiteren industriellen Partnern, wie der<br />

Holcim Deutschland Gruppe, Hynamics Deutschland,<br />

einem Tochterunternehmen des französischen Energieversorgers<br />

EDF, sowie dem Weltmarktführer für<br />

Offshore-Windkraft Ørsted, dem Fernleitungsnetzbetreiber<br />

OGE und Thyssenkrupp Industrial Solutions,<br />

einen nachhaltigen Umbau nicht nur der Kraftstoffproduktion,<br />

sondern auch die Etablierung einer auf<br />

grünem Wasserstoff basierenden Erzeugungskaskade.<br />

An diesem umfassenden Ansatz beteiligen sich zudem<br />

auch noch die Thüga Aktiengesellschaft sowie die Entwicklungsagentur<br />

Region Heide, die Stadtwerke Heide<br />

FOTO: JÖRG BÖTHLING<br />

54

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

und last but not least die Fachhochschule<br />

Westküste.<br />

Zwar ist der geplante Bau eines Elektrolyseurs<br />

auf dem Gelände der Raffinerie<br />

Heide, der zukünftig Windstrom in grünen<br />

Wasserstoff umwandelt, technisch betrachtet<br />

nun keine sonderlich große technologische<br />

Tat, doch läge nach den Worten<br />

von Sandra Spiering, Sprecherin der Raffinerie<br />

Heide, die eigentliche Herausforderung<br />

viel mehr darin, diesen Elektrolyseur<br />

technisch und wirtschaftlich nachhaltig<br />

in den bestehenden Raffinerie-Prozess zu<br />

integrieren.<br />

Um diese Integration zu meistern, nimmt<br />

die Raffinerie Heide zusammen mit ihren<br />

Projektpartnern eine ordentliche Investitionssumme<br />

von insgesamt 89 Millionen<br />

Euro in die Hand. Gut ein Drittel dieser<br />

Summe wird vom Bund im Rahmen<br />

der nationalen Wasserstoffstrategie<br />

als „Reallabore<br />

der Energiewende“<br />

gefördert. Wie hoch der<br />

Anteil der Raffinerie an<br />

der Gesamtinvestition<br />

sein wird, ist dabei noch<br />

nicht ganz klar. Sicher<br />

sei nur, dass die „Industriepartner<br />

deutlich mehr<br />

als die Hälfte der Kosten<br />

tragen“. Über mögliche<br />

neue Arbeitsplätze zu spekulieren,<br />

sei es aber noch<br />

zu früh, so die Pressesprecherin<br />

weiter.<br />

Geplant ist, dass der konzipierte 30-Megawatt-(MW)-Elektrolyseur<br />

in 2023 in Betrieb<br />

geht. Bis zum Ende der fünfjährigen<br />

Projektlaufzeit im Jahr 2025 sollen parallel<br />

dazu auch Machbarkeitsstudien im<br />

Zementwerk Lägerdorf zum sogenannten<br />

Oxyfuel-Verfahren (Verbrennung mit reinem<br />

Sauerstoff) und auch zur Herstellung<br />

von Methanol (CH 3<br />

OH) erstellt werden.<br />

Darüber hinaus will man auch Handlungsempfehlungen<br />

zur raumplanerischen und<br />

systemischen Integration eines schon mittelfristig<br />

anvisierten 700-MW-Elektrolyseurs<br />

erarbeiten.<br />

Wissenschaftliche Begleitung<br />

durch Fachhochschule Westküste<br />

Daran wird sich auch die Fachhochschule<br />

Westküste beteiligen, die im Arbeitspaket<br />

namens „Systemintegration“ mit<br />

ihren Wissenschaftlern herausarbeiten<br />

soll, welche technischen Erkenntnisse aus<br />

dem Betrieb eines 30-MW-Elektrolyseurs<br />

für die nächste Skalierungsstufe eines<br />

700-MW-Industriemodells gewonnen<br />

werden können. „Alle zu erwartenden vielschichtigen<br />

Ergebnisse sammeln wir ein<br />

und werten sie dann aus“, freut sich Prof.<br />

Dr. Michael Berger, Wissenschaftlicher<br />

Leiter des Institutes für die Transformation<br />

des Energiesystems an der Fachhochschule<br />

Westküste.<br />

Aber nicht nur technische Details werden<br />

analysiert, sondern es geht in einem weiteren<br />

Arbeitspaket „Transformation der<br />

Gesellschaft“ auch um sozial-ökonomische<br />

Themen. Es wird unter anderem den<br />

Fragen nachgegangen, welche Auswirkungen<br />

eine solche geplante Großtechnologie<br />

auf die Region hat: Welche CO 2<br />

-Bilanzen<br />

ergeben sich? Welche Gesetze müssen<br />

„Wir wollen zukünftig den bei<br />

der Elektrolyse in Heide als<br />

Nebenprodukt anfallenden<br />

Sauerstoff für unseren Verbrennungsprozess<br />

im Zementofen<br />

nutzen“<br />

Arne Stecher<br />

überdacht beziehungsweise angepasst<br />

werden? Wie sehen Beteiligung und Akzeptanz<br />

der Bürger aus? Welche Impulse<br />

kann das Wasserstoffprojekt für die gesamte<br />

Volkswirtschaft geben? „Das ist thematisch<br />

ziemlich viel Neuland und damit<br />

eine klassische Forschungsaufgabe mit<br />

einem sehr fachübergreifenden Ansatz“,<br />

fügt Berger hinzu, der die beteiligte Hochschule<br />

als „Vertreterin der öffentlichen Interessen<br />

in diesem Projekt“ verortet sieht.<br />

Vorausgesetzt es läuft alles rund und der<br />

30-MW-Elektrolyseur produziert schon in<br />

zwei Jahren den ersten Wasserstoff, ist der<br />

Bau der Mega-Wasserstoffproduktionsanlage<br />

mit 700 MW Leistung im Umfeld der<br />

Raffinerie auf jeden Fall nicht vor 2025 zu<br />

erwarten. Angesichts dieser Perspektive<br />

liegt denn auch der gegenwärtige Hauptfokus<br />

der Raffinerie, so räumt Geschäftsführer<br />

Jürgen Wollschläger ein, „auf<br />

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PRAXIS / TITEL<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Das Unternehmen Holcim betreibt nur 35 Kilometer von der Raffinerie Heide entfernt, im Ort Lägerdorf, eine große Zementproduktion.<br />

Dort soll per Pipeline der in der Elektrolyse abgetrennte Sauerstoff hin transportiert werden. Der Sauerstoff<br />

wird beim Brennen des Zements eingesetzt. Das beim Brennen entstehende CO 2<br />

soll zur Raffinerie zurückströmen und als<br />

Rohstoff weiterverarbeitet werden.<br />

der Schaffung eines neuen Geschäftsfeldes ergänzend<br />

zum aktuellen rohölverarbeitenden Geschäft.“ Dabei<br />

könnte gerade das Thema „grünsynthetisches“ Methanol<br />

in Zukunft eine noch größere Tragweite erfahren.<br />

An dieser Stelle kommt der Zementhersteller Holcim<br />

ins Spiel.<br />

Das Tochterunternehmen des global agierenden Baustoffkonzerns<br />

LafargeHolcim mit Hauptsitz in Rapperswil-Jona<br />

in der Schweiz hat nur 35 Kilometer von der<br />

Raffinerie Heide entfernt, im Ort Lägerdorf, eine große<br />

Zementproduktionsstätte. „Wir<br />

wollen zukünftig den bei der<br />

Elektrolyse in Heide als Nebenprodukt<br />

anfallenden Sauerstoff<br />

für unseren Verbrennungsprozess<br />

im Zementofen nutzen“,<br />

erklärt denn auch Arne Stecher,<br />

der seitens der Holcim Deutschland<br />

GmbH für das Projekt Westküste100<br />

verantwortlich ist.<br />

Noch ist allerdings auf dem<br />

Gelände des Zementherstellers<br />

nichts realisiert. Doch lässt Arne<br />

Stecher keinen Zweifel daran,<br />

dass sein Unternehmen es ernst<br />

meint: „Es ist gar nicht mehr<br />

die Frage, ob wir eine dekarbonisierte<br />

Produktion wollen. Es<br />

stellt sich nur noch die Frage,<br />

wann wir so weit sind.“ Technisch<br />

sei der Umbau aus seiner<br />

Sicht möglich und machbar.<br />

Wenngleich der Aufwand dafür<br />

nicht unerheblich sei, blickt<br />

Stecher dennoch optimistisch<br />

nach vorne, „weil das Ganze<br />

bei steigenden Preisen für CO 2<br />

-Emissionen schon in<br />

einigen Jahren wirtschaftlich sein kann.“ Der Projektmanager<br />

rechnet damit, dass der Kipp-Punkt für eine<br />

dekarbonisierte Produktion durch parallel stetig steigende<br />

CO 2<br />

-Preise schon in wenigen Jahren erreicht sein<br />

wird. Rückendeckung bekommen er und das gesamte<br />

Projekt Westküste100 von den jeweiligen Belegschaften.<br />

So haben die Betriebsratsvorsitzenden Norbert<br />

Wagner von Holcim und Claus-Peter Schmidtke von<br />

der Raffinerie Heide in der Vergangenheit sich bei je-<br />

FOTO: JÖRG BÖTHLING<br />

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BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

der Gelegenheit positiv gegenüber dem nachhaltigen<br />

Umbau geäußert. „Wir sind keine sterbende Industrie<br />

mehr, sondern eine mit 100 Prozent Zukunft“, proklamieren<br />

Wagner und Schmidtke in Publikationen des<br />

Deutschen Gewerkschaftsbundes (DGB).<br />

Da bei der energieintensiven Zementherstellung in Lägerdorf<br />

sehr viel Kohlendioxid freigesetzt wird, habe<br />

man im Unternehmen schon lange darüber nachgedacht,<br />

technisch neue Wege zu gehen, offenbart Stecher.<br />

Von daher kommt die Beteiligung am Projekt<br />

Westküste100 genau zum richtigen Zeitpunkt, weil der<br />

bei der Elektrolyse in Heide anfallende Sauerstoff in<br />

Zukunft per Gasleitung nach Lägerdorf transportiert<br />

werden soll.<br />

CO 2<br />

als Grundstoff einsetzen<br />

Im Zementwerk will Holcim dann den puren Sauerstoff<br />

bei der Befeuerung des Zementofens einsetzen. Dies<br />

reduziere die Stickoxidemissionen (NO x<br />

) um rund 60<br />

Prozent, wie Stecher prognostiziert. Darüber hinaus<br />

sollen die im Feuerungsprozess entstehenden CO 2<br />

-<br />

Frachten im geschlossenen System aufgefangen und<br />

über eine Gasleitung nach Heide gepumpt werden.<br />

Dort soll dieses CO 2<br />

mit dem H 2<br />

aus der Elektrolyse zusammengebracht<br />

und zu Methanol (CH 3<br />

OH) verarbeitet<br />

werden. Dieses Methanol ist dann die Basis für die<br />

Produktion von verschiedenen grünen Kraftstoffen oder<br />

auch Rohstoff für die chemische Industrie. „Als ersten<br />

Schritt zu diesem Teilvorhaben fertigen wir gerade<br />

von unserer Seite eine Machbarkeitsstudie an“, erklärt<br />

Stecher. „Wir rechnen mit einer Einsparung von deutlich<br />

mehr als 1 Million Tonnen CO 2<br />

allein am Standort<br />

Lägerdorf, was mehr als 5 Prozent der Emissionen in<br />

Schleswig-Holstein entspricht.“<br />

Das klingt viel. Auf jeden Fall ein Quantum, dass eine<br />

industrielle Verwertung möglich erscheinen lässt. Und<br />

wenn so eine Pipeline schon mal existiert, wer weiß,<br />

dann könnte doch eigentlich das in Biogasanlagen<br />

anfallende Kohlendioxid nach dessen Separation in<br />

solche Kreisläufe integriert werden, oder? Durchaus<br />

denkbar, obgleich dieser Gedanke von den Partnern<br />

des Projektes Westküste100 nicht aufgegriffen wird.<br />

Aber unabhängig davon<br />

weckt die Produktion<br />

von synthetischem Methanol<br />

als alternativem<br />

Kraft- und Rohstoff<br />

grüne Hoffnungen –<br />

und somit würde sich<br />

ein Kreislauf schließen:<br />

Er beginnt mit dem Offshore-Windstrom,<br />

von<br />

Ørsted aus der Nordsee<br />

nach Heide geliefert und<br />

reicht über die Elektrolyse,<br />

die Zerlegung von<br />

H 2<br />

O in Wasserstoff und<br />

Sauerstoff; letzterer landet<br />

in der Ofenlinie des Projekt Westküste100 verantwortlich, sagt: „Es ist gar nicht<br />

Arner Stecher, seitens der Holcim Deutschland GmbH für das<br />

Zementwerkes, dessen mehr die Frage, ob wir eine dekarbonisierte Produktion wollen.<br />

ausgespucktes Kohlendioxid<br />

kehrt nach Heide<br />

Es stellt sich nur noch die Frage, wann wir so weit sind.“<br />

zurück, wo es mit Wasserstoff<br />

verbunden und zu grünem Kraftstoff verarbeitet<br />

in den Tanks von beispielsweise Flugzeugen landet.<br />

„Das ist der eine mögliche Kreislauf. Zusätzlich ist noch<br />

ein weiterer langfristig denkbar“, erklärt Arne Stecher,<br />

„das bei uns anfallende Kohlendioxid könnte auch die<br />

stoffliche Grundlage für die Produktion von Chemikalien<br />

wie ‚grüne‘ Kunststoffe sein. Auch eine Kooperation<br />

mit dem in rund 15 Kilometern entfernt liegenden Chemiepark<br />

in Brunsbüttel ist vorstellbar.“<br />

FOTO: PRIVAT<br />

57

PRAXIS / TITEL BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Die Raffinerie-Anlagen in Heide (Schleswig-Holstein), genauer gesagt in der Ortschaft Hemmingstedt, soll sukzessive zum Produktionsstandort<br />

für Wasserstoff ausgebaut werden. Es ist eines der vom Bundeswirtschaftsministerium geförderten Reallabore der Energiewende.<br />

Windstromproduktion<br />

in Schleswig-Holstein:<br />

für das Gelingen der<br />

Energiewende und<br />

für eine künftige<br />

Wasserstoffwirtschaft<br />

muss die Produktion<br />

Erneuerbarer Energien<br />

in allen Formen massiv<br />

ausgebaut werden.<br />

Investitionen in LNG-Infrastruktur sinnlos?<br />

Noch ist es aber nicht so weit, obgleich tatsächlich<br />

auch dem Chemiepark Brunsbüttel bereits vor zwei<br />

Jahren mit einer ersten Elektrolyse-Anlage der bescheidene<br />

Start ins Wasserstoffzeitalter gelang. Der<br />

dort erzeugte Wasserstoff gelangt aber nicht in die Chemie,<br />

sondern bislang entweder in die Tanks der noch<br />

wenigen Wasserstoffautos in der nördlichen Elberegion<br />

oder ins Gasnetz von SH Netz. Ob angesichts dieser<br />

Perspektiven der in den Planungen schon weit fortgeschrittene<br />

LNG-Terminal im Brunsbütteler Hafen, der<br />

aus Übersee fossiles Flüssiggas abnehmen soll und<br />

nach Deutschland importieren würde, aber wirklich<br />

langfristig Sinn macht, ist fraglich.<br />

Aber das ist eine andere Baustelle, kehren wir zurück<br />

zur Westküste100. Wenn die Politik ihre eigenen Ansprüche<br />

wirklich erreichen will und folgerichtig die<br />

Industrie im großen Stil bestenfalls dekarbonisiert werden<br />

soll, dann gelinge dies nur dann, wenn die erneuerbaren<br />

Energien weiter ausgebaut werden, verweist<br />

Holcim-Projektleiter Arne Stecher auf einen wunden<br />

Punkt, wenn nicht sogar auf das Nadelöhr schlechthin.<br />

Aus seiner Sicht gibt es einen enormen Bedarf, den das<br />

jetzige (energetische) Niveau aller Sektoren – Strom,<br />

Wärme, Mobilität und Industrie – in Summe abverlangt.<br />

„Ein Ausbau um den Faktor fünf ist erforderlich,<br />

um den Umbau bis 2050 tatsächlich zu bewältigen“,<br />

sagt Stecher.<br />

Autor<br />

Dierk Jensen<br />

Freier Journalist<br />

Bundesstr. 76 · 20144 Hamburg<br />

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dierk.jensen@gmx.de<br />

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FOTOS: JÖRG BÖTHLING<br />

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BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

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PRAXIS / TITEL<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Grün statt Grau für<br />

eine ganze Region<br />

Im Versuchscontainer des<br />

HYPOS-Projektes „H2-Netz“<br />

wird die wasserstofftauglichkeit<br />

von Bauteilen aus der<br />

Gasinfrastruktur, wie Gaszähler<br />

und Strömungswächter,<br />

überprüft.<br />

Das Konsortium HYPOS will im mitteldeutschen Chemiedreieck die Versorgung<br />

flächendeckend von fossilem Erdgas auf grünen Wasserstoff und Biogas umstellen.<br />

Der hochindustrialisierte Ballungsraum bietet dafür beste Voraussetzungen.<br />

Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph<br />

Grüner Wasserstoff, der ohne die Freisetzung<br />

von Treibhausgasen erzeugt wird,<br />

spielt in einem künftigen klimaneutralen<br />

Energiesystem eine Schlüsselrolle. Er bietet<br />

Optionen für die saisonale Speicherung<br />

von Erneuerbarer Energie und ist ein zentrales Medium<br />

für die Sektorenkopplung, aber auch zur Bereitstellung<br />

klimaneutral hergestellter Rohstoffe für die Industrie.<br />

Aus dieser Überzeugung heraus gründete sich bereits<br />

2013 das Konsortium Hydrogen Power Storage & Solutions<br />

East Germany, kurz HYPOS. Es ist ein Zusammenschluss<br />

von 130 überwiegend in Mitteldeutschland<br />

angesiedelten kleinen und mittleren Unternehmen,<br />

Konzernen aus den Bereichen der Grundstoffindustrie<br />

und Energiewirtschaft sowie Forschungseinrichtungen<br />

und Institutionen. Alle gemeinsam verfolgen nach<br />

Aussage von HYPOS-Pressesprecher Florian Thamm<br />

das ehrgeizige Ziel, in dem als mitteldeutsches Chemiedreieck<br />

bezeichneten Ballungsraum um Leuna,<br />

Schkopau und Bitterfeld in Sachsen-Anhalt eine sektorübergreifende<br />

Wasserstoffwirtschaft zu etablieren.<br />

Biomethan soll auch eine Rolle spielen<br />

Stück für Stück, so sieht es die HYPOS-Roadmap vor,<br />

soll sich in den nächsten zehn Jahren der Erdgasanteil<br />

in den Pipelines der Region verringern und im Gegenzug<br />

die Menge an grünen Gasen zunehmen, bis schließlich<br />

der fossile Energieträger vollständig substituiert<br />

ist. Grüne Gase, das heißt hier vor allem aus erneuerbarem<br />

Strom erzeugter Wasserstoff. Aber auch Biomethan<br />

spielt in dem Vorhaben eine Rolle. Schließlich betreibt<br />

die Leipziger Verbundnetz Gas (VNG) AG – ein HYPOS-<br />

Mitstreiter der ersten Stunde – über ihre Tochter Balance<br />

selbst 36 Biogasanlagen mit einer Gesamtleistung<br />

von 150 Megawatt (MW) und gehört damit zu den größten<br />

Biogasproduzenten in Deutschland. Die jüngste<br />

Inbetriebnahme erfolgte im sächsischen Gordemitz.<br />

Seit Ende Januar <strong>2021</strong> speist die Anlage stündlich bis<br />

zu 700 Normkubikmeter (m³) Biomethan ins Netz der<br />

VNG-Tochter Ontras.<br />

Die Bestrebungen, Wasserstoff marktfähig zu machen,<br />

sind nicht neu. In Deutschland gab es dazu in<br />

den 1970er Jahren, ausgelöst durch die Ölkrisen,<br />

schon einmal konkrete Planungen und eine Reihe von<br />

Forschungsvorhaben. Nun soll es endlich klappen.<br />

„Und HYPOS will dabei ganz vorn mitspielen“, betont<br />

Thamm.<br />

Die dafür gewählte Strategie des Hinübergleitens von<br />

der Erdgas- zur grünen Wasserstoffökonomie basiert<br />

übrigens ebenfalls auf einer schon Mitte der 1980er<br />

FOTOS: MITNETZ GAS/NEWSDOC<br />

60

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

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Auf dem Testgelände im Chemiepark Bitterfeld-Wolfen erfolgen seit 2019 an ober- und unterirdisch<br />

verlegten Rohrleitungen mit insgesamt 1,4 km Länge Untersuchungen zur Wasserstofftauglichkeit.<br />

Jahre von Wissenschaftlern aus dem Bereich<br />

der technischen Chemie entwickelten<br />

Idee. Damals war sie noch nicht realisierbar.<br />

Jetzt ist die Ausgangslage jedoch<br />

durch die Zielvorgaben zum Klimaschutz<br />

und vor dem Hintergrund der im Juni vergangenen<br />

Jahres vom Bundeskabinett beschlossenen<br />

Nationalen Wasserstoffstrategie<br />

ungleich günstiger.<br />

Viertgrößtes H2-Leitungsnetz der<br />

Welt in der HYPOS-Region<br />

„In der HYPOS-Region kommt noch eine<br />

für den Wechsel zu grünen Gasen geradezu<br />

ideale Infrastruktur hinzu“, ist Thamm<br />

überzeugt. So gebe es hier bereits das mit<br />

einer Gesamtlänge von rund 200 Kilometern<br />

viertgrößte Wasserstoff-Leitungsnetz<br />

der Welt. Die von der Linde AG betriebenen<br />

Haupt- und Nebenstränge der Trasse verbinden<br />

an sechs Standorten Unternehmen,<br />

wie die hochproduktive TOTAL-Raffinerie<br />

in Leuna, bei denen Wasserstoff zum Teil<br />

als Nebenprodukt anfällt, mit industriellen<br />

Verbrauchern.<br />

Diese benötigen für die Herstellung unterschiedlicher<br />

chemischer Grundstoffe<br />

jährlich 3,6 Milliarden (Mrd.) m³ Wasserstoff.<br />

Gut ein Drittel davon ließe sich nach<br />

Berechnungen des HYPOS-Konsortiums<br />

mittelfristig durch die grüne Variante des<br />

Gases ersetzen. Mit einer möglichen Energiebereitstellung<br />

von jährlich 105 Terawattstunden<br />

(TWh) aus Onshore-Windkraft<br />

und 33 TWh aus Photovoltaikanlagen steht<br />

in der Region die dafür benötigte Menge an<br />

erneuerbarem Strom für die elektrolytische<br />

Erzeugung zur Verfügung.<br />

Ein weiteres Plus: Speicherpotenzial –<br />

häufig ein Nadelöhr in der Wasserstoffwirtschaft<br />

– ist in gewaltigem Umfang erschließbar.<br />

Im nur 20 Kilometer von der<br />

Pipeline entfernten Bad Lauchstädt betreibt<br />

die VNG mehrere Salzkavernen als<br />

Erdgasspeicher. Eine der unterirdischen<br />

Hohlräume mit einem Aufnahmevolumen<br />

von 50 Millionen (Mio.) m³ wird gegenwärtig<br />

für den Betrieb mit reinem Wasserstoff<br />

vorbereitet. Diese Kapazität übertrifft die<br />

in Deutschland in Pumpspeicherkraftwerken<br />

gepufferte Energie um etwa das Vierfache.<br />

Parallel dazu erfolgt die Umwidmung<br />

einer Erdgasleitung für den H 2<br />

-Transport<br />

mit einer Kapazität von 100.000 m³ pro<br />

Stunde zum Anschluss an das bestehende<br />

Wasserstoffnetz im Chemiedreieck.<br />

Das klingt leichter, als es sich in der Praxis<br />

darstellt. Neben einem komplizierten<br />

Genehmigungsverfahren sind viele<br />

technische Probleme zu lösen. Denn reines<br />

Erdgas verhält sich anders als reiner<br />

Wasserstoff, der zudem weltweit noch nie<br />

in solchen Mengen in einer Gaskaverne<br />

gespeichert wurde. Das HYPOS-Verbundvorhaben<br />

„H 2<br />

-Forschungskaverne“ beschäftigt<br />

sich daher zunächst mit Fragen<br />

der Gasdynamik, Dichtheit und mikrobiologischen<br />

Beschaffenheit. Daraus entstehen<br />

zugleich Standards für die Nutzung von<br />

Kavernen zur Wasserstoffspeicherung an<br />

anderen Standorten in Deutschland.<br />

Für Wasserstoffökonomie noch<br />

viele Nüsse zu knacken<br />

Doch die Speicherung ist nur ein Aspekt.<br />

„Beim Aufbau einer grünen Wasser-<br />

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BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Die im Rahmen des HYPOS-Projekts „rSOC“ entwickelte reversible Hochtemperatur-Elektrolyse, hier<br />

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„Für das Wasserstoffmolekül<br />

mit dem<br />

kleinsten Atomgewicht<br />

aller Elemente ist letztlich<br />

jeder Werkstoff nur<br />

ein Gitter, das mehr<br />

oder weniger Schlupflöcher<br />

bietet“<br />

Patrick Becker<br />

stoffökonomie sind noch jede Menge Nüsse<br />

zu knacken“, weiß Thamm. Das betreffe<br />

die gesamte Wertschöpfungskette, von der<br />

Erzeugung des Wasserstoffs mittels Wasserelektrolyse<br />

unter Einsatz von Sonnenund<br />

Windstrom oder durch biologische Verfahren<br />

aus Biomasse über die Verteilung<br />

und Speicherung bis zur effizienten Nutzung.<br />

Vieles davon sei Gegenstand der 34<br />

vom Bundesministerium für Bildung und<br />

Forschung mit insgesamt 45 Mio. Euro geförderten<br />

HYPOS-Verbundvorhaben.<br />

Das Vorhaben „H2-Netz“ beschäftigt sich<br />

beispielsweise mit dem Wasserstofftransport<br />

über Rohrleitungen und der Erhöhung<br />

der Versorgungssicherheit durch mobile<br />

Speichereinheiten. „Das Problem sind<br />

die Pipelines, die während des massiven<br />

Ausbaus des Erdgasnetzes in die Erde gebracht<br />

wurden“, erläutert Patrick Becker,<br />

Projektkoordinator bei der Mitteldeutschen<br />

Netzgesellschaft Gas (MITNETZ GAS). Das<br />

Unternehmen betreibt ein Gasverteilnetz<br />

mit einer Gesamtlänge von 7.000 Kilometern<br />

und ist einer der Verbundpartner beim<br />

HYPOS-Projekt „H2-Netz“.<br />

Durch die für Erdgas ausgelegten Netzbereiche,<br />

und das sei immer noch der größere<br />

Teil, dürfe nur Gas mit einem Anteil von<br />

maximal 20 Prozent Wasserstoff geleitet<br />

werden. Die im Zeitraum davor verlegten<br />

Rohre sind dagegen für Stadtgas konzipiert,<br />

das immerhin einen Anteil von 51<br />

Prozent Wasserstoff enthielt. In jüngerer<br />

Zeit wiederum arbeitet MITNETZ GAS mit<br />

Blick auf den Wechsel zur Wasserstoffökonomie<br />

nach dem „H2-Ready“-Standard.<br />

Das heißt, alle Leitungskomponenten und<br />

Armaturen sind zu 100 Prozent wasserstoffverträglich.<br />

Bei den dazwischen gebauten, nicht wasserstoffgeeigneten<br />

Leitungsabschnitten<br />

besteht die Gefahr der Permeation von H 2<br />

.<br />

Die damit bezeichnete Fähigkeit von Gasen,<br />

Festkörper zu durchdringen, ist beim<br />

Wasserstoff besonders ausgeprägt. „Für<br />

das Wasserstoffmolekül mit dem kleinsten<br />

Atomgewicht aller Elemente ist letztlich jeder<br />

Werkstoff nur ein Gitter, das mehr oder<br />

weniger Schlupflöcher bietet“, verbildlicht<br />

Becker den physikalischen Hintergrund.<br />

Verluste ließen sich beim H 2<br />

-Transport<br />

also niemals gänzlich verhindern. Es gehe<br />

vielmehr darum, die Permeationsrate auf<br />

1 bis 2 Prozent zu minimieren und dies<br />

möglichst auch bei Kunststoffrohren, die<br />

sich um etwa ein Drittel kostengünstiger<br />

FOTO: CARMEN RUDOLPH<br />

62

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

Mischen – Fördern –<br />

Zerkleinern<br />

Mit Messzellen wird im HYPOS-Forschungsprojekt<br />

„H2-Netz“ die Permeationsrate (Gasdurchlässigkeit)<br />

unterschiedlicher Mehrschichtwerkstoffe für<br />

Rohrleitungen untersucht.<br />

verlegen lassen als Pipelines aus Stahlwerkstoffen.<br />

Die Lösung sind Mehrschichtverbundrohre<br />

mit einer eingebetteten Aluminiumummantelung.<br />

Im Rahmen des<br />

Forschungsprojektes „H2-Netz“ werden<br />

auf einem Testgelände im Chemiepark<br />

Bitterfeld-Wolfen seit 2019 verschiedene<br />

Ausführungen solcher Leitungen auf ihre<br />

Wasserstofftauglichkeit im Zusammenhang<br />

mit modernen Verlegetechniken wie<br />

Spülbohren oder Erdrakete untersucht. Ergänzend<br />

dazu arbeiten die Projektpartner<br />

an einem mobilen und modular erweiterbaren<br />

Kurzzeitspeicher zur Gasbereitstellung<br />

bei Spitzenlasten. Die kleinste Einheit<br />

der aktuellen Variante speichert 23<br />

Kilogramm Wasserstoff bei 425 bar. Das<br />

entspricht dem Energiegehalt von knapp<br />

70 Liter Benzin.<br />

Forschung für H 2<br />

-Einsatz in<br />

Immobilien<br />

Ein Forschungsbestandteil ist außerdem<br />

die Riechbarmachung des Wasserstoffes<br />

mittels Odorierung. Die dabei eingesetzten<br />

Odoriermittel dürfen sich jedoch nicht negativ<br />

auf Geräte auswirken, die den Energieträger<br />

Wasserstoff in der Haustechnik<br />

oder für die Mobilität nutzen. Daher gibt es<br />

eine Kooperation mit dem HYPOS-Projekt<br />

„H2-Home“. Hier geht es um die Entwicklung<br />

von Systemen zur Bereitstellung von<br />

elektrischer und thermischer Energie für<br />

Mehrfamilienhäuser und Gewerbeeinrichtungen.<br />

Der bisherige Stand kann (nach Corona)<br />

im sogenannten Wasserstoffdorf auf dem<br />

Testgelände Bitterfeld-Wolfen besichtigt<br />

werden. Dabei handelt es sich um ein<br />

Wasserstoff-BHKW auf Basis einer Niedertemperatur-PEM-Brennstoffzelle<br />

mit 5<br />

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FOTOS: MITNETZ GAS , INHOUSE ENGINEERING GMBH<br />

Das von der Firma<br />

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klimatisiert den HYPOS-<br />

Ausstellungspavillon<br />

auf dem Testgelände im<br />

Chemiepark Bitterfeld-<br />

Wolfen. Der elektrische<br />

Wirkungsgrad beträgt<br />

50 %, der Gesamtwirkungsgrad<br />

95 %.<br />

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BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Beim Ausbau des Gasnetzes oder<br />

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einigen Jahren nach dem „H2-Ready“-<br />

Standard. Das heißt, alle Leitungskomponenten<br />

und Armaturen sind zu 100<br />

Prozent wasserstoffverträglich.<br />

kW thermischer Leistung des Projektpartners inhouse<br />

engineering, das im Zusammenspiel mit einem wasserstoffbasierten<br />

Wärmeerzeugungsmodul mit 14 kW<br />

Wärmeleistung einen Ausstellungspavillon über Heizund<br />

Kühlelemente klimatisiert.<br />

Eher für großtechnische Anwendungen ist die Festoxid-<br />

Brennstoffzelle mit einer Leistung von 180 kWel im<br />

Rahmen des HYPOS-Projekts „rSOC“ konzipiert. Eine<br />

Besonderheit ist die Möglichkeit des Wechsels vom Betriebsmodus<br />

der Wasserstofferzeugung aus Ökostrom<br />

zum Wasserstoffverbrauch für die Strom- und Wärmeproduktion.<br />

Dadurch erreicht die Anlage eine höhere<br />

Auslastung und ist betriebswirtschaftlich attraktiver.<br />

Das am Vorhaben beteiligte<br />

Dresdener Unternehmen Sunfire<br />

produziert aus dem Wasserstoff<br />

synthetische Kraftstoffe (e-Fuel).<br />

„Die meisten der HYPOS-Forschungsprojekte,<br />

die sich neben<br />

technischen Aspekten auch mit<br />

Fragen der Sicherheit, Wirtschaftlichkeit<br />

und der Akzeptanz in der<br />

Bevölkerung beschäftigten, sind<br />

mittlerweile beendet oder stehen<br />

vor dem Abschluss. Die reiche<br />

Ausbeute an wissenschaftlichen<br />

Ergebnissen und praktischen Erfahrungen fließt jetzt<br />

in die zweite, bis 2032 geplante Phase des Aufbaus einer<br />

flächendeckenden grünen Wasserstoffwirtschaft“,<br />

informiert Thamm.<br />

Großelektrolyseure in Reallaboren<br />

Kernelement sei das Projekt „GreenHydroChem Mitteldeutschland“,<br />

das vom BMWi als einer der Gewinner<br />

im Ideenwettbewerb „Reallabor der Energiewende“<br />

ausgewählt wurde. Im Detail umfasst das bis 2024 zu<br />

realisierende Vorhaben den Bau von Großelektrolysen<br />

an den Standorten Leuna mit einer Kapazität von bis zu<br />

100 Megawatt sowie Bad Lauchstädt mit einer Kapazität<br />

von bis zu 40 Megawatt.<br />

In Bad Lauchstädt soll zudem durch Verwendung des<br />

Stroms aus einem angrenzenden Windpark mit 40 MW<br />

Spitzenleistung für den Elektrolyseur und die Einbeziehung<br />

der bereits erwähnten Forschungskaverne sowie<br />

den Transport des Wasserstoffs zu Großabnehmern wie<br />

die Raffinerie Leuna erstmals das Zusammenspiel aller<br />

Komponenten der H 2<br />

-Wertschöpfungskette praktisch<br />

erprobt werden.<br />

Dies wäre nicht weniger als die Generalprobe für die<br />

Sektorenkopplung in einer grünen Wasserstoffökonomie.<br />

Das Brennstoffzellenfahrzeug Opel HydroGen4 fährt mit einer Tankfüllung von 4,2 kg H 2<br />

bis zu 420 km. Eine Befüllung mit vorgekühltem Wasserstoff soll nur 3 Minuten dauern.<br />

Wegen der praktisch emissionsfreien Energieumwandlung ist die Mobilität ein wichtiger<br />

Anwendungsbereich für grüne Gase.<br />

Autor<br />

Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph<br />

Freier Journalist ∙ Rudolph Reportagen – Landwirtschaft,<br />

Umwelt, Erneuerbare Energien<br />

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03 43 45/26 90 40<br />

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FOTOS: CARMEN RUDOLPH<br />

64

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

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65

PRAXIS / TITEL<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

INTERVIEW<br />

Auf dem Weg zum sauberen<br />

Antrieb im Schwerlastverkehr<br />

Wie sieht der Schwerlastverkehr von morgen aus? Klar ist, dass auch dieser Bereich der Mobilität seinen<br />

Beitrag zum Erreichen der Klimaziele leisten muss. Das Potenzial für Biomethan in diesem Sektor ist<br />

vorhanden und wartet nur darauf, genutzt zu werden. Eine intelligente Kombination erneuerbarer Gase<br />

könnte aus einem Mix aus Wasserstoffantrieb, CNG und Bio-LNG bestehen. Wo die Herausforderungen<br />

im Schwerlastverkehr liegen, erläutert in einem Gespräch Raoul Koenig, Head of Bio-LNG Value Chain<br />

Development Europe & Africa, Shell Deutschland Oil GmbH.<br />

Interviewer: Thomas Gaul<br />

Shell-LNG-Zapfsäule.<br />

Biogas Journal: Herr Koenig, wie beurteilt<br />

Shell die Marktentwicklung für LNG beziehungsweise<br />

Bio-LNG?<br />

Raoul Koenig: Aus unserer Sicht entwickelt<br />

sich der Markt für LNG im Güterfernverkehr<br />

sehr gut. Tatsächlich übertreffen<br />

die Mengen, die wir an unseren neuen<br />

Shell-LNG-Stationen verkaufen, unsere<br />

Erwartungen. Das hat zum einen damit zu<br />

tun, dass immer mehr Speditionskunden<br />

einen besseren CO 2<br />

-Fußabdruck in der Logistik<br />

ihrer Waren fordern. LNG ist da derzeit<br />

die einzige verfügbare, ausgereifte und<br />

wirtschaftliche Alternative zu Diesel, die es<br />

Speditionen erlaubt, das Emissionsprofil<br />

ihrer Flotten merklich zu senken.<br />

Wichtig ist zum anderen, dass die Transportunternehmen<br />

dabei wettbewerbsfähig<br />

bleiben. Dafür spielt die Mautbefreiung für<br />

LNG-betriebene Lkw eine wichtige Rolle<br />

und hat geholfen, den Markt in Schwung<br />

zu bringen.<br />

Es gilt jetzt, diesen Schwung nicht zu<br />

verlieren und so das Potenzial für Emissionsverbesserungen<br />

nicht abzuwürgen. Die<br />

drängenden Klimaherausforderungen und<br />

höher gesteckten Klimaziele erfordern,<br />

dass wir alle Register ziehen.<br />

Biogas Journal: Wie weit will Shell in der<br />

Wertschöpfungskette ansetzen – angefangen<br />

beim Biomethan, das dann zu Bio-LNG<br />

verflüssigt wird?<br />

Koenig: Shell arbeitet mit Hochdruck<br />

am Aufbau einer vollständigen Lieferkette<br />

für Bio-LNG. Neben der Beschaffung<br />

von Biomethan im Markt schauen wir uns<br />

auch Optionen für die Produktion von Biomethan<br />

an. Das führt dann weiter über<br />

die Gas-Verflüssigungsanlage, die wir im<br />

Shell Energy and Chemicals Park Rheinland<br />

bauen wollen. Hier stehen wir kurz<br />

vor Fertigstellung der Unterlagen für den<br />

Genehmigungsantrag zum Bau. Wir hoffen<br />

sehr, bis zum Herbst grünes Licht von den<br />

Behörden zu erhalten. In der Anlage wollen<br />

wir dann ab 2023 CO 2<br />

-neutrales LNG<br />

auf Basis von Bio-Methan produzieren, um<br />

unser schnell wachsendes Netz an Shell-<br />

LNG-Tankstellen zu versorgen.<br />

Biogas Journal: Wie könnte eine Zusammenarbeit<br />

mit Biomethanproduzenten<br />

aussehen?<br />

Koenig: Da sind wir relativ offen. Das<br />

reicht von Spot-Käufen, Lieferverträgen<br />

unterschiedlicher Laufzeiten bis hin zu<br />

möglichen Beteiligungen, Joint-Ventures<br />

oder auch der vollständigen Übernahme<br />

oder sogar eigenen Bauprojekten. Das gilt<br />

nicht nur für Biomethan, sondern auch für<br />

verflüssigtes Produkt – also das Bio-LNG.<br />

Wichtig ist, dass es für alle Beteiligten<br />

passt.<br />

Biogas Journal: Welche Pläne gibt es für<br />

den Aufbau einer entsprechenden Infrastruktur,<br />

vor allem Tankstellen?<br />

Koenig: Bis 2023 wollen wir unser LNG-<br />

Tankstellennetz in Deutschland auf 35 bis<br />

40 Stationen ausgebaut haben. Wir machen<br />

trotz der Pandemie große Fortschritte<br />

in unserem Bauprogramm und haben<br />

mittlerweile 12 LNG-Stationen am Netz<br />

und decken damit bereits die wichtigsten<br />

Fernverkehrsrouten ganz gut ab. Bis Ende<br />

dieses Jahres wollen wir weitere 15 Tankstellen<br />

fertigstellen.<br />

FOTOS: SHELL<br />

66

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

INNOVATIVE<br />

EINBRINGTECHNIK<br />

FÜR BIOGAS- UND<br />

RECYCLINGANLAGEN<br />

PRAXIS / TITEL<br />

Biogas Journal: Lassen sich die Investitionen<br />

in diesem Bereich für die nächsten<br />

Jahre beziffern?<br />

Koenig: Die Investitionen sind beträchtlich,<br />

aber haben Sie Verständnis, dass wir<br />

keine Zahlen veröffentlichen.<br />

NEU!<br />

Jetzt auch als BIG-Mix Globe!<br />

Der BIG-Mix im ISO Seecontainer<br />

für den weltweiten Einsatz.<br />

Raoul Koenig<br />

Biogas Journal: Hängt ein weiterer Ausbau<br />

der Infrastruktur von der Zahl der zugelassenen<br />

LNG-Trucks ab?<br />

Koenig: Wir meinen, dass unser Plan bis<br />

2023 eine sehr gute Abdeckung ermöglicht<br />

und der Dynamik der Marktentwicklung<br />

entspricht. Wir sind ja auch nicht die<br />

einzigen, die in LNG investieren, sondern<br />

haben Nachahmer gefunden,<br />

die den Markt bereichern.<br />

BIG-Mix 35 bis 313m³<br />

effektiver Vorschub bei niedrigem<br />

Eigenstromverbrauch<br />

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Biogas Journal: Wie ist die europäische<br />

Perspektive – sind<br />

die Entwicklungen bezüglich<br />

des Markthochlaufs von Bio-<br />

LNG unterschiedlich?<br />

Koenig: Shell strebt an, in den<br />

Ländern, wo wir LNG-Stationen<br />

bauen und eröffnen, in<br />

weiterer Folge ebenfalls Bio-<br />

LNG für die Transportkunden<br />

anzubieten, um die Dekarbonisierung<br />

für dieses Segments<br />

voranzutreiben. Aufgrund lokaler<br />

Gesetzgebungen und auch der Verfügbarkeit<br />

von Bio-LNG ist der Markthochlauf<br />

allerdings unterschiedlich. Wir beobachten<br />

in einigen europäischen Ländern wie<br />

Schweden, den Niederlanden, Deutschland<br />

und Italien erhebliche Bestrebungen,<br />

eine Bio-LNG Produktionsinfrastruktur<br />

aufzubauen. Das ist unbedingt notwendig,<br />

denn ohne Versorgungsausbau wird es<br />

schwierig. Das Gleiche gilt allerdings auch<br />

für die Nachfrageseite, die ganz wesentlich<br />

von der Wettbewerbsfähigkeit abhängt und<br />

vorteilhafte Rahmenbedingungen braucht,<br />

um die höheren Anschaffungskosten für<br />

die Fahrzeuge zu kompensieren.<br />

Ein mit LNG-Kraftstoff betriebener Lkw von Shell,<br />

der Kraftstoffe zu Tankstellen liefert.<br />

Biogas Journal: Welche Hemmnisse sehen<br />

Sie bei der Implementierung von Bio-LNG<br />

im Schwerlastverkehr?<br />

Koenig: Der Verkehrssektor gilt als einer<br />

der schwer zu dekarbonisierenden Sektoren<br />

und steht gleichzeitig für einen beträchtlichen<br />

Anteil an CO 2<br />

-Emissionen.<br />

Lkw repräsentieren knapp 6 Prozent aller<br />

Fahrzeuge auf deutschen Straßen, aber 30<br />

Prozent der gesamten Verkehrsemissionen.<br />

Auf die gesamtdeutschen CO 2<br />

-Emissionen<br />

bezogen macht das knapp 6 Prozent aus.<br />

Daher ist es ungeheuer wichtig, verlässliche<br />

unterstützende Rahmenbedingungen<br />

für LNG und insbesondere Bio-LNG zu<br />

haben, weil damit sehr schnell merkliche<br />

positive Effekte erzielt werden können. Die<br />

finanzielle Förderung der Anschaffung von<br />

LNG-Lkw durch den Bund und die Mautbefreiung<br />

haben zum Marktaufbau beigetragen.<br />

Die Anschaffungsförderung ist allerdings<br />

ausgelaufen und die Mautbefreiung<br />

zeitlich sehr begrenzt. Dadurch herrscht<br />

Unsicherheit in der Transportbranche, ob<br />

die Wettbewerbsfähigkeit über die Investitionszyklen<br />

hinweg gegeben ist.<br />

Praktisch gesprochen: Ein Langstrecken-<br />

Lkw ist nach Neuanschaffung durchschnittlich<br />

etwa vier Jahre im Dienst, bis<br />

er ausgetauscht wird. Wer <strong>2021</strong> einen<br />

LNG-Lkw kauft, der deutlich teurer ist als<br />

ein Dieselmodell, macht sich natürlich Gedanken,<br />

ob er die erhöhten Anschaffungskosten<br />

über die Mautbefreiung noch<br />

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PRAXIS / TITEL<br />

CO 2 -neutraler Kraftstoff für LNG-Lkw<br />

Wie Shell Bio-LNG deutschlandweit auf die Straße bringt<br />

CO 2 -neutraler Kraftstoff für LNG-Lkw<br />

Wie Shell Bio-LNG deutschlandweit auf die Straße bringt<br />

Copyright of of Shell International Deutschland Oil B.V. Oil GmbH<br />

Erdgas<br />

Bio-Methan<br />

Aus Gülle erzeugtes Biomethan wird bilanziell in in der der EU-Erneuerbare-Energien-Richtlinie<br />

mit mit -88 -88 gCO 2e/MJ bewertet, da da Methanemissionen vermieden werden.<br />

Copyright of Shell International B.V.<br />

Copyright of Shell Deutschland Oil GmbH<br />

Erdgas<br />

Bio-Methan<br />

Aus Gülle erzeugtes Biomethan wird bilanziell in der EU-Erneuerbare-Energien-Richtlinie<br />

mit -88 gCO 2e/MJ bewertet, da Methanemissionen vermieden werden.<br />

Potenzial zur Einsparung<br />

von bis zu jährlich<br />

1 Mio. Tonnen CO 2<br />

Potenzial Shell LNG<br />

im Schwerlastverkehr<br />

zur Einsparung<br />

von bis zu jährlich<br />

1 Mio. Tonnen CO 2<br />

im Schwerlastverkehr<br />

Shell LNG<br />

im Schwerlastverkehr<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

• Bio-Methan-<br />

Produktion/Beschaffung<br />

• Gas-Verflüssigung •• Bio-Methan- in<br />

eigener 100kt-Anlage<br />

Produktion/Beschaffung<br />

• Sukzessive •• Gas-Verflüssigung Umstellung der in in<br />

eigenen Tankwagen-Flotte<br />

eigener 100kt-Anlage<br />

• Expansion •• Sukzessive des dt. Shell Umstellung LNG-<br />

der<br />

Tankstellennetzes eigenen Tankwagen-Flotte<br />

auf<br />

35-40 Stationen<br />

•• Expansion des dt. Shell LNG-<br />

• Umsetzungszeitrahmen<br />

Tankstellennetzes auf<br />

ca. drei Jahre* 35-40 Stationen<br />

*) vorbehaltlich behördlicher Genehmigungen<br />

•• Umsetzungszeitrahmen<br />

ca. drei Jahre*<br />

*) *) vorbehaltlich behördlicher Genehmigungen<br />

1<br />

1 1<br />

amortisieren und somit wettbewerbsfähig<br />

bleiben kann. Die entstehende Unsicherheit<br />

können wir uns als Gesellschaft in<br />

Anbetracht der Klimaziele nicht leisten. Es<br />

braucht also praktikable Alternativkonzepte<br />

zur Mautbefreiung. Denkbar wäre zum<br />

Beispiel, einen Anreiz über vergünstigte<br />

Energiesteuer für Bio-LNG zu geben.<br />

Biogas Journal: Welche Bereiche könnten<br />

abgesehen vom Schwerlastverkehr noch<br />

interessant sein?<br />

Koenig: LNG ist auch in der Schifffahrt bislang<br />

die einzige ausgereifte Alternative zu<br />

traditionellen Antriebskonzepten und kann<br />

so heute dazu beitragen, die Treibhausgasemissionen<br />

zu senken. Im Vergleich zu<br />

Schweröl reduziert LNG von der Extraktion<br />

bis zur Verbrennung die Treibhausgasemissionen<br />

bei 2-Takt-Motoren mit langsamer<br />

Geschwindigkeit um bis zu 21 Prozent und<br />

bei 4-Takt-Motoren mit mittlerer Geschwindigkeit<br />

um bis zu 15 Prozent.<br />

Es kann auch mit Brennstoffzellen verwendet<br />

werden, um die Entwicklung dieser<br />

Schlüsseltechnologie zu unterstützen. Auf<br />

diese Weise kann LNG eine entscheidende<br />

Rolle dabei spielen, dem Sektor zu helfen,<br />

seine Emissionen heute zu senken und<br />

Technologien für die emissionsfreien Kraftstoffe<br />

der Zukunft zu entwickeln.<br />

Shell hat gerade Verträge zum Charter<br />

von zehn neuen Rohöltankern mit Dual-<br />

Fuel-Flüssigerdgasmotoren (LNG) unterzeichnet.<br />

Alle zehn Schiffe werden<br />

mit Hauptmotoren ausgestattet sein, die<br />

geringstmöglichen Methanschlupf und<br />

höchste Kraftstoffeffizienz aufweisen,<br />

einschließlich rund 20 Prozent geringerem<br />

Kraftstoffverbrauch im Vergleich zu<br />

Eco-Supertankern. Damit investiert Shell<br />

weiterhin deutlich in LNG für seine langfristige<br />

Charterflotte, die bis Ende <strong>2021</strong><br />

bereits 14 Schiffe in Betrieb haben wird.<br />

Die Aufträge werden voraussichtlich die<br />

gesamte globale Dual-Fuel-LNG-Flotte auf<br />

475 Schiffe erhöhen. Dies markiert einen<br />

weiteren wichtigen Schritt in Richtung der<br />

im Shell-LNG-Outlook <strong>2021</strong> prognostizierten<br />

Verdoppelung der mit LNG-betriebenen<br />

Schiffe bis 2023, da die Reeder auf Kundenwünsche<br />

nach den saubersten verfügbaren<br />

Technologien reagieren.<br />

Biogas Journal: Welche Rolle spielen<br />

Bio-LNG beziehungsweise biobasierte<br />

Kraftstoffe bei Shell auf dem Weg zum klimaneutralen<br />

Unternehmen?<br />

Koenig: Bio-LNG und andere Bio-Kraftstoffe<br />

sind ein wichtiger Bestandteil im Kraftstoffmosaik<br />

von Shell, denn es gibt nicht<br />

den einen Königsweg zur Dekarbonisierung<br />

des Transportbereichs. Das hat mit unterschiedlichen<br />

Reifegraden der Technologien,<br />

unterschiedlichen Anforderungen<br />

in den Anwendungsgebieten und unterschiedlichen<br />

Zeitachsen zu tun.<br />

Der Weg zu sauberen Antrieben hat also<br />

mehrere Pfade. Gemein ist ihnen, dass<br />

sie ihren Anfang in Erneuerbaren Energien<br />

nehmen: Wind, Solar und Biomasse. Diese<br />

Energie gilt es sprichwörtlich auf die Straße<br />

zu bringen – entweder als Elektron über<br />

Batterieantrieb mit Strom aus dem Netz<br />

oder der Brennstoffzelle mit Wasserstoff<br />

gefüttert oder als Molekül für die uns vertrauten<br />

Verbrennungsmotoren.<br />

Das sind die Biokraftstoffe der neuen Generation<br />

und auch Bio-LNG. Denkbar sind<br />

perspektivisch eFuels, wo die meisten an<br />

synthetischen Diesel denken. Aber auch<br />

eLNG durchaus eine Option und gegebenenfalls<br />

sogar kostengünstiger sein könnte.<br />

Der Verbrennungsmotor ist also keineswegs<br />

tot: Darin steckt große Energieeffizienz,<br />

vertraute und ausgereifte Technik, Reichweite,<br />

und wir haben wettbewerbsfähige<br />

CO 2<br />

-arme und sogar CO 2<br />

-freie Kraftstoffoptionen.<br />

Die Zeithorizonte sind allerdings<br />

sehr unterschiedlich.<br />

Tatsache ist, dass Biokraftstoffe den bisher<br />

größten Beitrag zur THG-Reduktion im Güterverkehr<br />

leisten. Wir glauben, dass es mit<br />

(co)hydrierten Biokomponenten aus Abfallstoffen<br />

noch besser geht. Der Beitrag von<br />

nachhaltigen Biokraftstoffen sollte auch<br />

durch die Implementierung der RED II in<br />

Deutschland weiter gewürdigt werden.<br />

Biogas Journal: Herr Koenig, vielen Dank<br />

für das Gespräch!<br />

Interviewer<br />

Thomas Gaul<br />

Freier Journalist<br />

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68

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

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PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

„Biogas rein – grüner<br />

Wasserstoff raus“<br />

Die Firmengruppe WS hat unter ihrer Tochter BtX GmbH einen<br />

Biogas-Reformer entwickelt, um Wasserstoff zu gewinnen. Die<br />

Miniaturisierung des Systems auf Containergröße ist gelungen<br />

und wird in wenigen Wochen erstmals vorgestellt. Von links:<br />

Geschäftsführer Dr. Roland Berger (eflox GmbH), Dr. Andy Gradel<br />

(BtX GmbH) und Dr. Martin Schönfelder (WS-Wärmeprozesstechnik<br />

GmbH) in der Fertigungshalle in Renningen.<br />

Eine lokale Wasserstoff-Wirtschaft an der<br />

Biogasanlage: Der BtX-Reformer einer<br />

schwäbisch-fränkischen Kooperation soll<br />

das möglich machen.<br />

Von Dipl.-Ing. Heinz Wraneschitz<br />

Nein, mit dem aktuellen Hype rund um Grünen<br />

Wasserstoff, mit den zig Millionen,<br />

wenn nicht Milliarden Euro Fördermitteln<br />

von Bund und Ländern hat es nicht direkt<br />

zu tun, was bei der BtX energy GmbH in<br />

Hof/Saale gerade entsteht. Oder besser: Was in Renningen<br />

nahe Stuttgart dieser Tage in zwei Container gepackt<br />

worden ist. Denn eigentlich steht im Zentrum das<br />

System, mit dem das Start-Up-Unternehmen aus dem<br />

Umfeld der Hochschule Hof an den Markt gehen will,<br />

eine Technologie-Komponente, mit der sich die schwäbische<br />

Firma WS Reformer GmbH seit langer Zeit am<br />

Markt behauptet: ein Steam-(Wasserdampf-)Reformer,<br />

der aus Erdgas Wasserstoff (H 2<br />

) gewinnt.<br />

Zwischen Hof in Nordostoberfranken und Renningen<br />

im Kreis Böblingen liegen 344 Autobahnkilometer. Wie<br />

oft Dr.-Ing. Andy Gradel die Strecke in den vergangenen<br />

Jahren hin- und zurückgefahren ist, ist nicht bekannt.<br />

Schon im Rahmen seiner Promotion hat der 30-jährige<br />

gelernte Maschinenbauer und Leitende Ingenieur<br />

am Institut für Wasser- und Energiemanagement der<br />

Hochschule Hof (iwe) eng mit der WS-Gruppe zusammengearbeitet.<br />

Bei BtX haben sich Gradel und seine Industriepartner<br />

aus der WS sogar vertraglich zusammengetan. Der Hofer<br />

Jung-Promovierte sowie die beiden gestandenen<br />

WS-Manager Dr. Martin Schönfelder und Dr.-Ing. Joachim<br />

Wünning führen die Geschäfte der Neugründung<br />

gemeinsam. Zum BtX-Team zählt auch noch Gradels<br />

Hofer iwe-Chef Professor Dr.-Ing. Tobias Plessing.<br />

Zwei Themenfelder haben sie sich ausgesucht, auf<br />

denen sie gute Marktchancen sehen: Zum einen steht<br />

da eine innovative Holzvergaser-Technologie, Gradels<br />

Promotionsthema. „Unser Vergaser basiert auf der<br />

Nutzung der prozesseigenen Holzkohle als Teerfilter.<br />

Dadurch erreichen wir einen deutlich wartungsärmeren<br />

und gleichzeitig flexibleren Betrieb der Anlage<br />

im Vergleich zum derzeitigen Stand der Technik. Das<br />

macht unseren Holzvergaser finanziell attraktiv“, ist er<br />

überzeugt. Doch bis das System marktreif ist, gilt es<br />

daran noch einiges zu erforschen.<br />

System im Container<br />

Der zweite aktuelle Geschäftsbereich von BtX ist die<br />

Reformierung von Biogas zu Wasserstoff (H 2<br />

). Mit einem<br />

Container basierten System sollen Biogasanlagen-<br />

Betreiber eine Alternative zur bisher überwiegenden<br />

Stromerzeugung aus Biogas bekommen. Denn wenn<br />

das Ende der ersten 20 Jahre EEG-Förderung naht, sehen<br />

viele gerade bäuerliche Anlagenbesitzer vor allem<br />

zwei Möglichkeiten: stilllegen oder mit hohem Aufwand<br />

flexibilisieren, also Blockheizkraftwerke zubauen und<br />

den Gasspeicher erweitern, um den Netzbetreibern<br />

kurzfristig höhere Stromleistungen liefern zu können.<br />

FOTOS: HEINZ WRANESCHITZ<br />

70

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> PRAXIS<br />

Wie funktioniert der<br />

BtX-Reformer als System?<br />

Es klingt wirklich nicht nach Hexenwerk: Das Biogas wird auf<br />

10 bar komprimiert. Dann gelangt es zum Reformer. Das CH 4<br />

wird mit Wasserdampf (400 °C) unter hoher Brenner-Temperatur<br />

(850 °C) mithilfe eines Katalysators in H 2<br />

und CO 2<br />

umgewandelt.<br />

Um das H 2<br />

zum Beispiel an der Zapfsäule nutzen zu können,<br />

muss es nach dem Durchlaufen von 12 Absorberkolonnen auf<br />

350 bar Druck komprimiert und puffergespeichert werden. Das<br />

Restgas – dessen Verwertung ist eine zentrale Stärke des patentierten<br />

FLOX ® -Brenners – wird wieder zum Biogas-Einlass des<br />

Reformers zurückgeführt. Und am Ende des Prozesses steht eine<br />

CO-Analyse: Der Wasserstoff darf weniger als 0,2 ppm davon<br />

enthalten.<br />

Für das Verfahren ist nur wenig Aufbereitung notwendig: Das<br />

Biogas muss vor allem vom enthaltenen Schwefel-Wasserstoff<br />

(H 2<br />

S) befreit werden; das saubere Wasser muss – ähnlich wie<br />

beim Dampfbügeleisen sinnvoll – von Ionen befreit werden.<br />

„Biogas rein – grüner Wasserstoff raus“, fasst Andy Gradel das<br />

Ganze in fünf Worten zusammen.<br />

WRA<br />

Die H 2<br />

-Erzeugung sieht BtX „als eine Lösung für das<br />

Problem“, sagen Gradel, Schönfelder und Dr.-Ing. Roland<br />

Berger unisono. Berger ist Geschäftsführer der e-<br />

flox GmbH: Diese Firma baut vor allem Verbrennungsanlagen<br />

für die Energietechnik. Für die flammenlose<br />

Verbrennungstechnologie (FLOX ® ) bekamen die Erfinder<br />

bei WS im Jahr 2011 den deutschen Umweltpreis<br />

der Deutschen Bundesstiftung Umwelt. Heute kümmert<br />

sich die Ausgründung e-flox um Sonderbrennerund<br />

Anlagenherstellung, natürlich ebenfalls am WS-<br />

Standort Renningen.<br />

„Trotz dieser Miniaturisierung<br />

ist der Wirkungsgrad nicht<br />

schlechter als bei den großen<br />

Anlagen“<br />

Martin Schönfelder<br />

Traditionell stellt die WS-Gruppe hauptsächlich energieffiziente<br />

und emissionsarme Gasbrenner für Wärmebehandlungsanlagen<br />

sowie Reformer her, die H 2<br />

aus<br />

dem Energieträger Erdgas gewinnen. Eigentlich ist die<br />

Dampfreformierung vor allem ein großtechnischer Prozess.<br />

Doch dank all der vielfältigen Vorarbeiten und Erfahrungen<br />

sah man sich in Renningen in der Lage, auch<br />

Komponenten herzustellen, die für die Gasmengen in<br />

jener Größenordnung passen, die übliche Biogasanlagen<br />

zum Beispiel am Bauernhof liefern, also für die<br />

400- oder 500-kW el<br />

-Klasse.<br />

„Wir haben den ganzen Prozess in den vergangenen<br />

20 Jahren so skaliert, dass er in zwei Container passt“,<br />

erklärt WS-Geschäftsführer Martin Schönfelder. Kernstück<br />

ist dabei der patentiert FLOX-Brenner, der für<br />

die notwendige Temperatur im Reformer sorgt. „Trotz<br />

dieser Miniaturisierung ist der Wirkungsgrad nicht<br />

schlechter als bei den großen Anlagen“, stellt er ausdrücklich<br />

heraus.<br />

Im Februar <strong>2021</strong> stand einer dieser miniaturisierten Reformer<br />

– er wiegt trotzdem noch über 2,5 Tonnen –<br />

Im Kern des Reformers<br />

steckt der bewährte<br />

FLOX ® -Brenner.<br />

71

PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Viel Sicherheits- und Messtechnik ist notwendig.<br />

Gas- und Luftführungsrohre mit Sensorik.<br />

bereit für den Abtransport in der Werkhalle von WS.<br />

Inzwischen wird er mit den notwendigen Nebenanlagen<br />

in zwei 40-Zoll-Container eingebaut, Gesamtgewicht: 6<br />

Tonnen. Nach dem Systemtest auf dem Werksgelände<br />

geht die Anlage in den Feldtest auf eine Biogasanlage.<br />

Wo genau, das wurde noch nicht verraten.<br />

Das fränkische Hof ist nach Renningen und Haiger/Hessen<br />

der dritte Standort der WS-Gruppe. Die beschäftigt<br />

insgesamt etwa 150 Menschen, „nur ein paar davon<br />

sind in Hof“, wie Martin Schönfelder anmerkt. Doch<br />

wenn die Ideen Wirklichkeit werden, die man mit der<br />

Tochter BtX hat – die soll schlüsselfertige Anlagen, gebaut<br />

von e-flox, in unterschiedlichste Projekte integrieren<br />

–, könnten es auch dort schnell mehr werden. Doch<br />

der WS-Mann stellt auch klar: Man werde künftig nicht<br />

nur Komplettanlagen, sondern auch die Komponente<br />

Biogas-Reformer alleine anbieten, beispielsweise für<br />

Systemintegratoren oder Biogasanlagenhersteller.<br />

Lokale Wertschöpfung generieren<br />

„Wir glauben, dass unser System der Einstieg in die lokale<br />

Wertschöpfung mit Grünem Wasserstoff sein könnte.<br />

Denn viele Biogasanlagenbetreiber suchen dringend<br />

eine Möglichkeit, mit ihren Post-EEG-Anlagen raus aus<br />

diesem System zu kommen.“ Die Anlage könne den<br />

Betreibern ein eigenständiges, neues Geschäft ermöglichen:<br />

„Grünen Wasserstoff für die Mobilität und<br />

andere lokale Anwendungen, die regionale Wertschöpfungskette<br />

hat man so selber in der Hand. Und der<br />

Rückhalt in der Bevölkerung ist bei dezentralen Konzepten<br />

eher gegeben. Die Vorteile liegen auf der Hand:<br />

schnelle Verfügbarkeit und verlässliche Produktion bei<br />

Tag und Nacht aufgrund der hohen Volllaststundenzahl<br />

und gleichmäßigen Produktion der Biogasanlage“, sagt<br />

Martin Schönfelder.<br />

Eine Biogasanlage, die bisher ein 400-kW-Blockheizkraftwerk<br />

(BHKW) versorgt habe, könne durch die BtX-<br />

Technik 160 Tonnen H 2<br />

im Jahr produzieren, nennt<br />

Andy Gradel konkrete Energiemengen. Der Umwandlungswirkungsgrad<br />

sei im Übrigen mindestens so gut<br />

wie mit der Elektrolyse: Für die Herstellung von 1 Kilogramm<br />

H 2<br />

sind etwa 50 Kilowattstunden Energie notwendig.<br />

Im Vergleich zur Elektrolyse mit Biogas erzeugtem<br />

Strom bringe die direkte stoffliche Umwandlung im<br />

Dampfreformer etwa eine Verdoppelung der H 2<br />

-Menge.<br />

Ähnlich wie im BHKW bleibt auch bei der Biogas-to-<br />

Hydrogen-Technik zwischen 20 und 30 Prozent Wärme<br />

übrig, die beispielsweise für die Beheizung des Fermenters<br />

oder als Nahwärme genutzt werden kann. Und<br />

weil das Abgas sehr sauber sei, könne das darin enthaltene<br />

CO 2<br />

abgetrennt und zum Beispiel von Landwirten<br />

als Dünger für Gewächshäuser genutzt werden, ergänzt<br />

Gradel.<br />

Die Technik selber „ist nichts revolutionär Neues. Aber<br />

alles muss zusammenpassen und funktionieren“, und<br />

das sei eben dank des langjährigen Erfahrungsschatzes<br />

von WS gelungen, stellt Roland Berger heraus. Der<br />

Preis für ein solches System: 1,5 bis 2,5 Millionen<br />

Euro, je nach Größenklasse. „Das ist zurzeit billiger als<br />

eine Elektrolyse“, ergänzt er. BtX-Forscher Gradel stellt<br />

dazu klar: „Nur die Forschung wird derzeit gefördert,<br />

nicht aber die Anwendung. Kosten und Risiko des Demonstrationsprojekts<br />

stemmen wir selbst.“<br />

Kraftstoff für lokale Flotten<br />

Aber was stellt der Anlagenbetreiber mit dem gewonnenen<br />

Wasserstoff an? Natürlich könne man den als<br />

Druck- oder Flüssig-H 2<br />

umliegenden Unternehmen liefern,<br />

zum Beispiel Chemiefirmen. Aber sehr sinnvoll<br />

sei es beispielsweise, wenn kommunale Grünabfall-<br />

Biogasanlagen ihre Müll-Fahrzeugflotte auf Brennstoffzellenantrieb<br />

umstellen und das H 2<br />

in einer Betriebshoftankstelle<br />

selber nutzen würden. Dasselbe gelte<br />

natürlich für die Landmaschinen von Bauern. Aber<br />

auch die Belieferung öffentlicher H 2<br />

-Tankstellen ist<br />

vorstellbar: „Mit einem Trailer oder Wechselbrücken.<br />

72

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> PRAXIS<br />

Konventioneller Stahl-Maschinenbau dominiert den Biogas-Reformer.<br />

Es sollte halt nicht zu weit weg sein, denn<br />

genau dann spielt das dezentrale Konzept<br />

seine größte Stärke aus“, so Andy Gradel.<br />

„Ich will die Elektrolyse nicht schlechtreden,<br />

denn langfristig müssen alle Technologiepfade<br />

genutzt werden. Aber wir geben<br />

den Biogasleuten die Chance, auf der Wasserstoffwelle<br />

mitzuschwimmen.“ Irgendwo<br />

hat der Forscher dann doch den aktuellen<br />

H 2<br />

-Hype im Hinterkopf.<br />

Autor<br />

Dipl.-Ing. Heinz Wraneschitz<br />

Feld-am-See-Ring 15a<br />

91452 Wilhermsdorf<br />

0 91 02/31 81 62<br />

heinz.wraneschitz@t-online.de<br />

www.bildtext.de · www.wran.de<br />

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PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Hamburg: Wasserstoff-<br />

BHKW der 1-MW-Klasse,<br />

das über Kraft-Wärme-<br />

Kopplung eine Siedlung<br />

mit Strom und Wärme<br />

versorgt.<br />

Gasmotor verbrennt<br />

Wasserstoff<br />

Das Großraum-Kino im Hamburger Stadtteil Bahrenfeld ist zwar wegen Corona schon seit<br />

Wochen geschlossen. Wenn es geöffnet wäre, dann kämen die Kinobesucher seit kurzem in<br />

den Genuss einer besonderen Wärme: Sie wird optional aus grünem Wasserstoff generiert,<br />

der in einem Gasmotor (BHKW) mit einer Leistung von einem Megawatt (MW) zum Einsatz<br />

kommt. Entweder im Erdgas-Wasserstoff-Mischbetrieb oder sogar ganz und gar mit 100<br />

Prozent Wasserstoff.<br />

Von Dierk Jensen<br />

Vor rund zwei Monaten ist der neue „Wasserstoff-Motor“<br />

offiziell in Betrieb gegangen.<br />

Es ist ein Gasmotor der 1-MW-Klasse des<br />

Herstellers INNIO (Jenbacher), der nach<br />

jahrelanger Forschungs- und Entwicklungsarbeit<br />

nun in der Lage ist, mit Wasserstoff, entweder<br />

zu Teilen oder gänzlich, betrieben zu werden. Dafür<br />

mussten die Jenbacher-Techniker um Martin Schneider<br />

wichtige Details verändern. „Diese reichen von speziellen<br />

Wasserstoff-Einspritzventilen über eine eigene<br />

Sensorik zur Optimierung der Motorsteuerung für die<br />

Verbrennung von Wasserstoffgemischen bis hin zur Anpassung<br />

der Kolben und der Aufladung (Turbolader)“,<br />

erklärt Carlos Lange, Vorstandschef von INNIO.<br />

Betreiber des Prototyps in Hamburg-Othmarschen ist<br />

das Energieunternehmen HanseWerk Natur, das sich<br />

FOTOS: JÖRG BÖTHLING<br />

74

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS<br />

Das INNIO Jenbacher<br />

BHKW kann mit Energieträgern<br />

wie Erdgas<br />

oder Wasserstoff (am<br />

besten gewonnen aus<br />

Erneuerbarer Energie)<br />

wahlweise oder in<br />

Mischungen betrieben<br />

werden.<br />

an der Entwicklungsarbeit beteiligt<br />

hat. Es nutzt den umgebauten Motor<br />

wie bisher als Blockheizkraftwerk,<br />

das Wärme fürs Kino und<br />

für das benachbarte Neubaugebiet<br />

bereitstellt. Angeschlossen ans<br />

Erdgasnetz erhielt der Motor früher<br />

nur Erdgas; in Zukunft ist im umgerüsteten,<br />

Wasserstoff kompatiblen<br />

BHKW immer auch der Einsatz von<br />

Wasserstoff möglich.<br />

Wasserstoff wird noch in Gasflaschen<br />

geliefert<br />

Da aber im Hamburger Gasnetz aktuell noch kein Wasserstoff<br />

vorhanden ist, wird der Wasserstoff bisher lediglich<br />

in Gasflaschen durch ein Partnerunternehmen<br />

geliefert. „Hierbei handelt es sich um zertifizierten<br />

‚Grünen Wasserstoff‘, der durch Elektrolyse aus erneuerbarem<br />

Strom hergestellt wurde“, wie HanseWerk-<br />

Pressesprecher Fabian Dahlem versichert. Ob dem<br />

Gasnetz schon in naher Zukunft höhere Anteile an<br />

Wasserstoff beigemengt werden können, hänge davon<br />

ab, so Dahlem weiter, „zu welchen Ergebnissen wir am<br />

Ende kommen und welche Konsequenzen die Politik<br />

daraus zieht.“<br />

Dass die Politik hinsichtlich grünem Wasserstoff lange<br />

gezaudert hat, ist bekannt. Unterdessen hat sich die<br />

HanseWerk Natur im Zuge ihrer eigenen Nachhaltigkeitsstrategie<br />

das ambitionierte Ziel gesetzt, bis 2030<br />

eine CO 2<br />

-Freiheit zu erreichen. Daher lag es nahe, dass<br />

der Versorger zuerst auf bewährte Lieferanten und Systempartner<br />

wie INNIO Jenbacher zugehen würde, um<br />

auf dem Weg zu einer klimaneutralen Energieversorgung<br />

voranzukommen.<br />

Doch fällt ein funktionierendes Wasserstoff-BHKW<br />

nicht einfach vom Himmel, sondern braucht Knowhow<br />

und Experimentierzeit, was große Investitionen<br />

verlangt. Dabei seien die Betriebskosten, so Thomas<br />

Baade, Geschäftsführer von HanseWerk Natur, „grundsätzlich<br />

identisch zum Erdgasbetrieb. Jedoch sind die<br />

Brennstoffkosten derzeit – verglichen mit Erdgas –<br />

noch um ein Vielfaches höher.<br />

Projekte derzeit ohne Förderung nicht<br />

wettbewerbsfähig<br />

„Ein erster Hebel, diesen günstiger zu machen, ist die<br />

Umlagebefreiung für die Erzeugung von grünem Wasserstoff<br />

aus überschüssigem Windstrom“, fügt er hinzu,<br />

was ja nun mit der Novelle des EEG auch vollzogen<br />

worden zu sein scheint. Ob sich damit alle Projekte im<br />

Bereich grünem Wasserstoff plötzlich rechnen werden,<br />

darf jedoch bezweifelt werden; so sind auch viele angedachte<br />

Projekte der HanseWerk, wie unter anderen<br />

der Bau eines Elektrolyseurs im Hamburger Hafen in<br />

der Größenordnung von 25 Megawatt Leistung, derzeit<br />

ohne Förderung kaum wettbewerbsfähig.<br />

Allerdings ist die Perspektive doch so, dass bei stetig<br />

steigenden CO 2<br />

-Steuern und einer politisch wohl auch<br />

gewollten Marktdurchdringung die Gestehungskosten<br />

für die grüne Wasserstoffproduktion signifikant fallen<br />

werden. Viele Marktbeobachter erwarten eine ähnliche<br />

Entwicklung, wie sie im Photovoltaikbereich in den vergangenen<br />

Jahren stattgefunden hat. Wenngleich es sicherlich<br />

noch ein paar Jahre dauern wird, bis Wasserstoff<br />

kostenmäßig mit Biomethan wird gleichziehen können.<br />

Zudem ist auch die Frage, wie hoch der Anteil von Wasserstoff<br />

im Erdgasnetz sein darf, von entscheidender<br />

Bedeutung für die Weiterentwicklung der Wasserstoffwirtschaft<br />

beispielsweise auch im Hamburger Stadtgebiet.<br />

Während noch vor einigen Jahren von Experten behauptet<br />

worden ist, dass nur einstellige Prozentanteile<br />

von Wasserstoff im Gasnetz technisch unproblematisch<br />

seien, halten viele Fachleute inzwischen auch zweistellige<br />

Prozentsätze für durchaus technisch möglich und<br />

machbar.<br />

75

PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Wasserstoffleitung, die<br />

zum BHKW führt.<br />

„Inwiefern sich Wasserstoffnetze beziehungsweise die<br />

Erhöhung von Wasserstoffanteilen im Gasnetz entwickeln,<br />

hängt aber maßgeblich davon ab, welche politischen<br />

Entscheidungen in den kommenden Jahren<br />

getroffen werden. Wir begrüßen in diesem Zusammenhang<br />

eine wasserstofffreundliche Entwicklung. Sollten<br />

Anteile entsprechend steigen, haben wir schon wasserstoffaffine<br />

Wärmelösungen in der Schublade“, so<br />

Baade. „Wir selber haben bereits 10 Prozent Wasserstoff<br />

vor einigen Jahren in unserem Gasnetz im nordfriesischen<br />

Klanxbüll problemlos eingesetzt.“ Denkbar<br />

sind aber auch weit höhere Beimischungsgrade, wie<br />

aktuell in einem Forschungsprojekt mit dem Energieunternehmen<br />

Avacon erprobt wird. So können sich die<br />

Verantwortlichen bei HanseWerk durchaus vorstellen,<br />

dass im Hamburger Gasnetz bis zu 20 Volumenprozent<br />

Wasserstoff enthalten sein kann.<br />

Ventile und Dichtungen müssen anders<br />

beschaffen sein<br />

Der neuartig umgerüstete 1-MW-Motor von INNIO könnte<br />

damit auf jeden Fall klarkommen. „Das ist alles machbar“,<br />

sagt Chefentwickler Martin Schneider, „jedoch<br />

müssen die Ventile und die Dichtungen anders<br />

beschaffen sein, um den Einsatz vom Kraftstoff<br />

Wasserstoff im Motor bewältigen zu können.“<br />

Das betrifft die Ansaugleitung genauso wie den<br />

Zylinderkopf. Es müssen letztlich andere Verdichtungsverhältnisse<br />

generiert werden, um eine optimale<br />

Verbrennung zu gewährleisten.<br />

Außerdem brauche es eine andere Steuerungssoftware<br />

im Motor. Ebenso sei auch sicherheitstechnisch<br />

vieles neu zu konzipieren, worauf Henning<br />

Gewecke vom Vertrieb der HansWerk-Gruppe<br />

beim Symposium der IG Biogasmotoren kundtat:<br />

„Wasserstoff ist flüchtig und nicht ganz ungefährlich“.<br />

Während sich jahrelang kaum ein Unternehmen<br />

für Wasserstoff-Motoren interessierte – auch<br />

weil nirgendwo grüner Wasserstoff ausreichend<br />

bereitstand–, kommt bei INNIO mittlerweile fast<br />

wöchentlich eine Anfrage nach einem Wasserstoff-Motor<br />

herein, verrät Martin Schneider.<br />

Vielleicht werden daher viele Gasmotoren, die schon länger<br />

in Betrieb sind, schon bald umgerüstet; dies könne<br />

schneller Realität werden, als bislang vom Hersteller<br />

angenommen worden ist. Daher verweist INNIO-Chef<br />

Lange gerne darauf, dass man im Unternehmen sich<br />

bemühe, „das wasserstofffähige Produktportfolio zu erweitern“.<br />

Tatsächlich hat INNIO (Jenbacher) in der Vergangenheit<br />

schon mehr als 200 MW Spezialgasmotoren,<br />

die mit Anteilen von bis zu 60 Prozent Wasserstoff gefahren<br />

werden, bereitgestellt. So ist die erste Jenbacher-<br />

Pilotanlage im Kilowatt-Bereich mit 100 Prozent Wasserstoff<br />

bereits 2001 in Schleswig-Holstein in Betrieb<br />

genommen worden.<br />

Parallel zum Prototyp des 1-MW-Motors in Othmarschen<br />

läuft ein weiterer Testmotor seit Oktober am Large Engines<br />

Competence Center (LEC) in Graz. Hier handelt es<br />

sich um einen Jenbacher Gasmotor der 2-MW-Klasse,<br />

der vom reinen Erdgasbetrieb auf den Betrieb mit Wasserstoff<br />

und Methanol umgerüstet wird. Und auch für<br />

ein weiteres Innovationsvorhaben ist der Startschuss<br />

bereits gefallen: Im Rahmen des Projekts „Hy2Power<br />

– nachhaltige Energiespeicherung und -umwandlung“<br />

unterstützt INNIO gemeinsam mit anderen Forschungseinrichtungen<br />

eines der größten Energieunternehmen<br />

Österreichs bei der Dekarbonisierung seiner Energieerzeugung.<br />

Dafür soll ein Wasserstoffkraftwerk mit einer<br />

Leistung von 1 bis 5 MW an einem bestehenden<br />

Kraftwerksstandort in Mellach/Werndorf konzipiert und<br />

schon bis zum Sommer 2023 realisiert werden.<br />

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Autor<br />

Dierk Jensen<br />

Freier Journalist<br />

Bundestr. 76 · 20144 Hamburg<br />

040/40 18 68 89<br />

dierk.jensen@gmx.de<br />

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76

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> PRAXIS<br />

Biogas muss ab <strong>2021</strong> nachhaltig<br />

sein – diese Vorgabe macht die neue<br />

Nachhaltigkeitsverordnung!<br />

Auf die Biogasbranche kommen neue Herausforderungen zu – mal wieder. Überraschend<br />

ist es hingegen nicht. Bereits mit der Verabschiedung der sogenannten RED II auf EU-<br />

Ebene Ende 2018 war klar, dass Biogas und Biomethan perspektivisch Nachhaltigkeitsanforderungen<br />

erfüllen müssen. Die nationale Umsetzung dauerte jedoch und ist nach<br />

wie vor nicht abgeschlossen. Ende März tauchten erste Referentenentwürfe aus dem<br />

zuständigen Bundesumweltministerium auf. Im Folgenden werden die wesentlichen<br />

Inhalte vorgestellt.<br />

Hinweis: Da die Abstimmung<br />

innerhalb der<br />

Bundesregierung beim<br />

Druck dieser Ausgabe<br />

noch nicht abgeschlossen<br />

war, können sich noch<br />

Änderungen ergeben<br />

haben.<br />

Von Dr. Stefan Rauh<br />

Das Thema Nachhaltigkeit hat in den vergangenen<br />

Jahren eine immer größere Bedeutung<br />

erhalten. Bereits im Jahr 2009<br />

wurden in der EU-Richtlinie zur Förderung<br />

Erneuerbarer Energien (RED I) erstmals<br />

bindende Nachhaltigkeitskriterien eingeführt – damals<br />

vor dem Hintergrund einer emotionalen Tank-Teller-<br />

Diskussion. Die RED I legte damals fest, dass Biokraftstoffe<br />

nur gefördert und auf die EU-Ziele angerechnet<br />

werden dürfen, wenn diese einen Nachhaltigkeitsnachweis<br />

erbringen.<br />

Dies mussten die EU-Mitgliedsstaaten in nationales<br />

Recht umsetzen, was Deutschland über die Nachhaltigkeitsverordnungen<br />

im Jahr 2010 erfüllte. Seitdem<br />

gelten verbindliche Vorgaben für Biodiesel, Bioethanol<br />

und Co. Bereits vom damaligen Geltungsbereich erfasst<br />

war Biomethan, wenn es als Kraftstoff verwendet wurde.<br />

Biogas oder Biomethan im Strom- und Wärmebereich<br />

mussten bislang keine Nachhaltigkeitskriterien erfüllen.<br />

Dies wird sich ändern. Im Dezember 2018 wurde auf<br />

EU-Ebene die Nachfolgerrichtlinie RED II verabschiedet.<br />

Die RED II ist bis zum 30. Juni <strong>2021</strong> in nationales<br />

Recht umzusetzen, während die Vorgänger-Richtlinie<br />

am 1. Juli <strong>2021</strong> außer Kraft gesetzt wird. Die RED II<br />

regelt nicht nur die Nachhaltigkeit (siehe Abbildung),<br />

sondern sie ist die zentrale Basis der EU-Erneuerbare-<br />

Energien-Politik. Unter anderem ist ein verbindliches<br />

Erneuerbare-Energien-Ausbauziel für das Jahr 2030<br />

mit 32 Prozent festgelegt.<br />

Größenschwellen für Strom- und<br />

Wärme-Produzenten<br />

Auf dieses 32-Prozent-Ziel kann nur Energie aus Bioenergie<br />

angerechnet werden, wenn Nachhaltigkeitskriterien<br />

erfüllt sind. Mit der RED II erweitert sich der<br />

Geltungsbereich neu auf die Bereiche Strom, Wärme<br />

Für den schnellen Leser:<br />

ffBis zum 30. Juni <strong>2021</strong> muss die Bunderegierung die Nachhaltigkeitsverordnungen verabschiedet<br />

haben. Erste Entwürfe liegen vor.<br />

ffAlle Biomethananlagen, die Kraftstoff in Verkehr bringen wollen, müssen ab 1. Juli <strong>2021</strong><br />

eine Zertifizierung durchlaufen.<br />

ffAlle EEG-Anlagen – auch Bestandsanlagen! – mit mehr als 2 MW Feuerungswärmeleistung,<br />

die Strom und Wärme vermarkten, müssen grundsätzlich ab 1. Juli <strong>2021</strong> eine<br />

Zertifizierung durchlaufen.<br />

ffDie angedachte Übergangsfrist für EEG-Anlagen geht nur bis zum 30. November <strong>2021</strong>.<br />

ffDie Zertifizierung läuft über extra zugelassene Zertifizierungssysteme (RedCert/SURE).<br />

ffHinsichtlich der genauen Umsetzung sind noch Fragen offen.<br />

ffDer Fachverband Biogas e.V. wird für seine Mitglieder Schulungen anbieten.<br />

und Kälte. Damit ist klar, dass Biogas beziehungsweise<br />

Biomethan in allen Anwendungsbereichen betroffen<br />

ist. Während jeglicher Kraftstoff nachhaltig sein muss,<br />

sieht die RED II für Anlagen, die Strom und Wärme<br />

erzeugen, Größenschwellen vor.<br />

Biogasanlagen unter einer Gesamtfeuerungswärmeleistung<br />

von 2 Megawatt (MW) sollen auch weiterhin<br />

keine Nachhaltigkeitskriterien erfüllen müssen. Alle<br />

Anlagen – auch Bestandsanlagen! – oberhalb des<br />

2-MW-Grenzwertes müssen sich ab 1. Juli <strong>2021</strong> mit<br />

einer Nachhaltigkeitszertifizierung auseinandersetzen<br />

und prüfen, welche Maßnahmen sie ergreifen müssen.<br />

Bis zu diesem Datum muss Deutschland die Umsetzung<br />

in nationales Recht vollzogen haben.<br />

Hierzu werden aktuell mehrere Gesetze [unter anderem<br />

das Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG)] und<br />

Verordnungen [unter anderem die 38. Bundes-Immissionsschutzverordnung<br />

(BImSchV)] überarbeitet. Für<br />

den Bereich Nachhaltigkeit sind das die Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung<br />

(BioSt-NachV)<br />

77

PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Die RED II regelt nicht nur die Nachhaltigkeit, sondern sie ist die<br />

zentrale Basis der EU-Erneuerbare-Energien-Politik<br />

Regelt EE-Ziele<br />

Regelt Fördersysteme<br />

RED II<br />

Regelt Nachhaltigkeit<br />

Regelt THG-<br />

Berechnungsmethodik<br />

Gibt Standard- und<br />

Teilstandardwerte vor<br />

und die Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung (Bio-<br />

Kraft-NachV). Wie eingangs bereits erwähnt, verläuft<br />

die Umsetzung schleppend und trotz des nahenden 1.<br />

Juli <strong>2021</strong> gab es erst Ende März einen ersten Entwurf<br />

aus dem zuständigen Umweltministerium. Da noch<br />

das parlamentarische Verfahren folgt, bleibt eine extrem<br />

kurze Umsetzungsfrist für die Betroffenen in der<br />

Biogasbranche.<br />

Biomethanerzeuger sind betroffen<br />

Insgesamt bleibt der Entwurf sehr nahe an den Vorgaben<br />

der EU-Richtlinie – es ist eine 1:1-Umsetzung<br />

vorgesehen. Damit ist klar, wer die neuen Vorgaben<br />

umzusetzen hat. Der Anwendungsbereich der Verordnungen<br />

erfasst alle Biomethananlagen, die Kraftstoff<br />

in den Verkehr bringen und auf die Treibhausgasquote<br />

anrechnen lassen wollen. Anlagen im EEG müssen die<br />

Verordnung beachten, wenn sie größer als 2 Megawatt<br />

Feuerungswärmleistung aufweisen. Entscheidend ist<br />

damit nicht die installierte elektrische Leistung oder<br />

die Bemessungsleistung. Laut einer Untersuchung des<br />

DBFZ betrifft das 1.500 bis 1.800 Biogasanlagen und<br />

220 bis 245 Biomethanlagen.<br />

Der Entwurf macht zudem klar, dass Betreiber an einem<br />

Nachhaltigkeitsnachweis zukünftig nicht vorbeikommen<br />

werden. So ist geregelt, dass ein Vergütungsanspruch<br />

nur gegeben ist, wenn für die eingesetzte<br />

Biomasse die entsprechenden Vorgaben aus der Nachhaltigkeitsverordnung<br />

erfüllt sind.<br />

Es gibt dabei Vorgaben zur Biomasseherkunft. Biomasse<br />

darf nicht von folgenden Flächen stammen:<br />

ffFlächen mit hoher biologischer Vielfalt (bewaldete<br />

Gebiete, Naturschutzzwecken dienende Flächen,<br />

Grünland mit großer biologischer Vielfalt),<br />

ffFlächen mit hohem Kohlenstoffbestand (Feuchtgebiete,<br />

Wälder),<br />

ffTorfmooren.<br />

In diesem Zusammenhang ist wichtig, dass der Flächenstatus<br />

zum 1. August 2008 entscheidend ist.<br />

Wurde beispielsweise ein Wald abgeholzt und ist nun<br />

Ackerland, wäre die dort angebaute Biomasse nicht<br />

nachhaltig. Bei dem genannten Grünland mit hoher<br />

biologischer Vielfalt ist wichtig zu wissen, dass das in<br />

Deutschland genutzte Grünland in der Regel keine große<br />

biologische Vielfalt nach der Definition aufweist und<br />

der Aufwuchs natürlich genutzt werden darf.<br />

Problematisch ist allerdings, wenn Grünland umgebrochen<br />

wurde und nun nachträglich zu klären ist, ob<br />

dieses eine große Vielfalt aufgewiesen hat. Vor diesem<br />

Hintergrund ist der Einsatz von Biomasse von Umbruchsflächen<br />

immer kritisch zu betrachten. Dies gilt<br />

auch für den Anbau von Raps für Biodiesel oder Getreide<br />

beziehungsweise Zuckerrüben für Ethanol auf<br />

umgebrochenen Flächen.<br />

Der Aufwuchs von Naturschutzflächen darf jedoch genutzt<br />

werden, wenn es dem Naturschutzzweck nicht<br />

entgegensteht. Genauso darf der Aufwuchs von Torfmooren<br />

genutzt werden, wenn damit keine Entwässerung<br />

einhergeht. Sogenannte Paludikulturen wären<br />

demnach nachhaltig in Biogasanlagen einsetzbar. Noch<br />

zu klären ist, ob der Aufwuchs auf bereits entwässerten<br />

Moorstandorten zulässig ist, wie es beispielsweise in<br />

weiten Teilen Niedersachsens der Fall ist.<br />

Werden keine nachwachsenden Rohstoffe eingesetzt,<br />

sondern Abfälle und Reststoffe der Landwirtschaft<br />

(zum Beispiel Stroh), muss belegt werden, dass keine<br />

Beeinträchtigung der Bodenqualität und des Kohlenstoffbestandes<br />

vorliegt.<br />

Treibhausgasminderung: geforderte<br />

Mindesteinsparung<br />

Der zweite wesentliche Aspekt, neben der Biomasseherkunft,<br />

ist der Nachweis einer Treibhausgasminderung.<br />

Die Höhe, die die Minderung erreichen muss, hängt vom<br />

Verwendungszweck (Strom/Wärme beziehungsweise<br />

Kraftstoff) und dem Inbetriebnahmedatum ab.<br />

Im Strombereich beträgt die Mindesteinsparung<br />

ff70 Prozent in Anlagen, die ab 1. Januar <strong>2021</strong><br />

in Betrieb genommen wurden,<br />

ff80 Prozent in Anlagen, die ab 1. Januar 2026<br />

in Betrieb genommen wurden.<br />

Im Kraftstoffbereich beträgt die Mindesteinsparung<br />

ff50 Prozent in Anlagen, die vor Oktober 2015<br />

in Betrieb genommen wurden,<br />

ff60 Prozent in Anlagen, die nach Oktober 2015<br />

in Betrieb genommen wurden,<br />

ff65 Prozent in Anlagen, die ab 1. Januar <strong>2021</strong><br />

in Betrieb genommen wurden.<br />

Im Strombereich müssen entsprechend „nur“ neue<br />

Anlagen über 2 Megawatt Feuerungswärmeleistung<br />

eine Treibhausgasminderung nachweisen und eine<br />

Treibhausgasbilanz für ihre Anlage erstellen. Offen ist<br />

noch, wie mit Anlagen in der Anschlussvergütung umgegangen<br />

wird.<br />

78

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> PRAXIS<br />

Das „Projekt ZertGas“<br />

Nur zugelassene Zertifizierungssysteme<br />

werden akzeptiert<br />

Die Nachweisführung kann nur über zugelassene Zertifizierungssysteme<br />

erfolgen, die dafür extra Auditoren<br />

schulen. Für Biogas-/Biomethananlagen sind RedCert<br />

und SURE die wichtigsten Zertifizierungssysteme. Beide<br />

Gesellschaften wurden aus der betroffenen Branche<br />

heraus gegründet und sind entsprechend im Austausch<br />

mit den betroffenen Strukturen. Ziel ist eine praxisgerechte<br />

Zertifizierung. Biogasanlagen müssen sich dann<br />

an die zugelassenen Auditoren wenden, die die Einhaltung<br />

der Anforderungen prüfen und bestätigen.<br />

Am Ende des Zertifizierungsprozesses steht dann ein<br />

Nachhaltigkeitsnachweis, der via Datenbank an die<br />

Netzbetreiber beziehungsweise die Biokraftstoffquotenstelle<br />

übermittelt wird. Die zuständige Behörde für<br />

die Nachweisführung ist die Bundesanstalt für Landwirtschaft<br />

und Ernährung (BLE), die die Datenbank<br />

Nabisy betreibt.<br />

Grundsätzlich wird die Verordnung wohl am 1. Juli<br />

<strong>2021</strong> in Kraft treten und wird für den Kraftstoffbereich<br />

direkt greifen. Für EEG-Anlagen ist eine Übergangsfrist<br />

bis Ende November vorgesehen – angesichts der großen<br />

Zahl an zu zertifizierenden Anlagen ist der Zeitraum viel<br />

zu kurz!<br />

Der Fachverband Biogas e.V. bearbeitet gemeinsam mit dem Deutschen<br />

Biomasseforschungszentrum (DBFZ) das Projekt ZertGas.<br />

Darin soll die Umsetzung der Treibhausgasberechnung auf zehn<br />

Praxisbetrieben getestet werden.<br />

Das negative Zwischenergebnis: Es gibt viele offene Fragen und<br />

einen hohen Aufwand für Betreiber von NawaRo-Anlagen aufgrund<br />

fehlender Standardwerte. Die Projektträger werden deshalb in Stakeholderworkshops<br />

Erleichterungen anmahnen.<br />

Das positive Zwischenergebnis: Die ersten Ergebnisse ergeben<br />

eine ausreichend hohe Treibhausgasminderung bei den Testbetrieben,<br />

um die Nachhaltigkeitsanforderung zu erfüllen. In den<br />

meisten Fällen wird die Mindesteinsparung locker unterschritten<br />

aufgrund der zum Teil hohen Gülleanteile. Ein Ergebnis des Projekts<br />

ist ein Excelrechner, der der Praxis zur Verfügung gestellt<br />

werden soll.<br />

Autor<br />

Dr. Stefan Rauh<br />

Geschäftsführer<br />

Fachverband Biogas e.V.<br />

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BI<br />

GAS Journal<br />

79

PRAXIS<br />

PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Unter einem Separator<br />

türmen sich teilweise<br />

imposante Kegel auf.<br />

Reduzierung der<br />

Gärrückstände –<br />

separieren oder<br />

intensivieren?<br />

Eine Biogasanlage muss vom Gärrückstand aus<br />

geplant und betrachtet werden. Wohin mit den<br />

Gärresten bei schwierig abbaubaren Substraten, bei<br />

Erweiterung der Anlage und damit erhöhtem Gärrestanfall<br />

und vor dem Hintergrund verschärfter rechtlicher<br />

und wirtschaftlicher Rahmenbedingungen?<br />

Von Dipl.-Ing., M.Sc. Dorothea Telschow-Gohlke<br />

und Dipl.-Biol. Sara Gatz<br />

Die Separation von Gärrückständen kann aus<br />

vielen Gründen richtig und wichtig sein:<br />

Ausbringtechnik für krümelige,<br />

abgepresste Gärrückstände vorhanden<br />

Reduzierung des Transportvolumens<br />

durch Abtrennung der Flüssigphase<br />

ffVorstufe für die nachfolgende Gärresttrocknung<br />

ffAusschleusung von Stickstoff zur Einhaltung der<br />

verschärften Anforderungen der am 01.05.2020 in<br />

Kraft getretenen Düngeverordnung DüV<br />

ffReduzierung des Gärrestvolumens, um die von<br />

sechs auf neun Monate erhöhte erforderliche Lagerkapazität<br />

einhalten zu können<br />

ffEntfernung von Trockensubstanz aus der benötigten<br />

Flüssigphase in Anlagen mit Trockenfermentations-Bonus<br />

ffAbtrennung von Trockensubstanz, um den hohen<br />

und problematischen Trockensubstanz-Gehalt im<br />

Fermenter zu verringern<br />

ffFreude an technischen Lösungen<br />

ffAufbereitung der Substrate (mechanische<br />

Verfahren, Ultraschall-, Hochspannungs- und<br />

Kavitationsverfahren)<br />

ffErhöhung der Temperatur, falls möglich<br />

ffVerbesserung der Durchmischung im Fermenter<br />

ffStoffwechselanregung der unterschiedlichen<br />

Bakterienarten durch Enzyme, Botenstoffe und<br />

Spurennährstoffe<br />

ffBindung von toxischen Stoffen durch Entschwefelungsmittel<br />

und Stickstoffbinder<br />

Die Zielgröße im Biogasprozess besteht in der möglichst<br />

vollständigen Umwandlung der zugeführten organischen<br />

Trockensubstanz (oTS) zu Biogas, wie das<br />

nachfolgende Schaubild verdeutlichen soll.<br />

Bild 1: Massenströme bei nicht effizienter und bei<br />

effizienter Umwandlung der Organik zu Biogas<br />

Wir wollen die Überlegung zur Diskussion stellen, ob es<br />

sinnvoller wäre, bereits im Fermenter den biologischen<br />

Abbau der Organik zu verbessern, anstatt das nicht abgebaute<br />

organische Material aus dem nachgeordneten<br />

Gärrückstandslager mechanisch abzutrennen.<br />

Bekannte und bereits vielfach in Biogasanlagen angewandte<br />

Methoden zur Verbesserung des Substratabbaus<br />

im Fermenter sind:<br />

Input oTS<br />

Input oTS<br />

Biogasanlage<br />

Biogasanlage<br />

Biogas<br />

Output oTS<br />

Biogas….<br />

Output oTS<br />

FOTOS / GRAFIKEN: BIOGAS - ADDITIVE<br />

80

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> PRAXIS<br />

Wer ist für den biologischen Abbau<br />

der Substrate und die Umwandlung<br />

von organischen Stoffen zu Biogas<br />

verantwortlich?<br />

An dieser Stelle soll der Fokus von den technischen<br />

Rahmenbedingungen in einer Biogasanlage auf die<br />

nicht sichtbaren und „im Verborgenen arbeitenden<br />

Mitarbeiter“, die Bakterien, gelenkt werden.<br />

Bei der anaeroben Umwandlung organischer Sub -<br />

strate zu Biogas finden komplexe biologische Vorgänge<br />

statt, an denen eine Vielzahl unterschiedlichster<br />

Bakterien beteiligt sind. Sowohl die aufeinander<br />

abgestimmten und in Wechselwirkung stehenden<br />

Stoffwechselprodukte als auch die am Prozess beteiligten<br />

Bakterienarten sind nicht vollständig bekannt<br />

und ein Thema für die weitere Grundlagenforschung.<br />

Auch die als Methanbakterien bezeichneten Bakterien<br />

stellen keine einheitliche Gruppe dar.<br />

Prinzipiell führen zwei Wege zur Bildung von Methan:<br />

der acetoklastische Weg über die organischen<br />

Säuren und der hydrogenotrophe Weg über den Wasserstoff.<br />

Bild 2: Fluoreszenzmikroskopische Aufnahmen von<br />

verschiedenen Methanbakterien-Populationen<br />

FermWell ® Enzyme<br />

FermWell ® Basizym (Basisprodukt)<br />

ist besonders geeignet für Anlagen, die überwiegend oder<br />

ausschließlich Energiepflanzen (z. B. Maissilage, Grassilage,<br />

GPS) einsetzen. Geringere Viskosität, dadurch bessere<br />

Rühr- und Pumpfähigkeit des Substrats. Das Risiko der<br />

Schwimmschichtbildung in Ihrer NawaRo-Anlage ist<br />

vermindert. Bessere Verwertung der eingesetzten Substrate.<br />

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konstante Leistung Ihrer Anlage. Es beugt der Bildung<br />

von Schwimmschichten vor, sorgt für eine verbesserte Rührfähigkeit<br />

und einem erhöhten Gasaustrieb. Es sorgt für Konstanz<br />

in der Biologie und sichert so die Leistung Ihrer Anlage.<br />

Auch geeignet bei Silagewechsel vom Mais zu Gras.<br />

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Leistungsfähige Population unterschiedlichster Methanbakterien:<br />

acetoklastische und hydrogenotrophe Methanbakterien.<br />

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hydrogenotrophe Methanbakterien (Fluoreszenzmikroskopie:<br />

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PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Wie vermehren sich Bakterien und was<br />

treibt sie an?<br />

Bakterien vermehren sich asexuell durch Zellteilung, der<br />

Anreiz für die Zellteilung besteht in der Vergrößerung der<br />

Population. Die Verfügbarkeiten von Zellwand gängiger<br />

Nahrung (einfache Moleküle wie Zucker, Aminosäuren,<br />

Fettsäuren u.a.) und von Spurennährstoffen (Nickel, Cobalt,<br />

Selen, Molybdän, Mangan, Eisen, Zink, Kupfer u.a.)<br />

sind die Voraussetzung und zugleich der limitierende Faktor<br />

für das exponentielle Wachstum der Bakterienpopulation.<br />

Die Geschwindigkeit der Zellteilung ist bei den verschiedenen<br />

am Biogasprozess beteiligten Bakterienarten extrem<br />

unterschiedlich. Während sich hydrolytische Bakterien<br />

bereits innerhalb von zwanzig Minuten teilen können, gelingt<br />

dies den verschiedenen Methanbakterien-Arten erst<br />

innerhalb von einigen Tagen (Methanosarcina-Bakterien)<br />

oder in noch größeren Zeiträumen von bis zu zwei Wochen<br />

(Archaeen).<br />

Bild 3: Schema des exponentiellen Wachstums einer Bakterienpopulation<br />

durch Zellteilung<br />

EXPONENTIELLES WACHSTUM VON BAKTERIEN<br />

ANZAHL DER BAKTERIEN<br />

1100<br />

1000<br />

900<br />

800<br />

1024<br />

Bild 4: Durchschnittliche Zusammensetzung von<br />

Maissilage bezogen auf die Trockensubstanz<br />

3,0% Fett<br />

8,0% Protein<br />

1,0% Zucker<br />

4,0% Reststoffe<br />

28% Cellulose<br />

700<br />

600<br />

500<br />

512<br />

400<br />

300<br />

200<br />

256<br />

100<br />

0<br />

128<br />

64<br />

1 2 4 8 16<br />

32<br />

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10<br />

ANZAHL DER TEILUNGEN<br />

28,0% Stärke<br />

3,0% Lignin 25% Hemicellulose<br />

Welche Substrate wer den in Biogas anlagen<br />

eingesetzt und woraus bestehen sie?<br />

In Biogasanlagen werden neben Wirtschaftsdüngern<br />

(Gülle, Mist und HTK) überwiegend Silagen, Getreideschrot<br />

und Zuckerrüben eingesetzt. Maissilage ist das<br />

am häufigsten in Biogasanlagen verwendete pflanzliche<br />

Substrat.<br />

In Bild 4 wird ersichtlich, dass auch bei der gut vergärbaren<br />

Maissilage etwa die Hälfte der Trockensubstanz<br />

aus den Polysacchariden (Mehrfachzuckern) Cellulose<br />

und Hemicellulose besteht (im Weiteren als Cellulose<br />

zusammengefasst). Die Cellulose ist der Hauptbestandteil<br />

aller pflanzlichen Zellwände und damit die<br />

häufigste organische Verbindung auf der Erde.<br />

Leider ist der Abbau von Cellulose für die anaeroben<br />

Bakterien eine Herausforderung, da es sich um sehr<br />

große und komplexe Molekülketten handelt, die um ein<br />

Vielfaches größer sind als die Bakterien selbst. Im Biogasprozess<br />

müssen die Substratbestandteile, die die<br />

Pflanzen während ihres Wachstums mittels Photosynthese<br />

gebildet haben, durch anaerobe Bakterien wieder<br />

in einfache Bausteine zerlegt werden, um sie für die am<br />

Biogasprozess beteiligten Bakterien biologisch verfügbar<br />

zu machen.<br />

Lignin als Bestandteil des Lignocellulose-Strukturgerüstes<br />

der Pflanzen ist ein natürliches Polymer mit<br />

ringförmigen Strukturen, das für Bakterien sehr schwer<br />

abbaubar ist. Anaerob kann Lignin nicht abgebaut werden,<br />

ist mengenmäßig aber auch nur geringfügig in den<br />

Substraten enthalten.<br />

Zucker, Stärke, Proteine und Fett werden dagegen sehr<br />

schnell von den Bakterien verstoffwechselt.<br />

82

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> PRAXIS<br />

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83

PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Wie erfolgt der anaerobe Abbau von<br />

Cellulose?<br />

Cellulose besteht aus mehreren hunderten bis zehntausenden<br />

Zuckermolekülen, die miteinander durch<br />

Sauerstoffbrücken verbunden sind und große Molekülketten<br />

bilden.<br />

Der Ersatz dieser Sauerstoffbrücken durch ein Wasser-Molekül<br />

unter Bildung von OH-Gruppen ist das eigentliche<br />

Wesen der Hydrolyse. Hydrolyse (griechisch)<br />

bedeutet wörtlich: Auflösung mit oder durch Wasser.<br />

Ohne die katalytische Wirkung der entsprechenden<br />

Cellulose spaltenden Enzyme (Cellulasen, Xylanasen,<br />

ß-Glucanasen u.a.) findet diese Reaktion jedoch nicht<br />

statt. Die Cellulose selbst ist nicht wasserlöslich.<br />

Entscheidend für den Cellulose-Abbau ist demzufolge<br />

die Menge und Aktivität hydrolytisch wirkender Enzyme,<br />

die die Zuckermoleküle aus dem Cellulose-Verbund herauslösen<br />

und für die Bakterien zur weiteren Umwandlung<br />

zu Biogas verfügbar machen (siehe Bild 5).<br />

Die hydrolytisch wirkenden, Cellulose-spaltenden<br />

Enzyme werden von den Biogas-Bakterien selbst produziert.<br />

Mit der Zugabe zusätzlicher Cellulose-spaltender<br />

Enzyme kann der Cellulose-Abbau erheblich<br />

beschleunigt und verbessert werden. Durch die Auflösung<br />

der Cellulose-Molekülketten wird die Zellwandstruktur<br />

der Substrate zerstört. Dies äußert sich in<br />

optisch sichtbaren Veränderungen (Verbesserung des<br />

Fließverhaltens und der Homogenität).<br />

Bild 5: Hydrolytische Bakterien bei der Arbeit: Aufspaltung von Cellulose zu Zucker<br />

Bild 6: Schematische Darstellung des anaeroben<br />

Cellulose-Abbaus zu Biogas<br />

(C 6 H 10 O 5 )n ) n = Cellulose<br />

C 6 H 12 O 6 = Zucker<br />

+H + H 2 O<br />

+ hydrolytische Enzyme<br />

3 (CH 3 COOH) = Essigsäure…<br />

+ Methanbakterien<br />

3 (CH 4 +CO 2 ) = Biogas…….<br />

84

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85

PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Veranschaulichung der Wirkung von Cellulose spaltenden Enzymen<br />

Um die Wirkung von Cellulose spaltenden Enzymen<br />

sichtbar zu machen, wurden einfache Versuche mit<br />

Cellulosehaltigen Stoffen (Haushaltzellstoff) sowie mit<br />

den in Biogasanlagen häufig verwendeten Sub straten<br />

Maissilage und Stroh, das üblicherweise in Form von<br />

Rinder- oder Pferdemist zugegeben wird, im wässrigen<br />

Milieu durchgeführt. Es handelte sich hierbei nicht um<br />

Gärversuche. Um unerwünschte Abbauvorgänge durch<br />

Bakterien und andere Mikroorganismen auszuschließen,<br />

wurden die Substrate vor dem Versuchsansatz mit<br />

kochendem Wasser hygienisiert.<br />

Als Cellulose spaltendes Enzympräparat wurde das<br />

flüssige Enzymprodukt ZYmaXX ® 365 verwendet. Der<br />

Versuchszeitraum betrug bei allen Versuchen 5 Wochen,<br />

die Temperatur lag bei 33°C.<br />

Wie in allen Beispielen deutlich zu erkennen ist, führt<br />

die Zugabe von Cellulose spaltenden Enzymen bereits<br />

in dieser einfachen Versuchsanordnung zu einem deutlichen<br />

Abbau der Struktur. Haushaltzellstoff wurde<br />

nahezu vollständig abgebaut. Auch die Färbung der<br />

Flüssigkeit lässt erkennen, dass chemische Lösungsprozesse<br />

stattgefunden haben müssen. In der Nullprobe<br />

ohne Enzymzusatz fanden dagegen keine sichtbaren<br />

Abbauvorgänge statt. Diese Versuche bestätigen, dass<br />

ohne Cellulose spaltende Enzyme kein Cellulose-Abbau<br />

erfolgt.<br />

Diese sehr eindeutigen Versuchsergebnisse lassen außerdem<br />

die berechtigte Vermutung zu, dass durch die<br />

zusätzliche Zugabe von Enzymen die Abbauvorgänge in<br />

einer Biogasanlage deutlich intensiviert werden können.<br />

Bild 7: Abbau von Haushaltzellstoff im wässrigen Milieu durch Cellulose spaltende Enzyme<br />

Rechtes Glas: Nullversuch ohne Cellulose spaltende Enzyme<br />

Bild 8: Abbau von Maissilage im wässrigen Milieu durch Cellulose spaltende Enzyme<br />

Rechtes Glas: Nullversuch ohne Cellulose spaltende Enzyme<br />

Bild 9: Abbau von Stroh im wässrigen Milieu durch Cellulose spaltende Enzyme<br />

Rechtes Glas: Nullversuch ohne Cellulose spaltende Enzyme<br />

86

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> PRAXIS<br />

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Praxisbeispiele zum verbesserten<br />

Trockensubstanz-Abbau durch Zugabe<br />

von Cellulose spaltenden Enzymen<br />

Da der Wassergehalt in der Frischmasse (Einwaage<br />

der Substrate) je nach Erntezeitpunkt,<br />

Lagerung und Witterung ganz erheblichen<br />

Schwankungen unterworfen ist, beziehen sich<br />

auswertbare Aussagen immer auf die nach der<br />

Trocknung des Materials bei 110 °C zurückbleibende<br />

Trockensubstanz (TS) oder idealerweise<br />

auf die durch Verbrennung bei 550 °C ermittelte<br />

organische Trockensubstanz (oTS). Die Differenz<br />

zwischen Trockensubstanz und organischer<br />

Trockensubstanz bildet der anorganische<br />

Anteil, der bei Silagen aber gering ist (5-10 %).<br />

In den beiden als Praxisbeispiel aufgeführten<br />

Biogasanlagen wurden durch die Zugabe Cellulose<br />

spaltender Enzyme Schwimm- bzw. Sinkschichten<br />

sehr schnell aufgelöst. Dadurch stieg<br />

der TS-Gehalt anfänglich stark an, ebenso die<br />

Viskosität. Nach der Auflösung der Schwimmbzw.<br />

Sinkschichten sank dann der TS-Gehalt<br />

bei gleicher Leistung durch einen besseren<br />

Abbau der Organik kontinuierlich ab auf deutlich<br />

geringere TS-Gehalte als vor dem Enzym-<br />

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PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Bild 10: Verringerung des Trockensubstanzgehaltes bei konstanter Leistung durch Zugabe von Cellulose spaltenden Enzymen<br />

und von Spurennährstoffen Verringerung einer des 500-kW-Anlage TS-Gehaltes durch im den Fermenter Einsatz des bei Enzympräparates konstanter Energieproduktion<br />

ZYmaXX ® 365 in Kombination mit<br />

einem Spurennährstoff in (Substrate: einer 500 Maissilage, kW - Biogasanlage GPS) (Eigenbau) durch Einsatz des Enzympräparates ZYmaXX® 365<br />

in Kombination mit einem Spurennährstoff<br />

Referenzperiode ohne Einsatz des Cellulose spaltenden Enzympräparates ZYmaXX ® 365<br />

15.000,0<br />

Zugabe von Spurennährstoffen<br />

14<br />

Einspeisung in kWhel/d<br />

14.500,0<br />

14.000,0<br />

13.500,0<br />

13.000,0<br />

12.500,0<br />

12.000,0<br />

11.500,0<br />

11.000,0<br />

10.500,0<br />

11,1 10,8<br />

11,4 11,1 11,1<br />

10<br />

8,62 8,76<br />

8,16<br />

8,20<br />

7,51<br />

Betriebstagebuch<br />

nicht<br />

verfügbar<br />

(Computer-<br />

Problem)<br />

11,9 12,2 11,7 11,4 11,5<br />

10,9<br />

10,7<br />

10,1 10,3<br />

9,8<br />

10<br />

9,6 9,5<br />

9,10 9,31 9,02<br />

9,2 9,1<br />

8,73<br />

8,91 8,8<br />

8,52 8,42 8,15<br />

7,77 7,81 7,48 7,42 7,26 7,14 7,11<br />

6,84<br />

Auflösung von<br />

Schwimmschichten<br />

9,2 9,1<br />

Verweilzeit<br />

ca. 3%<br />

weniger TS<br />

8,9 8,8<br />

8,29<br />

7,06 7,01 6,84 6,80<br />

6,47<br />

12<br />

10<br />

8<br />

6<br />

4<br />

2<br />

TS- / oTS-Gehalt im Fermenter in %<br />

10.000,0<br />

0<br />

Mrz. 12<br />

Apr. 12<br />

Mai. 12<br />

Jun. 12<br />

Jul. 12<br />

Aug. 12<br />

Sep. 12<br />

Okt. 12<br />

Nov. 12<br />

Dez. 12<br />

Jan. 13<br />

Feb. 13<br />

Mrz. 13<br />

Apr. 13<br />

Tatsächliche eingespeiste elektr. Energie in kWh/d TS-Gehalt im Fermenter in % oTS-Gehalt im Fermenter in %<br />

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88

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> PRAXIS<br />

3 MW Gaseinspeisungsanlage<br />

Bild 11: Verringerung des Trockensubstanzgehaltes und der Viskosität durch verbesserten biologischen Abbau bei<br />

Einsatz von Cellulose spaltenden Enzymen und von Spurennährstoffen in einer 3-MW-Gaseinspeisungsanlage<br />

Substrate: Maissilage und Getreideschrot Substrate: Maissilage und Getreideschrot<br />

Trockensubstanz in %<br />

15<br />

14<br />

13<br />

12<br />

11<br />

10<br />

Rohgas gesamt m³/Tag<br />

Trockenmasse F1<br />

Trockenmasse F2<br />

12,8<br />

12,6<br />

12,412,4<br />

12,2<br />

12,6 12<br />

12,5 12,5<br />

12,412,4<br />

12,3<br />

11,7 11,611,5<br />

11,5 11,4<br />

11,7<br />

11,2<br />

11,7<br />

11,3<br />

11,9<br />

Einsatz von ZYmaXX® (ab 29.07.20 in F1 |ab 31.08.20 in F2)<br />

13,8<br />

13,614,2<br />

13,5<br />

13,3<br />

14,3<br />

13,3<br />

12,9 13,5<br />

12,7<br />

13,2 13,3 12,6<br />

13 13,1 12,4<br />

12,8<br />

12,1<br />

12,412,4<br />

11,7 11,611,6<br />

11,9<br />

11,8<br />

11,111,1<br />

11,6<br />

11,1<br />

10,5<br />

10,4<br />

10,8<br />

10<br />

10,4<br />

10,6 10,7 0<br />

80.000<br />

70.000<br />

60.000<br />

50.000<br />

40.000<br />

30.000<br />

Rohgas in m³/d<br />

9<br />

20.000<br />

8<br />

10.000<br />

7<br />

01.01.2020<br />

08.01.2020<br />

15.01.2020<br />

22.01.2020<br />

29.01.2020<br />

05.02.2020<br />

12.02.2020<br />

19.02.2020<br />

26.02.2020<br />

04.03.2020<br />

11.03.2020<br />

18.03.2020<br />

25.03.2020<br />

01.04.2020<br />

08.04.2020<br />

15.04.2020<br />

22.04.2020<br />

29.04.2020<br />

06.05.2020<br />

13.05.2020<br />

20.05.2020<br />

27.05.2020<br />

03.06.2020<br />

10.06.2020<br />

17.06.2020<br />

24.06.2020<br />

01.07.2020<br />

08.07.2020<br />

15.07.2020<br />

22.07.2020<br />

29.07.2020<br />

05.08.2020<br />

12.08.2020<br />

19.08.2020<br />

26.08.2020<br />

02.09.2020<br />

09.09.2020<br />

16.09.2020<br />

23.09.2020<br />

30.09.2020<br />

07.10.2020<br />

14.10.2020<br />

21.10.2020<br />

28.10.2020<br />

04.11.2020<br />

11.11.2020<br />

18.11.2020<br />

25.11.2020<br />

02.12.2020<br />

09.12.2020<br />

16.12.2020<br />

23.12.2020<br />

30.12.2020<br />

3 MW Gaseinspeisungsanlage<br />

Substrate: Maissilage und Getreideschrot<br />

Viskositätin mPa*s<br />

16.000<br />

14.000<br />

12.000<br />

Rohgas gesamt m³/Tag<br />

Viskosität F1<br />

Viskosität F2<br />

Einsatz von ZYmaXX® (ab 29.07.20 in F1 |ab 31.08.20 in F2)<br />

80.000<br />

70.000<br />

60.000<br />

Rohgas in in m³/d<br />

10.000<br />

50.000<br />

8.000<br />

40.000<br />

6.000<br />

30.000<br />

4.000<br />

20.000<br />

2.000<br />

10.000<br />

0<br />

01.01.2020<br />

08.01.2020<br />

15.01.2020<br />

22.01.2020<br />

29.01.2020<br />

05.02.2020<br />

12.02.2020<br />

19.02.2020<br />

26.02.2020<br />

04.03.2020<br />

11.03.2020<br />

18.03.2020<br />

25.03.2020<br />

01.04.2020<br />

08.04.2020<br />

15.04.2020<br />

22.04.2020<br />

29.04.2020<br />

06.05.2020<br />

13.05.2020<br />

20.05.2020<br />

27.05.2020<br />

03.06.2020<br />

10.06.2020<br />

17.06.2020<br />

24.06.2020<br />

01.07.2020<br />

08.07.2020<br />

15.07.2020<br />

22.07.2020<br />

29.07.2020<br />

05.08.2020<br />

12.08.2020<br />

19.08.2020<br />

26.08.2020<br />

02.09.2020<br />

09.09.2020<br />

16.09.2020<br />

23.09.2020<br />

30.09.2020<br />

07.10.2020<br />

14.10.2020<br />

21.10.2020<br />

28.10.2020<br />

04.11.2020<br />

11.11.2020<br />

18.11.2020<br />

25.11.2020<br />

02.12.2020<br />

09.12.2020<br />

16.12.2020<br />

23.12.2020<br />

30.12.2020<br />

0<br />

89

PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Welche Schlussfolgerungen ergeben sich<br />

daraus für den Biogasanlagenbetrieb?<br />

Die Substratkosten sind mit Abstand der größte Posten<br />

bei den Ausgaben für den Betrieb einer Biogasanlage.<br />

Was liegt also näher, als die teuer eingekauften Substrate<br />

möglichst vollständig zu Biogas umzuwandeln?<br />

Zusätzlich sind schlecht abgebaute Substrate verantwortlich<br />

für Probleme bei der Anlagenführung (erhöhter<br />

Aufwand für Rühr- und Pumptechnik, Schwimmoder<br />

Sinkschichten u.a.) und beim Ausbringen der<br />

Gärrückstände (Verstopfungen in den Schleppschläuchen<br />

u.a.).<br />

Besonders in den letzten Jahren führten Dürreperioden<br />

zu extrem trockenen Silagen mit geringem Energiegehalt<br />

und erschwerter Abbaubarkeit.<br />

Um die damit verbundenen erhöhten Anforderungen zu<br />

bewältigen, gibt es prinzipiell zwei Möglichkeiten:<br />

1. mechanische Abtrennung der nicht abgebauten<br />

Trockensubstanz durch Separation – das ist die<br />

einfachste Methode<br />

2. Ertüchtigung der Biologie im Fermenter – das ist<br />

die nachhaltigste Methode.<br />

Der Trockensubstanz-Abbau in der Biogasanlage und<br />

die damit einhergehende Umwandlung der organischen<br />

Bestandteile zu Biogas wird entscheidend von<br />

der Bakteriendichte und der Art der Bakterien beeinflusst.<br />

Die Bakterienpopulation ist wiederum abhängig<br />

von der Verfügbarkeit von Nahrungsbestandteilen und<br />

Spurennährstoffversorgung für die Zellteilung und das<br />

Zellwachstum, die wiederum durch die Verfügbarkeit<br />

von Nahrung angeregt werden. Dies ist ein Regelkreis,<br />

der immer besser verstanden wird.<br />

Die Verfügbarkeit von Nahrungsbestandteilen kann<br />

durch verschiedene Maßnahmen verbessert werden,<br />

u.a. durch die Zugabe von Enzymen, die zusätzlich zu<br />

den von den Bakterien selbst produzierten Enzymen<br />

auf der molekularen Ebene als Katalysator wirken.<br />

ffDie Stärkung der Biogasbakterien führt neben einem<br />

besseren Substratabbau zu einem stabileren Anlagenbetrieb.<br />

Ein stabiler Anlagenbetrieb ist die Basis<br />

für eine wirtschaftliche Betriebsweise.<br />

ffDurch die Verbesserung des biologischen Abbaus<br />

der Substrate wird der organische Trockensubstanzgehalt<br />

und damit auch das Restgaspotenzial<br />

verringert bei gleichzeitiger Erhöhung der Biogasproduktion<br />

(Gesetz von der Erhaltung der Masse).<br />

Ein vollständiger Abbau der Organik zu Biogas ist<br />

jedoch aus verschiedenen Gründen nicht erreichbar.<br />

Lignin beispielsweise kann anaerob nicht abgebaut<br />

werden, wird aber nach Ausbringung der Gärrückstände<br />

von den Bodenbakterien zu Humusstrukturen<br />

umgewandelt und dient damit der Erhaltung der<br />

Bodenfruchtbarkeit.<br />

ffDie Bilanzierung einer Biogasanlage hinsichtlich<br />

der Massenströme beim Abbau der organischen Trockensubstanz<br />

ist sehr aufwendig und wird deshalb<br />

in der Praxis kaum durchgeführt. Eine Bilanzierung<br />

anhand der eingesetzten Frischmasse ist nicht zielführend.<br />

ffDie Bilanzierung von Kosten und Nutzen der Separation<br />

im Vergleich zu Kosten und Nutzen von Maßnahmen<br />

zur Stärkung der Biologie wäre ein interessantes<br />

Thema für eine tiefergehende Recherche.<br />

Die mechanische Abtrennung von Trockensubstanz<br />

durch Separation kann sich in der Gesamtbetrachtung<br />

im Vergleich zur Verbesserung des biologischen<br />

Abbaus als teure Maßnahme erweisen.<br />

ffAls Vorstufe für die Feststoffausbringung oder für die<br />

Trocknung von Gärrückständen ist eine Separation<br />

der Gärrückstände selbstverständlich notwendig.<br />

Ebenso wird bei Anlagen mit Trockenfermentationsbonus,<br />

die hohe Rezirkulatmengen benötigen, ein<br />

Separator erforderlich sein, wenn alle wirtschaftlichen<br />

Möglichkeiten zur Verbesserung des bakteriellen<br />

Trockensubstanz-Abbaus ausgeschöpft sind.<br />

Zusammenfassung<br />

ffDie Reduzierung der Gärrückstände ist eine ständige<br />

Aufgabe in Biogasanlagen und ergibt sich aus einer<br />

wirtschaftlichen Notwendigkeit.<br />

ffIn der Stärkung der Biogasbakterien liegt ein großes<br />

Potenzial, das es zu nutzen gilt. Deshalb sollten die<br />

„unsichtbaren Mitarbeiter“ wieder mehr Aufmerksamkeit<br />

erhalten.<br />

ffDie Bakteriendichte und die Artenvielfalt sowie die<br />

Interaktion der Bakterien untereinander können<br />

durch den Einsatz von Enzymen, Botenstoffen, Spurennährstoffen<br />

sowie von Schwefel- und Stickstoffbindern<br />

erheblich verbessert werden.<br />

Autoren<br />

Dorothea Telschow-Gohlke<br />

Sara Gatz<br />

Firma Biogas-Additive.de GmbH & Co. KG<br />

Prof. Hermann-Klare-Straße 6 · 07407 Rudolstadt<br />

0151/26 46 99 03<br />

d.telschow@biogas-additive.de<br />

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90

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> PRAXIS<br />

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Maria<br />

(FH<br />

Braune,<br />

Münster),<br />

Dr. Heike<br />

Udo Hemmerling<br />

Sträuber,Timo<br />

(Deutscher<br />

Middendorf<br />

Bauernverband), Tobias Weide (FH Münster),<br />

Prof. Dr. Michael Nelles (DBFZ/Uni Rostock), Claus Bogenrieder (ZÜBLIN Umwelttechnik),<br />

Dr. Hintere Andreas Reihe Maile von (STRABAG links: Dr. Hans-Christian Umwelttechnik) Schäfer (DBU), Dr. Christian Bock (Landw. Rentenbank), Michael Kralemann (3N)<br />

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91<br />

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PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Anlage des Monats März<br />

Naturenergie<br />

Isny GmbH<br />

Seit 2006 produziert die flexibilisierte<br />

Gemeinschaftsanlage im baden-württembergischen<br />

Isny Biogasstrom. Mittlerweile<br />

sind sieben Blockheizkraftwerke<br />

angeschlossen, die zusammen mehr als<br />

17 Millionen Kilowattstunden Strom pro<br />

Jahr erzeugen. Dabei entstehen auch gut<br />

10 Millionen Kilowattstunden Wärme.<br />

Der Strom wird über das Unternehmen<br />

e2m direkt vermarktet. Gefüttert wird<br />

die Anlage „just in time“ mit Gülle und<br />

Mist, Mais- und Grassilage sowie Getreide-Ganzpflanzensilage<br />

(GPS), was Fahrsiloanlagen<br />

überflüssig macht. In der<br />

Summe vermeidet die Biogasanlage pro<br />

Jahr über 11.000 Tonnen fossiles CO 2<br />

.<br />

Anlage des Monats April<br />

JHR green Power<br />

GmbH & Co.KG<br />

Die 2010 mit einer installierten Leistung von<br />

250 Kilowatt in Betrieb genommene Biogasanlage<br />

wurde über die Jahre kontinuierlich<br />

erweitert und flexibilisiert. Heute verfügt die<br />

in den landwirtschaftlichen Betrieb integrierte<br />

Anlage aus Mittelfranken über eine installierte<br />

Leistung von über einem Megawatt bei<br />

einer Bemessungsleistung von 365 Kilowatt.<br />

Der Strom wird sowohl als positive und als<br />

auch als negative Regelenergie vermarktet.<br />

Gefüttert werden vor allem Gülle und Mist,<br />

außerdem Mais, Getreide und GPS.<br />

Mit der anfallenden Wärme werden zwei Gaststätten<br />

und fünf Wohnhäuser versorgt, der<br />

Rest wird zur Holztrocknung verwendet. Insgesamt<br />

vermeidet die Biogasanlage pro Jahr<br />

rund 2.700 Tonnen fossiles CO 2<br />

.<br />

92

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

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PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Vertikale<br />

Agri-PV-Anlage.<br />

Erneuerbare Energien nicht<br />

gegeneinander ausspielen<br />

Flächenspezifische Erträge an Strom und Wärmeenergie werden bei Diskussionen zu<br />

Energiewendestrategien manchmal sehr plakativ als Kriterium für Effizienz genutzt.<br />

Beispielsweise soll die Photovoltaik 75 Kilowattstunden (kWh) je Quadratmeter (m²)<br />

und Jahr, Biomasse jedoch nur rund 2 kWh je m² und Jahr erzeugen. Angesichts komplexerer<br />

Gesamtverhältnisse sind weitere Kriterien maßgebend, um die Wertschöpfungspotenziale<br />

zu beurteilen. Hier fallen dann wesentliche systemische Vorteile der Biogaserzeugung<br />

und -verwertung ins Gewicht.<br />

Von Eur Ing Marie-Luise Schaller<br />

Die Wirtschaftlichkeit der Photovoltaik (PV)<br />

wurde enorm verbessert, daher steht sie im<br />

Vordergrund nationaler als auch regionaler<br />

Ausbauszenarien. Doch während die zur<br />

Verfügung stehenden Dach- und Fassadenflächen<br />

bisher nur minimal genutzt werden, steigt das<br />

Bestreben, Freiflächenanlagen (PV-FFA) zu realisieren,<br />

die sich nun oft ohne Förderung rechnen. Damit wächst<br />

die Nachfrage nach landwirtschaftlichen Flächen und<br />

führt in Regionen wie Brandenburg zu Protesten der<br />

Landwirte. Alarmiert durch den Pachtpreiskampf befürchten<br />

sie einen Verdrängungswettbewerb auch zu<br />

Lasten der Lebensmittelproduktion sowie eine nachteilige<br />

Beeinträchtigung des Landschaftsbildes.<br />

Die landwirtschaftliche Biogaserzeugung integriert<br />

sich demgegenüber in die Landschaft und leistet durch<br />

den Anbau nachhaltiger und ökologisch wertvoller Substrate<br />

einen Beitrag zur Steigerung der Biodiversität.<br />

Die Prinzipien der Kreislaufwirtschaft werden durch die<br />

Verwertung von landwirtschaftlichen Reststoffen und<br />

organischen Abfällen umgesetzt, die bei der regionalen<br />

Produktion von Lebensmitteln oder pflanzlichen Rohstoffen<br />

der Bioökonomie anfallen. Die Verwertung des<br />

Treibhausgases Methan aus Gülle und Mist trägt auch<br />

zum Klimaschutz bei. Biogas verknüpft so regionale Lebensmittelproduktion<br />

und Umweltdienstleistungen mit<br />

energetischer Verwertung.<br />

Biogas stützt fluktuierende Stromerzeugung<br />

Für die Energiewende wird Biogas aber unter anderem<br />

auch benötigt, um die Sektorenkopplung umzusetzen,<br />

insbesondere für die Mobilitätswende. Wichtigster Beitrag<br />

von Biogas ist die Flexibilität, durch die die Stabilität<br />

des Stromnetzbetriebs gesichert werden kann<br />

– ergänzend zu fluktuierend produzierenden Wind- und<br />

PV-Anlagen. Für die landwirtschaftlichen Biogasanlagenbetreiber<br />

ergeben sich so weitere Ertragsmodelle,<br />

die sich im Verbund mit virtuellen Kraftwerken ausschöpfen<br />

lassen.<br />

Der Dienstleister Next Kraftwerke aus Köln betreibt<br />

nach eigenem Bekunden eines der größten virtuellen<br />

Kraftwerke Europas mit 10.154 Anlagen und 8.450<br />

Megawatt (MW) vernetzter Leistung (Stand 4. Quartal<br />

2020). Deutschlandweit sind dort rund 3.400 Biogasanlagen<br />

angeschlossen, deren Betreiber von einer Optimierung<br />

ihrer Erlöse bei der Direktvermarktung und<br />

über die Bereitstellung von Regelenergie profitieren.<br />

Biogasanlagen sind integrierter Bestandteil des Ver-<br />

FOTO: TFZ<br />

94

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> PRAXIS<br />

Im Strukturwandel bieten Neulandflächen Raum für die Erforschung neuer Konzepte<br />

für innovative Gewerbegebiete wie hier am Tagebau Garzweiler.<br />

Energiewände: Solarkollektoren an den Fermenteraußenwänden<br />

der Biogasanlage Bergheim.<br />

FOTOS: MARIE-LUISE SCHALLER<br />

bundes mit anderen Erneuerbaren Energien, weil sie<br />

mit den sowohl negativen als auch positiven Leistungsreserven<br />

zur Netzstabilität beitragen.<br />

Das Unternehmen sieht im Stromhandelsbereich<br />

starke Wachstumschancen für ausgeförderte oder<br />

außerhalb des Förderregimes errichtete Erneuerbare-<br />

Energien-Anlagen. Die Tatsache, dass im Februar die<br />

Partnerschaft mit Shell Renewables & Energy Solutions<br />

bekannt wurde, dürfte die guten Aussichten belegen.<br />

Zweifach ernten mit Agri-PV<br />

Eine Kombination aller Technologien ist also erforderlich.<br />

Vermehrt macht auch die Kombination von<br />

landwirtschaftlicher Pflanzenproduktion mit der Erzeugung<br />

von Solarstrom auf derselben Fläche von sich<br />

reden, die sogenannte Agri-PV. Einen Überblick über<br />

den aktuellen Stand gibt eine im März <strong>2021</strong> veröffentlichte<br />

Studie des Technologie- und Förderzentrum<br />

(TFZ) im Kompetenzzentrum für nachwachsende Rohstoffe.<br />

Sie stellt drei Bauformen vor: Hoch auf-<br />

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95

PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

geständerte, vertikale und nachgeführte<br />

Agri-PV-Anlagen.<br />

Um Freiräume für eine maschinelle Bewirtschaftung<br />

zu schaffen, können nur etwa 50<br />

bis 80 Prozent der Leistung einer PV-FFA<br />

auf der Fläche installiert werden. Bei vertikal<br />

aufgeständerten Anlagen, die bislang<br />

ausschließlich im Grünland erprobt wurden,<br />

geht kaum landwirtschaftlich nutzbare<br />

Fläche verloren. In der Regel sind sie<br />

in Ost-West-Richtung ausgerichtet und<br />

können so morgens und abends die Sonnenstrahlung<br />

besonders effizient in Strom<br />

umwandeln. Zudem werden bei diesen<br />

Anlagen etwas teurere beidseitige Module<br />

verwendet, die über die Modulrückseite<br />

eine zusätzliche Leistung von etwa 80 bis<br />

95 Prozent der Nennleistung bereitstellen.<br />

Investitionen für vertikale Agri-PV-Anlagen<br />

liegen aufgrund der verwendeten Module<br />

und der aufwändigeren Aufständerung<br />

über denen der konventionellen PV-FFA.<br />

Sie sind aber deutlich kostengünstiger als<br />

hoch aufgeständerte Agri-PV-Anlagen mit<br />

der besonders hohen und stabilen Unterkonstruktion<br />

sowie den lichtdurchlässigen<br />

Spezialmodulen.<br />

Auch wenn bisher erst wenig realisiert und<br />

untersucht wurde, so zeichnet sich ab,<br />

dass die PV-Module die landwirtschaftliche<br />

Produktion nur minimal beeinträchtigen<br />

und sogar unterstützen können. Durch<br />

verschiedene positive Einflüsse auf die<br />

Kulturen, wie Schutz vor zu starker Sonneneinstrahlung,<br />

Hagel und Sturm, günstiges<br />

Mikroklima und Möglichkeiten eines<br />

besseren Wassermanagements, bieten die<br />

Agri-PV Anlagen eine Anpassung an Folgen<br />

des Klimawandels.<br />

Hemmnisse für die Verbreitung derartiger<br />

Anlagen sind unklare und hinderliche Genehmigungsverhältnisse.<br />

Daher sollten solche<br />

Projekte in enger Zusammenarbeit mit<br />

den Kommunen und Behörden entwickelt<br />

werden. Aber auch die Landwirte sind noch<br />

von diesen neuen Konzepten zu überzeugen,<br />

sodass vorerst vor allem Forschungsprojekte<br />

Sinn machen.<br />

Runde Verbundlösungen<br />

Besondere Chancen bieten sich im Zusammenhang<br />

mit den Aktivitäten für den<br />

Strukturwandel im Rheinischen Revier, wie<br />

zum Beispiel bei einem Verbundprojekt des<br />

kommunalen Zweckverbands LandFolge<br />

Garzweiler mit den Partnern TH Köln und<br />

Wuppertal Institut. Sie planen unter anderem<br />

einen Gewerbepark mit innovativem<br />

Energieversorgungskonzept, der auf Rekultivierungsflächen<br />

des Tagebaus Garzweiler<br />

im Bereich der Stadt Jüchen und in Nachbarschaft<br />

zu landwirtschaftlich genutzten<br />

Zonen errichtet wird.<br />

Clara Ukat<br />

Expert*innen der TH Köln vom Cologne<br />

Institute for Renewable Energy (CIRE) untersuchen<br />

dafür in einer Machbarkeitsstudie,<br />

wie eine optimierte Kombination von<br />

Erneuerbaren Energien, Energiespeichern<br />

und Infrastruktur für Elektromobilität sowie<br />

wasserstoffbasierte Mobilität und smarte<br />

Infrastruktur aussieht. Dabei geht es um einen<br />

ganzheitlichen und regionsbezogenen<br />

Ansatz durch Einbindung der Landwirtschaft<br />

und Verknüpfung mit lokalen Erzeugern<br />

und Verbrauchern.<br />

„Das Rheinische Revier steht in den kommenden<br />

Jahrzehnten vor der großen Herausforderung<br />

des Strukturwandels. Der<br />

Auf- und Umbau der Energieversorgungsstrukturen<br />

bedeutet aber auch große Chancen,<br />

etwa für die Entwicklung neuer, nachhaltiger<br />

Energieversorgungskonzepte“,<br />

erläutert Prof. Dr. Thorsten Schneiders,<br />

Teilprojektleiter am CIRE der TH Köln.<br />

Neben der Windenergie sollen auch die Potenziale<br />

für Agri-PV ausgeschöpft werden.<br />

Deswegen hat man frühzeitig den Kontakt<br />

zu den Landwirten hergestellt, um deren<br />

Akzeptanz zu gewinnen. Clara Ukat, die<br />

wissenschaftliche Mitarbeiterin der TH und<br />

zuständige Projektmanagerin, hat verschiedene<br />

Szenarien untersucht. Eine mögliche<br />

Variante sind vertikal angeordnete Anlagen,<br />

wie sie zum Beispiel von NextToSun<br />

angeboten werden. Sie sind günstig für die<br />

durchfahrenden Geräte und tragen mit ihren<br />

bifacialen Modulen und der Ost-West-<br />

Orientierung zur Netzstabilität bei. Denn<br />

sie erzielen ihr Maximum zeitlich versetzt<br />

zu dem der südlich orientierten Anlagen.<br />

Optimal ist ein Reihenabstand von 40<br />

Metern, wenn die in der Region üblichen<br />

Früchte Zuckerrüben und Getreide angebaut<br />

werden sollen. Zwischen den Modulreihen<br />

ließen sich auch ökologisch<br />

wertvolle Pflanzen für die Biogasnutzung<br />

anbauen. Hierbei hat Ukat Jahreserträge von<br />

20 kWh/m² für dreireihige und 13 kWh/m²<br />

für zweireihige Anlagen ermittelt. Im Bereich<br />

von Grün- oder Weideland sind engere<br />

Abstände mit bis zu 3-fach höheren Erträgen<br />

möglich.<br />

Kombinierte Flächennutzung<br />

„Die kombinierte Nutzung der Flächen<br />

bietet eine gute Möglichkeit, den Herausforderungen<br />

des Struktur-, aber auch des<br />

Klimawandels auf nachhaltige Weise zu<br />

begegnen. Zwar sinkt der Ertrag aus dem<br />

landwirtschaftlichen Anbau leicht, aber in<br />

der Regel erhöht sich der Gesamtertrag aus<br />

landwirtschaftlicher Produktion und Energieproduktion.<br />

In jedem Fall verhilft sie den<br />

landwirtschaftlichen Betrieben zu einer<br />

höheren wirtschaftlichen Resilienz, denn<br />

sie vereint zwei unterschiedliche Einnahmequellen“,<br />

fasst Clara Ukat die positiven<br />

Effekte zusammen.<br />

Theoretisch wäre auch der Verbund mit einer<br />

Biogasanlage möglich. Im Rheinischen<br />

Revier gibt es eine Vielzahl von Planungen<br />

für neue Gewerbegebiete. Dieses Projekt<br />

könnte dafür und für andere Regionen eine<br />

Blaupause liefern. Dabei geht es darum,<br />

integrierte und auf den jeweiligen Standort<br />

optimierte Konzepte zu entwickeln, nicht<br />

um einen einheitlichen Massen-Rollout.<br />

Spannend wäre auch ein Vergleich zwischen<br />

Agro-PV und Agro-Forstsystemen<br />

hinsichtlich des ökologischen Nutzens und<br />

des energetischen Outputs.<br />

Autorin<br />

EUR ING Marie-Luise Schaller<br />

ML Schaller Consulting<br />

mls@mlschaller.com<br />

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96

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> PRAXIS<br />

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97

PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Entscheidungshilfe für die Suche<br />

nach einem Zukunftskonzept<br />

Das Multitalent Biogas schafft es, erneuerbaren Strom zu produzieren, Wärme bereitzustellen<br />

oder die Mobilität umweltfreundlicher zu gestalten. Doch wie schafft die Biogasbranche<br />

ihren Weg in die Zukunft hin zu einem Weiterbetrieb nach Ablauf der Förderperiode 1?<br />

Welche Chancen und Möglichkeiten gibt es, die Wertschöpfungsmöglichkeiten der Landwirtschaft<br />

sowie der Biogasbranche weiterhin zu garantieren? Wo liegen die Herausforderungen?<br />

Von Jasmin Gleich, Ulrich Kilburg, Robert Wagner<br />

Tabelle 1: Checkliste Ausschreibung<br />

Diese Fragen beschäftigten unter anderem<br />

auch eine Projektgemeinschaft bestehend<br />

aus der TH Ingolstadt, der FH Münster und<br />

C.A.R.M.E.N. e.V. im Verbundvorhaben<br />

„Repoweringmaßnahmen hinsichtlich zukünftiger<br />

Aufgaben von Biogasanlagen“ (REzAB). Aus<br />

dem durch die Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe<br />

e.V. (FNR) mit Mitteln des Bundesministeriums für<br />

Ernährung und Landwirtschaft (BMEL) geförderten<br />

Projekt ging unter anderem ein Leitfaden für Bestandsbiogasanlagen<br />

zum wirtschaftlichen Betrieb nach dem<br />

Ende der EEG-Vergütung hervor.<br />

In dem Leitfaden „Biogas nach dem EEG – (wie) kann’s<br />

weitergehen? Handlungsmöglichkeiten für Anlagenbetreiber“<br />

werden sieben Zukunftskonzepte detailliert<br />

vorgestellt:<br />

Teilnahme an Ausschreibung<br />

Durch die erfolgreiche Teilnahme an der Ausschreibung wird eine Anschlussvergütung von weiteren 10 Jahren für<br />

Anforderung / Voraussetzung Check Punkte<br />

ffTeilnahme an der Ausschreibung.<br />

ffBereitstellung von Kraftstoff.<br />

ffNeubau einer Gülle-Kleinanlage.<br />

ffEigenverbrauch und Direktlieferung.<br />

ffRohgasseitige Bündelung.<br />

ffZusammenschluss der Anlagenbetreiber.<br />

ffStoffliche Nutzung.<br />

Ein Kapitel widmet sich außerdem dem Vorgehen bei<br />

der Stilllegung, der Umnutzung und dem Rückbau einer<br />

Biogasanlage.<br />

Ziel des Leitfadens ist, allen Biogasanlageneigentümern,<br />

-betreibern und Beratern zu helfen, die Zukunftsfähigkeit<br />

der Anlagen abzuschätzen. Zusätzlich werden<br />

Betreiber bei der Auswahl eines passenden Zukunftskonzeptes<br />

von Beratungseinrichtungen<br />

wie C.A.R.M.E.N. e.V. auf Wunsch unterstützt.<br />

Bei Interesse kann der Leitfaden,<br />

solange der Vorrat reicht, kostenfrei in<br />

gedruckter Form bei den Projektpartnern<br />

angefordert oder digital unter<br />

www.thi.de/go/energie<br />

www.carmen-ev.de<br />

www.fh-muenster.de<br />

Flexibilisierung – mindestens doppelte Überbauung der Bemessungsleistung bis<br />

vorhanden bzw. aussichtsreiche Vorgespräche geführt<br />

o 3<br />

150 Tage gasdichte Verweildauer bis zur Förderperiode 2 erreichbar o 3<br />

Maisdeckel gemäß EEG wird unterschritten o 3<br />

Zukunftsfähiges BHKW mit Einhaltung der vorgeschriebenen Emissionsgrenzwerte nach<br />

44. BImSchV<br />

o 2<br />

o 2<br />

Wirtschaftlich relevante Wärmenutzung mit marktüblichen Einnahmen o 2<br />

Erreichte Punkte<br />

bezogen werden.<br />

Entscheidungshilfe<br />

Die Entscheidungshilfe bietet in Form von<br />

Checklisten für jedes Konzept eine Hilfestellung,<br />

um zu prüfen, ob dieses für die<br />

jeweilige Anlage infrage kommt. Je mehr<br />

Anforderungen/Voraussetzungen bereits<br />

erfüllt sind oder erfüllt werden können,<br />

desto geeigneter ist das Konzept. Einige<br />

Anforderungen sind hervorgehoben<br />

(„K.O.-Kriterien“), da sie für das Konzept<br />

wesentliche Voraussetzungen darstellen.<br />

98

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> PRAXIS<br />

Jedes Konzept ist durch eine eigene Farbe gekennzeichnet<br />

und hat je nach Gewichtung unterschiedlich<br />

viele zu erreichende Punkte. Am Ende jedes Konzeptes<br />

ist ein Feld, in das die erreichten Punkte eingetragen<br />

werden können.<br />

Nachfolgend ist beispielhaft das Vorgehen<br />

anhand der Zukunftskonzepte<br />

„Teilnahme an Ausschreibung“ und<br />

„Bereitstellung von Kraftstoff“ beschrieben.<br />

Als Beispielanlage, für<br />

die ein Zukunftskonzept gesucht<br />

wird, dient die im Leitfaden definierte<br />

Standardanlage. Diese wurde<br />

2005 in Betrieb genommen und<br />

weist eine elektrische Leistung von<br />

500 kWel (Gas-Otto-Motor) auf. Sie<br />

setzt Maissilage (70 Prozent) und<br />

Rindergülle (30 Prozent) ein und versorgt<br />

ein Nahwärmenetz. Die Anlage<br />

verfügt über einen Fermenter, einen<br />

Nachgärer sowie ein Gärproduktlager.<br />

Die Biogasanlage wurde in der<br />

Förderperiode 1 flexibilisiert und die<br />

gasdichte Verweilzeit auf mindestens<br />

150 Tage erweitert.<br />

Im Fall der Standardanlage werden<br />

die Punkte Flexibilisierung (3<br />

Punkte), gasdichte Verweildauer (3<br />

Punkte) und wirtschaftlich relevante<br />

Wärmenutzung (2 Punkte) erfüllt.<br />

Des Weiteren kann davon ausgegangen<br />

werden, dass im Zuge der<br />

Flexibilisierung ein zukunftsfähiges<br />

BHKW verbaut wurde (2 Punkte).<br />

Der Maisdeckel wird mit dem aktuellen<br />

Substratmix überschritten.<br />

Ebenso ist möglicherweise ein nicht<br />

ausreichend großer Gasspeicher vorhanden.<br />

Die Biogasanlage erreicht<br />

also 10 von 15 möglichen Punkten<br />

in diesem Konzept (siehe Tabelle 1).<br />

Es wird angenommen, dass der Betreiber<br />

bereits Gespräche mit einem<br />

örtlichen Unternehmen geführt hat,<br />

das für den eigenen Fuhrpark Biomethan<br />

als Kraftstoff abnehmen würde.<br />

Die Gemeinde steht dem Projekt<br />

positiv gegenüber und unterstützt<br />

die Umsetzung. Somit werden für<br />

das Kraftstoffkonzept die Anforderungen<br />

der standortnahen Abnehmer<br />

Tabelle 2: Checkliste Kraftstoffproduktion<br />

20<br />

22<br />

(3 Punkte), der Entwicklung eines Vermarktungskonzeptes<br />

(3 Punkte), der Unterstützung der Gemeinde<br />

(ggfs. auch organisatorischer Art; 2 Punkte) und der<br />

Bereitschaft, in einem neuen Markt zu agieren (3 Punkte)<br />

sowie zu Neuinvestitionen (3 Punkte) erfüllt (siehe<br />

Tabelle 2).<br />

Am Standort ist ausreichend Platz für die Errichtung<br />

einer Aufbereitungsanlage und einer Biomethantankstelle<br />

(3 Punkte). Allerdings ist keine Erdgasleitung<br />

in unmittelbarer Nähe vorhanden, sodass vor Ort mit<br />

Bereitstellung von Kraftstoff (Bio-CNG-Tankstelle)<br />

Zusammenschluss der Anlagenbetreiber<br />

Biogas wird zu Kraftstoff aufbereitet und für den Verkehrssektor durch eine öffentliche Tankstelle oder für die Versorgung<br />

eines Fuhrparks durch eine Hoftankstelle nutzbar gemacht.<br />

Lokale Betreiber schließen sich zusammen und betreiben eine gemeinsame Biogasanlage. Die verbliebenen Biogasanlagen<br />

werden mit dem Auslaufen der Förderperiode 1 stillgelegt.<br />

Anforderung / Voraussetzung Check Punkte<br />

Anforderung / Voraussetzung Check Punkte<br />

Hoher Reststoffanteil mit langfristiger Versorgungssicherheit umsetzbar<br />

Biogasanlage bereits als Sondernutzungsgebiet genehmigt bzw. nachträgliche<br />

(wichtig für die Anrechenbarkeit im Quotenhandel nach RED II)<br />

o 3<br />

Genehmigung möglich<br />

Standortnahe Ausreichend Biogasanlagen Abnehmer für mit Biomethankraftstoff ähnlichem Inbetriebnahmedatum vorhanden (z.B. Fuhrpark) in räumlicher<br />

o 3<br />

Nähe<br />

Platz für Aufbereitungsanlage und Biomethan-Tankstelle vorhanden o 3<br />

Bereitschaft, mit anderen Betreibern ein Gemeinschaftsprojekt umzusetzen o 3<br />

Entwicklung eines Kraftstoffvermarktungskonzepts möglich (Betreiber als Dienstleister) o 3<br />

Organisatorische Unterstützung durch einen Koordinator für einen Betreiberzusammenschluss<br />

vorhanden<br />

o 3<br />

Organisatorische Unterstützung durch Gemeinde, Landkreis, Energieagentur zur Umsetzung<br />

der Kraftstoffvermarktung vorhanden<br />

o 2<br />

Gute Wärmenutzung der weitergeführten Anlage, stillzulegende Anlagen ohne Wärmekonzept<br />

bzw. Deckung über regenerative Wärmequellen möglich (z.B. Holzhackschnitzel)<br />

o 1<br />

Bereitschaft, auf bislang unbekannten volatilen Kraftstoff- und Quotenmärkten zu agieren o 3<br />

Tragfähiges Konzept am Weiterbetriebsstandort entwickelbar<br />

Bereitschaft und Möglichkeit zu erheblichen (Neu-)Investitionen o 3<br />

(z.B. Ausschreibung, Kraftstoff, stoffliche Nutzung)<br />

Wenn Stromeinspeisung am Standort begrenzt ist, Beibehaltung oder Erhöhung der Gaserzeugung<br />

durch Verschiebung auf Gasaufbereitung denkbar<br />

Umsetzung oder Verkauf von Teilen der nicht weitergeführten Anlagen möglich<br />

(z.B. BHKW, Trafo, Fackel, Gasreinigung, Messtechnik)<br />

Zugang zu Erdgasnetz – Entnahme von Biomethan / Erdgas möglich, um Liefergarantie zu<br />

Erreichte Punkte<br />

gewährleisten<br />

o 1<br />

o 2<br />

Erreichte Punkte<br />

Tragen Sie nun die Punkte für jedes Zukunftskonzept in Die Konzepte mit den besten Ergebnissen könnten als<br />

Tabelle 4 ein. Teilen Sie dann die Summe der erreichten Zukunftskonzept geeignet sein! Zusätzlich wurde eine<br />

Punkte durch die Summe der möglichen Punkte. Neubau Tragen einer Gülle-Kleinanlage<br />

Einschätzung der aktuellen Umsetzungsmöglichkeit der<br />

Tabelle 3: Auswertungstabelle – systematische Betrachtung aller Konzepte<br />

Sie das Ergebnis in die dafür vorgesehene Spalte ein. einzelnen Konzeptvarianten getroffen.<br />

für Am die bestehenden eigene Anlage Standort und wird abschließende eine Gülle-Kleinanlage Gegenüberstellung<br />

durch Stilllegung oder Erhalt von Komponenten der Bestandsanlage,<br />

4: Auswertung sowie der Zubau Entscheidungshilfe von Gewerken und Anlagentechnik durch Tätigung von (Neu-)Investitionen in Betrieb<br />

Tabelle<br />

genommen.<br />

Erreichte Mögliche Erreichte Punkte / Praxistauglichkeit /<br />

Konzept<br />

Anforderung / Voraussetzung Punkte<br />

Punkte Mögliche Punkte Marktdurchdringung<br />

Check Punkte<br />

Vorbehaltlose Zusage des Netzbetreibers erzielbar – EEG-Förderfähigkeit als<br />

Ausschreibung 15 o Gut 3<br />

Neuanlage<br />

Kraftstoff 23 Befriedigend<br />

Hoher Wirtschaftsdüngeranteil mit langfristiger Versorgungssicherheit umsetzbar,<br />

o 3<br />

mind. 80 % Frischmasseanteil bei maximal 75 kW el<br />

Bemessungsleistung<br />

Gülle-Kleinanlage 20 Gut<br />

Direktlieferung Kein Satelliten-BHKW vorhanden 14 Befriedigend o 3<br />

Bündelung Rohgas 17 Befriedigend<br />

Weiterbetrieb personell für 20 Jahre gesichert o 3<br />

Zusammenschluss 17 Befriedigend<br />

Bereitschaft zum (Teil-)Neubau der Biogasanlage o 3<br />

Stoffliche Nutzung<br />

Zukunftsvision – aktuell ist die Praxistauglichkeit nicht gegeben<br />

Leistungsreduzierung der Biogasanlage und Kompensation des niedrigeren Einkommens<br />

o 2<br />

durch einen anderen Betriebszweig – Biogas zukünftig als Nebenbetriebszweig<br />

Stilllegung<br />

Wenn kein passendes Zukunftskonzept oder nicht wirtschaftlich darstellbar<br />

Speichern gearbeitet werden muss, um die Liefergarantie<br />

zu gewährleisten. Die Biogasanlage erreicht also<br />

17 von 23 möglichen Punkten in diesem Konzept. Bei<br />

der Bereitstellung von Kraftstoff muss allerdings darauf<br />

geachtet werden, dass die Wärmeversorgung des<br />

Fermenters/der Fermenter sowie der Wärmekun-<br />

99

PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

den weiterhin sichergestellt ist. Dies kann beispielsweise<br />

über die Kombination mit dem Ausschreibungskonzept<br />

oder durch eine alternative Wärmequelle<br />

realisiert werden.<br />

Konzepte für eigene Anlage systematisch<br />

betrachten<br />

Analog zu den beiden beispielhaft gezeigten Zukunftskonzepten<br />

sollten für die eigene Bestandsanlage alle<br />

Konzepte systematisch betrachtet und in der abschließenden<br />

Auswertungstabelle gegenübergestellt werden<br />

(siehe Tabelle 3). Hier wird die Summe der erreichten<br />

Punkte durch die Summe der möglichen Punkte geteilt<br />

und das Ergebnis in die dafür vorgesehene Spalte<br />

eingetragen. Die Konzepte mit den besten Ergebnissen<br />

könnten als Zukunftskonzept geeignet sein und sollten<br />

detaillierter betrachtet werden. Zudem sollte die in der<br />

Auswertungstabelle aufgeführte Praxistauglichkeit in<br />

die Konzeptfindung mit einbezogen werden.<br />

Im beschriebenen Beispiel erreicht die Anlage im Konzept<br />

„Teilnahme an Ausschreibung“ 10 von 15 Punkten,<br />

was 66,7 Prozent entspricht. Beim Konzept „Bereitstellung<br />

von Kraftstoff“ werden 17 von 23 Punkten<br />

erzielt, also 73,9 Prozent. Für eine erfolgreiche und<br />

nachhaltige Konzeptumsetzung gibt es zudem weitere,<br />

konzeptübergreifende Maßnahmen, die geprüft und<br />

ggfs. umgesetzt werden sollten. Dazu gehört zum Beispiel,<br />

die Substratversorgung zu sichern und ggfs. den<br />

Substratmix anzupassen, die Genehmigung sowie die<br />

Anlagenversicherung zu aktualisieren und Effizienzsteigerungsmöglichkeiten<br />

umzusetzen.<br />

Des Weiteren sollte das Thema Generalüberholung bedacht<br />

werden. Nach 20 Jahren Betrieb, bei dem täglich<br />

die Gewerke und Komponenten den Belastungen<br />

durch Einsatzsubstrate und Witterung ausgesetzt sind,<br />

sind erfahrungsgemäß Schwachstellen vorhanden. Es<br />

ist zu beachten, dass für Biogasbestandsanlagen aus<br />

bautechnischer und sicherheitstechnischer Sicht eine<br />

rein „symptomatische Behandlung“ nicht ausreichend<br />

ist. Dabei bedarf es umfassender Maßnahmen, um die<br />

Schutzziele gegenüber Menschen, Tieren und Umwelt<br />

zu gewährleisten und einen guten Anlagenzustand zu<br />

erhalten.<br />

Stilllegung, Umnutzung<br />

und Rückbau<br />

Lässt sich der Weiterbetrieb nicht wirtschaftlich darstellen<br />

oder es fehlt die Motivation beziehungsweise<br />

Nachfolge für den Betrieb der Biogasanlage, muss ggfs.<br />

über eine Stilllegung des Betriebszweigs Biogas nach-<br />

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• Flexibilisierung<br />

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und Biogas 905 über wachen kontinuierlich<br />

oder dis kon ti nuierlich die Qualität des<br />

Biogases auf die Gaskompo nenten hin.<br />

Optional warnen zusätzliche Umgebungsluft-Sensoren<br />

frühzeitig vor gesundheitsge<br />

fähr denden, explo sions fähigen und<br />

nichtbrenn baren Gasen und Dämpfen.<br />

❯❯❯ Biogas Know-how seit 2001 ❮❮❮<br />

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100

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> PRAXIS<br />

gedacht werden. Auch im Hinblick auf die verschiedenen<br />

Konzeptideen kann ein Teilrückbau von Gewerken<br />

und Anlagenkomponenten nötig sein. Was eine Stilllegung<br />

bedeutet und welche Verpflichtungen und Anforderungen<br />

notwendig werden, wird ebenso im Leitfaden<br />

beschrieben und nachfolgend kurz dargestellt.<br />

Bevor es an den gezielten Rückbau der Biogasanlage<br />

geht, sollte über eine Umnutzung der Gewerke nachgedacht<br />

werden, um die entstehenden Rückbaukosten<br />

zu senken. Es besteht die Möglichkeit, die Behälter<br />

und Komponenten einer landwirtschaftlichen Nutzung<br />

zuzuführen. Voraussetzungen sind ein entsprechend<br />

guter Zustand der Biogasanlage und die frühzeitige<br />

Kommunikation mit der zuständigen Genehmigungsbehörde.<br />

Hier ist unter Umständen eine bautechnische<br />

Untersuchung notwendig. Für gut erhaltene Anlagenkomponenten<br />

ohne zukünftigen Nutzen vor Ort,<br />

wie BHKW oder Trafo, können entsprechende Preise<br />

generiert werden, wenn sich der Markt für gebrauchte<br />

Anlagenkomponenten erschließen lässt.<br />

Die Stilllegung ist innerhalb eines Monats nach deren<br />

Eintreten im Marktstammdatenregister einzutragen.<br />

Häufig wurde die Rückbauverpflichtung in der Baugenehmigung<br />

als Forderung fixiert und als Baulast in das<br />

Grundbuch eingetragen. Das gilt ggfs. auch für die verlegten<br />

Rohgas- oder Wärmeleitungen. Hier sind zusätzliche<br />

Verträge und eventuelle Grunddienstbarkeiten zu<br />

berücksichtigen. Grundsätzlich ist ein Rückbau ungenutzter<br />

Gewerke stets sinnvoll, da verbleibende Komponenten<br />

ge- und versichert werden müssen und auch<br />

die Akzeptanz in der Bevölkerung durch sachgemäßen<br />

Rückbau erhalten werden kann. Zudem ergeben sich<br />

durch den Rückbau andere, neue Nutzungsmöglichkeiten<br />

der Fläche.<br />

Autoren<br />

Jasmin Gleich<br />

Ulrich Kilburg<br />

Robert Wagner<br />

C.A.R.M.E.N. e.V.<br />

Schulgasse 18 · 94315 Straubing<br />

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101

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Aus der<br />

Verbandsarbeit<br />

BERICHT AUS DER GESCHÄFTSSTELLE<br />

Umsetzung der RED II in<br />

nationales Recht schreitet<br />

voran<br />

Unsere politische und fachliche Arbeit im Verband war im März<br />

sehr stark von der Umsetzung der RED II in nationales Recht<br />

geprägt. Die Umsetzung der EU-Verordnung wird weitreichende<br />

Folgen für die Biogasbranche haben. Eine positive für den<br />

Kraftstoffsektor und eher neue Herausforderungen für den<br />

Strom- und Wärmesektor.<br />

Von Dr. Stefan Rauh und Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk<br />

Zum einen befindet sich<br />

das Bundes-Immissionsschutzgesetz<br />

(BImSchG)<br />

im parlamentarischen Verfahren.<br />

Die darin geregelte<br />

Treibhausgasminderungsquote (THG-<br />

Quote) legt verbindliche Treibhausgas-Mindesteinsparungen<br />

im deutschen<br />

Kraftstoffmix fest. Die Höhe<br />

der Quotenziele entscheidet damit,<br />

wie groß und attraktiv der Markt für<br />

Biomethan aus Abfall- und Reststoffen<br />

in den kommenden Jahren wird.<br />

Zum anderen erhielten die Bioenergieverbände<br />

Ende März erste Entwürfe<br />

zu den Nachhaltigkeitsverordnungen.<br />

Die Entwürfe deuten auf eine<br />

1:1-Umsetzung der RED II hin, was<br />

Chancen für Biomethan als Kraftstoff<br />

bedeutet, aber neue Anforderungen<br />

an Biogasanlagen im EEG beinhaltet.<br />

Neue Chancen ergeben sich<br />

dabei in erster Linie für Biomethan<br />

aus Gülle, dem – aufgrund neuer Rechenvorgaben<br />

– ein weitaus größeres<br />

Treibhausgas-Minderungsvermögen<br />

bescheinigt wird. Dies führt zu besseren<br />

Vermarktungsoptionen im Kraftstoffsektor.<br />

Auf klassische EEG-Anlagen kommen<br />

neue Herausforderungen zu. Alle<br />

Anlagen – auch Bestandsanlagen! –<br />

oberhalb von 2 Megawatt (MW) Feuerungswärmeleistung<br />

müssen sich ab<br />

1. Juli <strong>2021</strong> mit einer Nachhaltigkeitszertifizierung<br />

auseinandersetzen<br />

und prüfen, welche Maßnahmen sie<br />

ergreifen müssen. Die Verordnungsentwürfe<br />

waren auch ein Thema bei<br />

der Kuratoriumssitzung des Fachverbandes<br />

Biogas e.V. am 25. März<br />

<strong>2021</strong>. Außerdem ging es um die Perspektiven<br />

des EEG sowie die gestiegenen<br />

technischen Anforderungen an<br />

Biogasanlagen.<br />

Nachbesserungen im EEG<br />

weiter in der Schwebe<br />

Hinsichtlich der Nachbesserungen im<br />

EEG befindet sich der Verband nach<br />

102

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Engagiert. Aktiv. Vor Ort. Und in Berlin: Der Fachverband Biogas e.V.<br />

wie vor im Austausch mit den zuständigen<br />

Ministerien und den Abgeordneten. Unklar<br />

ist nach aktuellem Stand, ob es in dieser<br />

Legislaturperiode, also bis Ende Juni, noch<br />

eine kleine EEG-Novelle geben wird oder<br />

ob lediglich ein Reparaturgesetz umgesetzt<br />

werden kann.<br />

Wichtigster Punkt, der aus Sicht der Branche<br />

geändert werden muss, ist die Regelung<br />

zum Flexzuschlag. Es muss klargestellt werden,<br />

dass dieser auf jeden Fall in der zweiten<br />

Vergütungsperiode ausgezahlt wird,<br />

unabhängig davon, ob der Betreiber zuvor<br />

die Flexprämie beansprucht hatte. Weitere<br />

Punkte für die EEG-Reparatur sind die<br />

endogene Mengensteuerung sowie die Südquote.<br />

Zusätzlich wird die Umsetzung der<br />

Anschlussregelung für kleine güllebetonte<br />

Anlagen im Bundeswirtschaftsministerium<br />

vorangetrieben. Zur Darstellung der Bedeutung<br />

dieser Regelung hatte der Fachverband<br />

Biogas eine Blitzumfrage durchgeführt, die<br />

ergeben hat, dass kurz- bis mittelfristig bis<br />

zu 500 Anlagen eine solche Anschlussregelung<br />

nutzen würden.<br />

Die prägenden Themen im Mitgliederservice<br />

waren Fragen zu den Auswirkungen des EEG<br />

<strong>2021</strong> insbesondere auf Bestandsanlagen<br />

sowie Fragestellungen zur Umsetzung der<br />

44. Bundes-Immissionsschutzverordnung<br />

(BImSchV), des LAI-Beschlusses zum Luftreinhaltebonus<br />

sowie zur TRAS 120. Letztere<br />

Themen bildeten auch den Schwerpunkt<br />

bei einer Vielzahl von digitalen Regionalgruppenveranstaltungen.<br />

Aufgrund der<br />

aktuellen Entwicklungen bei der Corona-<br />

Pandemie werden bis auf weiteres keine<br />

Vor-Ort-Treffen möglich sein. Es sind daher<br />

weitere digitale Veranstaltungen geplant.<br />

Weiterentwicklung der<br />

Gemeinsamen Agrarpolitik für<br />

Biogasbranche von Bedeutung<br />

Anfang März erreichten die Referentenentwürfe<br />

zum Gesetzespaket zur Umsetzung<br />

der zukünftigen Gemeinsamen EU-<br />

Agrarpolitik (GAP) die Geschäftsstelle des<br />

Fachverbandes Biogas e.V. Darin geht es<br />

um die Neugestaltung der Direktzahlungen<br />

für den Förderzeitraum 2023 bis 2027. Das<br />

Paket regelt die Mittelverteilung zwischen<br />

den verschiedenen Komponenten der Förderung.<br />

Unter anderem ist vorgesehen, dass<br />

8 Prozent der Gelder in die zweite Säule<br />

umgeschichtet werden und die neuen sogenannten<br />

Öko-Regelungen (freiwillige Möglichkeit<br />

zur Durchführung von Maßnahmen<br />

zugunsten von Klima und Umwelt) 20 Prozent<br />

der Direktzahlungen ausmachen sollen.<br />

Mittlerweile haben sich die Ministerien<br />

auf 25 Prozent geeinigt. Aus Biogassicht relevant<br />

ist besonders die Ausgestaltung der<br />

Öko-Regelungen.<br />

Daher geht es im weiteren Verfahren in erster<br />

Linie darum, Energiepflanzen in den<br />

Öko-Regelungen zu verankern, die einen<br />

Beitrag zu mehr Biodiversität leisten. Ziel<br />

ist es, über die Ökoregelungen geförderte<br />

Substrate zu bekommen, die in Ergänzungen<br />

zu klassischen Energiepflanzen von<br />

dem Betreiber selbst, aber auch benachbarten<br />

Landwirten angebaut werden können.<br />

Austausch zur Stoffstrombilanz<br />

mit dem BMEL<br />

Ein weiteres landwirtschaftliches Thema<br />

beschäftigte die Geschäftsstelle: Aktuell<br />

läuft die Evaluierung der Stoffstrombilanz,<br />

die in einer neuen Verordnung münden soll.<br />

Hierzu gab es ein Austauschgespräch mit<br />

dem Bundeslandwirtschaftsministerium<br />

(BMEL) auf Arbeitsebene zur praktischen<br />

Umsetzung auf Biogasbetrieben. Vonseiten<br />

des Verbandes konnte dabei klar aufgezeigt<br />

werden, dass der aktuelle Berechnungsrahmen<br />

nicht für Biogasanlagen geeignet ist.<br />

Das BMEL konnte die Bedenken gut nachvollziehen,<br />

verwies aber auf die schwierigen<br />

Verhandlungen mit dem Bundesumweltministerium,<br />

das sehr starken Druck ausübt<br />

und keine Änderungen im Sinne der Landwirtschaft<br />

anstrebt.<br />

Die Fachverband Biogas (FvB) Service<br />

GmbH ist derzeit damit beschäftigt, ein<br />

Angebot für Düngeberatungen aufzubauen.<br />

Die Beratung soll ab Herbst <strong>2021</strong> in<br />

drei Modulen erfolgen. In Modul 1 wird die<br />

Vollständigkeit von vorgeschriebenen düngerechtlichen<br />

Aufzeichnungen und Bilanzen<br />

besprochen. In den Modulen 2 und 3<br />

werden konkrete Hinweise gegeben, welche<br />

Anforderungen durch DüV, StoffBilV etc.<br />

gestellt werden und wie Betreiber diesen<br />

begegnen können. In diesen Modulen können<br />

beispielsweise auch die Stoffstrombilanz<br />

oder die Lagerkapazität durch die FvB<br />

Service GmbH berechnet werden. Ab Mai<br />

soll es eine erste Testphase des Angebotes<br />

geben. Wenn Sie Interesse haben, als Testbetrieb<br />

teilzunehmen, melden Sie sich gerne<br />

per Mail bei: sophia.heinze@biogas.org<br />

Viele offene Fragen bei der<br />

Umsetzung des Redispatch 2.0<br />

Schon ab Oktober <strong>2021</strong> wird das Thema<br />

„Redispatch 2.0“ für alle Biogasanlagen<br />

ab 100 Kilowatt installierte elektrische<br />

Leistung relevant. Um unsere Mitglieder<br />

über die Anforderungen zu informieren,<br />

haben wir bereits über 400 Betreiber in<br />

verschiedenen kostenfreien Webinfo-Seminaren<br />

mit regionalem Bezug geschult.<br />

Dabei wurden in Kooperation mit den jeweiligen<br />

Netzbetreibern die Anforderungen<br />

in den Netzgebieten von Bayernwerk, EWE,<br />

Avacon, Westnetz, WEMAG und E.DIS vorgestellt.<br />

Weitere Seminare in den<br />

Immer wenn wir Energie brauchen, kann Biogas liefern:<br />

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103

VERBAND<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Netzgebieten der NetzeBW, Lechwerke und Thüringer<br />

Energienetze befinden sich derzeit in Planung.<br />

Leider zeigt sich zunehmend, dass viele wichtige Aspekte,<br />

wie der Umgang mit einer Wärmeversorgung,<br />

die Umsetzung von Datenlieferverpflichtungen oder<br />

die Rollen im zukünftigen System, oftmals noch nicht<br />

abschließend geklärt sind, was zu einer Vielzahl von<br />

Fragen in der Mitgliedschaft führt. Um unsere Mitglieder<br />

bei der Umsetzung zu unterstützen, erarbeiten wir<br />

zurzeit eine Arbeitshilfe, die die Anforderungen zusammenfasst.<br />

TRAS 120, 44. BImSchV und<br />

Luftreinhaltebonus<br />

Wie bereits berichtet, stellt die Umsetzung der TRAS<br />

120 einen Themenschwerpunkt der Verbandsarbeit<br />

dar, da betroffene Anlagenbetreiber verstärkt zur Anlagenprüfung<br />

durch einen Sachverständigen gemäß<br />

Paragraf (§)29b BImSchG aufgefordert werden. Die<br />

Länder agieren hier leider sehr unterschiedlich, angefangen<br />

mit einer abweichungsfesten Umsetzung bis<br />

hin zu einem entspannten Abwarten der Behörden.<br />

Aus diesem Grund ist der Fachverband im intensiven<br />

Austausch mit betroffenen Anlagenbetreibern beziehungsweise<br />

den zuständigen Behörden. Auch besteht<br />

nach wie vor erheblicher Abstimmungsbedarf bei diskussionswürdigen<br />

Anforderungen bezüglich gleichwertiger<br />

alternativer Maßnahmen (zum Beispiel abwehrender<br />

Brandschutz anstatt von Schutzabständen).<br />

Auf eine finale Klarstellung bei der Umsetzung des im<br />

Herbst 2020 veröffentlichten neuen LAI-Beschluss<br />

zum Erhalt des Luftreinhaltebonus warten wir seit Monaten<br />

und hoffen, dass im Mai weitere Vollzugshinweise<br />

kommen. Auch hier sind wir im ständigen Austausch<br />

mit den in der LAI aktiven Ländervertretern, um möglichst<br />

praktikable Vorgaben zu erreichen.<br />

AwSV-Änderung und Veröffentlichung<br />

TRwS 793-1<br />

Nachdem der Entwurf zur ersten Verordnung zur Änderung<br />

der Verordnung im Umgang mit wassergefährdenden<br />

Stoffen (AwSV) Anfang des letzten Jahres auch im<br />

Bereich Biogas höhere Wellen geschlagen hatte (Stichwort<br />

externe Gärrestlager), ruht das Verordnungsvorhaben<br />

mit Verstreichen des ersten Quartals <strong>2021</strong> vorerst<br />

wieder, da ein Abschluss des Verfahrens in dieser Legislaturperiode<br />

nicht mehr realisierbar wäre.<br />

Allerdings ist damit aber die sprichwörtliche Kuh noch<br />

nicht vom Eis: Denn dass die AwSV an einzelnen Stellen<br />

geändert werden muss – unter anderem, um europarechtskonform<br />

zu sein –, stand eigentlich schon beim Inkrafttreten<br />

der AwSv 2017 fest. Die Ruhe vor dem Sturm<br />

herrscht dagegen aktuell bei der TA Luft: Die Ausschussberatungen<br />

im Bundesrat laufen auf Hochtouren –<br />

ein Bundesratsbeschluss wird im Mai erwartet.<br />

Sicher in den Hafen eingelaufen ist dagegen die Technische<br />

Regel wassergefährdende Stoffe TRwS 793-1 –<br />

Biogasanlagen mit Gärsubstraten landwirtschaftlicher<br />

Herkunft. Im März wurde der Weißdruck von der DWA<br />

veröffentlicht und kann bei der DWA in gedruckter Fassung<br />

oder als e-Book bezogen werden. Da die TRwS<br />

793-1 für den Neubau von Anlagen gilt, soll in einem<br />

Teil 2 auf die Bestandsanlagen eingegangen werden.<br />

Die Arbeiten dazu wurden bereits aufgenommen.<br />

Überarbeitung der TRGS 529<br />

Ein Schwerpunktthema bei der Überarbeitung der TRGS<br />

529 nimmt das Thema Instandhaltung ein. Neben neuen<br />

Fachkundeanforderungen steht auch die Aufnahme<br />

neuer Anforderungen an Schutzmaßnahmenkonzepten<br />

zur Diskussion. Um hier die Branche mit einzubeziehen,<br />

wurde die Arbeitsgruppe „Sichere Instandhaltung“ im<br />

Fachverband Biogas reaktiviert. Die Arbeitsgruppe hat<br />

ORIGINAL UND OEM-ERSATZTEILE<br />

Zylinderlaufbuchsen, Kolben, Lager, Kupplungen, Wartungssets<br />

und viele weitere Ersatzteile passend für Ihr BHKW<br />

104

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> VERBAND<br />

sich hierzu bereits zweimal in Webkonferenzen getroffen<br />

und ausgetauscht. Nach aktuellem Stand begrüßt die<br />

Arbeitsgruppe die neuen Anforderungen an die Fachkunde,<br />

aber neue, in einem Regelwerk verankerte detailliertere<br />

Schutzmaßnahmen werden hingegen als weniger<br />

sinnvoll erachtet. Vielmehr wird befürwortet, dass<br />

die bisherigen Arbeitshilfen des Fachverbandes noch<br />

ergänzt und gegebenenfalls noch weiter verteilt werden.<br />

Einer besonders kritischen Beobachtung bedarf es in<br />

den letzten Wochen der Einführung neuer ISO-Standards<br />

beim Thema Biogas sowie im besonderen Maße<br />

der Adaption von ISO-Standards in die europäischen<br />

Normungsaktivitäten (CEN 408). Hierzu sind wir in engem<br />

Austausch mit den ebenfalls betroffenen Verbänden<br />

DVGW und DWA, um auch auf nationaler Ebene den<br />

Entwicklungen angemessen entgegenzutreten (Entsendung<br />

von Experten, Diskussion in Spiegelgremien etc.).<br />

Homepage wird überarbeitet<br />

Das Digitalisierungsreferat wurde mit der Überarbeitung<br />

der Fachverbandswebsite www.biogas.org (deutsch/<br />

englisch) beauftragt. Ziel ist ein moderner und sicherer<br />

Online-Zugang zu den Informations- und Serviceangeboten<br />

des Fachverbandes. In der ersten Phase werden<br />

die Inhalte auf Punkte wie Qualität, Aktualität und Erreichbarkeit<br />

untersucht, um die Website auch inhaltlich<br />

noch zielgruppengerechter zu gestalten.<br />

Neben laufenden Verbesserungen an neu integrierten<br />

Tools wie der Nachrichten-App „Airfarm“ und Zoom<br />

sowie Equipmentanschaffungen und Schulungen unterstützt<br />

das Referat Mitarbeitende bei Technikfragen<br />

und Aufträgen mit digitalen Lösungen. Wo nötig, werden<br />

Technologien regelmäßig auf ihre Datenschutzkonformität<br />

(DSGVO) geprüft und die Hinweispflichten des<br />

Fachverbandes in Abstimmung mit dem Datenschutzbeauftragten<br />

aktualisiert.<br />

Neues von den KVP-Projekten<br />

im Referat International<br />

Am 17. März fand das jährliche Projekttreffen mit dem<br />

Fachverband Biogas und dem Indischen Biogasverband<br />

als Webkonferenz statt. Inwieweit die definierten<br />

Projektziele erfüllt wurden beziehungsweise im Verlauf<br />

des Jahres noch erfüllt werden, wurde hierbei besprochen<br />

und festgehalten, insbesondere im Hinblick auf<br />

die im Juni stattfindende Projektfortschrittskontrolle.<br />

Für das Labor-Portal für Labordienstleistungen, das<br />

in Zusammenarbeit mit der indischen Universität in<br />

Varanasi eingerichtet wurde, ist nun eine zuständige<br />

Ansprechperson vor Ort, die den Ablauf im Labor beaufsichtigt.<br />

Der Feinplanungsworkshop und damit offizieller Kickoff<br />

zum neuen Kammer-Verbandspartnerschafts-Projekt<br />

(KVP) in Uganda fand am 13. und 14. April in<br />

Form einer Hybridveranstaltung mit insgesamt 23 Teilnehmern<br />

aus den Verbänden, Regionalverbänden sowie<br />

den Fördermittelgebern Sequa sowie der GIZ statt. Dabei<br />

wurden die Ziele des gemeinsamen Projekts konkretisiert<br />

und Projektmaßnahmen und Verantwortungen<br />

zusammen festgelegt.<br />

Autoren<br />

Dr. Stefan Rauh<br />

Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk<br />

Geschäftsführer<br />

Fachverband Biogas e.V.<br />

Angerbrunnenstr. 12 · 85356 Freising<br />

0 81 61/98 46 60<br />

info@biogas.org<br />

www.biogas.org<br />

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VERBAND<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Durchbruch bei niedersächsischen<br />

Nachgärern – Erlass zurückgenommen<br />

Aufatmen in der Landwirtschaft und der Erneuerbaren-Branche:<br />

Nachgärbehälter von<br />

Biogasanlagen werden auch künftig weiter<br />

als Lagerbehälter angerechnet. Im Januar<br />

war bekannt geworden, dass Nachgärer im<br />

Rahmen der Düngeverordnung rückwirkend zum 1. Januar<br />

nicht mehr für die Lagerraumberechnung anerkannt<br />

werden sollten.<br />

Der LEE hatte mit Unterstützung des Landvolks Niedersachsen<br />

erfolgreich beim niedersächsischen Landwirtschaftsministerium<br />

und bei CDU-Agrarpolitikern interveniert.<br />

Eine erneute Klärung ergab, dass Nachgärer<br />

in Abhängigkeit von der Anlagenfütterung und damit<br />

zusammenhängenden anlagenbezogenen Verweilzeiten<br />

anerkannt werden dürfen.<br />

Nachgärer übernimmt weiterhin<br />

Gärrestlagerfunktion<br />

Im Detail bedeutet das für die niedersächsischen Biogasanlagenbetreiber,<br />

dass der Erlass „Nachgärer ist<br />

keine Lageranlage“ rückwirkend zum 1. Januar <strong>2021</strong><br />

zurückgenommen wird. Die Gärrestlagerraumberechnung<br />

erfolgt weiterhin nach der Verfahrensbeschreibung<br />

der Landwirtschaftskammer: Der Nachgärer kann<br />

wieder anteilig – bis maximal 70 Prozent – die Gärrestlagerfunktion<br />

übernehmen.<br />

Wäre der Erlass wie ursprünglich geplant in Kraft getreten,<br />

hätte dies das Aus für zahlreiche niedersächsische<br />

Biogasanlagen bedeutet. „Der Nachgärer wäre bei der<br />

Berechnung der Lagerraumkapazität von Biogasanlagen<br />

nicht berücksichtigt worden, sodass zusätzlicher<br />

teurer Lagerraum hätte gebaut werden müssen. Dazu<br />

wären die meisten Biogasanlagenbetreiber finanziell<br />

nicht in der Lage gewesen. Das Ziel vermehrter Wirtschaftsdüngervergärung<br />

wäre somit in weite Ferne<br />

gerückt“, erklärt dazu Jochen Oestmann, Vertreter des<br />

Landvolks im LEE.<br />

Wirtschaftsdüngervergärung = Klimaschutz<br />

Für Silke Weyberg, LEE-Geschäftsführerin, ist die<br />

Rücknahme des Erlasses daher ein Schritt in die richtige<br />

Richtung: „Die Lageproblematik ist zentral. Der<br />

Wegfall des Nachgärers als Lager hätte zur Folge gehabt,<br />

dass der Anteil der Wirtschaftsdüngervergärung<br />

(WDV) gesunken wäre. Das Gegenteil wollen wir erreichen.<br />

Im Sinne des Klimaschutzes wollen wir die WDV<br />

steigern, was ein Bündel an abgestimmten Maßnahmen<br />

erfordert. Hierzu wird das Biogasforum Vorschläge<br />

unterbreiten. Dazu gehört auch eine pragmatische<br />

Umsetzung der Düngeverordnung in Niedersachsen.“<br />

„Rote Gebiete“ – LEE nimmt zur Niedersächsischen<br />

Düngeverordnung Stellung<br />

In der intensiv geführten Diskussion um die sogenannten<br />

„Roten Gebiete“ in Niedersachsen hat sich der LEE<br />

mit zwei Stellungnahmen an das Niedersächsische<br />

Landwirtschaftsministerium gewandt. Mit der Erweiterung<br />

des Messstellennetzes und damit einer weiteren<br />

Regionalisierung der Messstellen hatte das Landwirtschaftsministerium<br />

entscheidende Anregungen des<br />

LEE aufgegriffen. Der LEE kritisiert jedoch, dass die<br />

Ausweisung der „Roten Gebiete“ immer noch nicht<br />

überall dem Verursacherprinzip entspricht.<br />

Für die Biogasbranche ist es aus Sicht des LEE von<br />

existenzieller Bedeutung, dass diese Messstellen<br />

fachlich untermauert sind, sodass sie im Gesamtsystem<br />

der gesetzlichen Regelungen und europarechtlichen<br />

Vorgaben anerkannt werden. Denn nur dann<br />

besteht die dringend gebotene Rechtssicherheit für<br />

Anlagenbetreiber.<br />

106

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong> VERBAND<br />

Niedersachsen agiert bei Gärreste lagerung<br />

restriktiv<br />

Der LEE befürchtet Probleme bei der Lagerung der<br />

Gärreste. Auch wenn der Nachgärer wieder als Lager<br />

anerkannt wurde, führt eine äußerst restriktive und im<br />

Bundesgebiet einmalige Auslegung der Düngeverordnung<br />

durch das Land Niedersachsen dazu, dass Biogasanlagen<br />

ihre mögliche Wirkung im Hinblick auf das<br />

Wirtschaftsdüngermanagement in Niedersachsen nicht<br />

entfalten können.<br />

Biogasanlagen können durch Güllevergärung einen<br />

erheblichen Beitrag nicht nur für den Wasserschutz,<br />

sondern auch zur Verminderung der Treibhausgase und<br />

insbesondere der Lachgasimmissionen liefern. Dazu<br />

müsste es möglich sein, externe Lagebehälter für die<br />

Gärrestlagerung zu nutzen und Lieferverträge als ackerbauliche<br />

Verwertungsmöglichkeit anzuwenden.<br />

Klimapolitisch fragwürdige Vorgaben<br />

Da die Wirtschaftsdüngervergärung besonders viel Lagerraum<br />

benötigt, sind die Betreiber gezwungen, Gülle<br />

zugunsten vorzüglicherer Produkte zu substituieren, um<br />

ausreichend Lagerraum nachweisen zu können. Das ist<br />

klimapolitisch, aber auch bei ganzheitlicher Betrachtung<br />

des Wirtschaftsdüngeraufkommens kontraproduktiv<br />

und steht nicht nur dem niedersächsischen Klimaschutzziel<br />

entgegen, sondern auch der jüngst durch das<br />

Niedersächsische Landwirtschaftsministerium veröffentlichten<br />

Ackerbaustrategie.<br />

Dort wird richtigerweise betont,<br />

dass der Humusaufbau durch<br />

Wirtschaftsdüngernutzung<br />

verstärkt werden soll. Die<br />

düngerechtlichen Vorgaben<br />

dieser Gesetzesumsetzung<br />

dürfen dem<br />

aber nicht entgegenstehen.<br />

Der LEE setzt<br />

sich daher für eine<br />

ganzheitliche Lösung<br />

der Problematik ein.<br />

Autor<br />

Lars Günsel<br />

Pressesprecher<br />

LEE Niedersachsen/Bremen<br />

Am 2. Juni trifft sich<br />

die Erneuerbare-Energien-Community<br />

zum „3. Branchentag Erneuerbare<br />

Energien Niedersachsen/Bremen“ in Hannover.<br />

Hauptanliegen der Veranstaltung ist, die Branche zu<br />

vernetzen, die Akteure miteinander in Kontakt zu bringen,<br />

Wissen auszutauschen und parteiübergreifend den<br />

Dialog mit der Politik zu fördern, die auf den bisherigen<br />

Branchentagen erfreulich stark vertreten war. Im Bundestagswahljahr<br />

<strong>2021</strong> wird dieser Aspekt – auch in der<br />

Programmgestaltung – eine besondere Rolle spielen.<br />

Für alle, die der Veranstaltung nicht beiwohnen<br />

können, steht ein Livestream zur Verfügung.<br />

Informationen finden Sie unter https://<br />

www.lee-nds-hb.de/branchentag/<br />

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107

VERBAND<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Korrektur des EEG <strong>2021</strong> überfällig<br />

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

Als die Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes<br />

(EEG)<br />

kurz vor knapp Ende letzten<br />

Jahres verabschiedet wurde,<br />

blieben wesentliche Punkte<br />

ungeregelt oder enthielten handwerkliche<br />

Fehler. In einem Entschließungsantrag verpflichteten<br />

sich die Regierungsfraktionen,<br />

im ersten Quartal <strong>2021</strong> an verschiedenen<br />

Stellen Nachbesserungen vorzunehmen.<br />

Diese Zusage wurde nicht eingehalten und<br />

die Verhandlungen der beiden Koalitionsfraktionen<br />

liegen weiter auf Eis, was<br />

in der Branche für enorme Unsicherheit<br />

sorgt.<br />

Am EEG sind jetzt schnell maßgebliche<br />

Korrekturen vorzunehmen und<br />

notwendige Impulse für den Ausbau<br />

der Erneuerbaren Energien zu geben.<br />

Nur so können die Klimaziele erreicht<br />

und ausreichend saubere Energie für den<br />

wachsenden Strombedarf zur Verfügung<br />

gestellt werden. Zu den dringendsten Baustellen<br />

gehören neben der Anpassung der<br />

Ausbaupfade an höhere EU-Klimaziele und<br />

den steigenden Strombedarf vor allem Korrekturen<br />

bei den Ausschreibungen, aber<br />

auch bei anderen kurzfristig eingezogenen<br />

Hindernissen.<br />

So muss bei der Bioenergie der Flexibilitätszuschlag<br />

im zweiten Vergütungszeitraum<br />

auch für Bestandsanlagen, die im ersten<br />

Zeitraum die Flexibilitätsprämie erhalten,<br />

wieder möglich sein. Bei der Kombination<br />

der beiden Förderungen handelt es sich<br />

explizit nicht um eine Doppelförderung,<br />

sondern vielmehr um eine Finanzierung<br />

der Investitionen, die bei einem Wechsel in<br />

den zweiten Vergütungszeitraum anfallen.<br />

Dieser offensichtlich handwerkliche Fehler<br />

ist zu korrigieren.<br />

Weiterhin bedarf es einer Klarstellung der<br />

bereits 2014 eingeführten Übergangsbestimmung<br />

für Biogasaufbereitungsanlagen,<br />

Biomethan in anderen Blockheizkraftwerken<br />

(BHKW) zu verwerten. Dass diese<br />

Regelung nun fehlt, führt zu Unsicherheit<br />

bei den betroffenen Anlagenbetreibern.<br />

Hier ist dringend Vertrauensschutz wiederherzustellen.<br />

Im Bereich der Photovoltaik ist eine umfassende<br />

Klarstellung für Dachanlagen<br />

im Segment zwischen 300 Kilowattpeak<br />

(kWp) und 750 kWp notwendig. Diese Anlagen<br />

erhalten entweder nur für 50 Prozent<br />

der erzeugten Strommenge eine Vergütung<br />

oder müssen alternativ an einer Ausschreibung<br />

teilnehmen. Hier braucht es sowohl<br />

eine rechtliche als auch eine technische<br />

Klarstellung, auf welchen Zeitraum sich<br />

der Vergütungsanspruch im ersten Fall<br />

bezieht, um Unsicherheiten zu beseitigen.<br />

Außerdem muss korrigiert werden, dass<br />

nach Paragraf 51a PV-Anlagen von 500<br />

bis 750 kWp keine Verlängerung des Vergütungszeitraums<br />

für die auftretenden negativen<br />

Stunden erhalten. Auch wenn der<br />

eingeführte Mechanismus die bestehenden<br />

Risiken nicht ausreichend adressiert<br />

und sich vielmehr auf den Ausgleich der<br />

Energiemengen und nicht der zeitlichen<br />

Stunden beziehen sollte, muss die Regelung<br />

zumindest für alle betroffenen Betreiber<br />

gelten.<br />

Im Bereich Windenergie sind zahlreiche<br />

Anpassungen hinsichtlich der Ausschreibungen<br />

nötig. Die drei Ausschreibungsrunden<br />

sollten gleichmäßig über das Jahr<br />

verteilt werden, sodass Genehmigungen<br />

auch noch im letzten Quartal erteilt werden<br />

können. Außerdem sind Nachbesserungen<br />

in Bezug auf die Volumina notwendig. Der<br />

viel zu niedrige aktuelle Zubau gefährdet<br />

die Zielerreichung für das Jahr 2030.<br />

Die fehlenden Mengen müssen also in den<br />

Folgejahren ausgeglichen werden. Da diese<br />

Nachholung durch das EEG <strong>2021</strong> auf 2024<br />

verschoben wurde, würden Mengen in Höhe<br />

von knapp 3.000 Megawatt aus den letzten<br />

Jahren verfallen. Das ist ökologisch wie ökonomisch<br />

kontraproduktiv. Außerdem muss<br />

die durch die neue endogene Mengensteuerung<br />

verursachte Abwärtsspirale der<br />

Ausschreibungsmengen wieder beseitigt<br />

sowie müssen die Ausschreibungsvolumina<br />

bereits unmittelbar nach der Meldefrist<br />

durch die Bundesnetzagentur<br />

festgelegt werden.<br />

Die Verhandlungen zum EEG müssen<br />

jetzt schnell wieder aufgenommen werden,<br />

um eine Verabschiedung in der letzten<br />

Bundesrats-Sitzung vor der Sommerpause<br />

im Juni noch zu ermöglichen. Eine neue<br />

Bundesregierung wäre voraussichtlich erst<br />

wieder Anfang 2022 voll handlungsfähig.<br />

Hieraus ergeben sich die bekannten Probleme<br />

und Unsicherheiten. Nicht zuletzt<br />

muss die Bundesregierung gegenüber der<br />

EU-Kommission den Druck erhöhen, um<br />

die weiterhin ausstehende beihilferechtliche<br />

Genehmigung herbeizuführen.<br />

Die aufgrund der fehlenden Notifizierung<br />

(lag zu Redaktionsschluss noch nicht vor)<br />

noch nicht veröffentlichten Ausschreibungsergebnisse<br />

durch die Bundesnetzagentur<br />

führen zu erheblichen Rechtsunsicherheiten<br />

bei den Projektierern. Der BEE<br />

hat im vergangenen Jahr vor der neuen<br />

Abhängigkeit von EU-Genehmigungen und<br />

dadurch verursachten Verzögerungen gewarnt<br />

und wurde vertröstet, dass man mit<br />

der Kommission bereits im Gespräch sei.<br />

Jetzt muss sich die Bundesregierung mit<br />

voller Kraft dafür einsetzen, dass die EU<br />

zumindest für Teilaspekte schnell grünes<br />

Licht gibt. Sonst geht die Legislatur mit der<br />

gleichen Zögerlichkeit bei der Energiewende<br />

zu Ende, wie sie begonnen hat – verbunden<br />

mit massiven wirtschaftlichen Verwerfungen<br />

und einer Absage an die Einhaltung<br />

der Klimaziele.<br />

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BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

Aktionswoche Artenvielfalt<br />

vom 12. bis 18. Juli <strong>2021</strong><br />

Biodiversität<br />

Biogas und Artenvielfalt – das gehört<br />

zusammen. Darauf wollen wir nach<br />

der erfolgreichen Aktionswoche<br />

Artenvielfalt 2020 auch in diesem<br />

Jahr gemeinsam mit unseren Mitgliedern,<br />

Kooperationspartnern und Unterstützern<br />

aufmerksam machen.<br />

Viele Betreiber haben bereits bunt blühende<br />

Energiepflanzenfelder für ihre Biogasanlagen<br />

etabliert. Ein paar davon hat unser Biogas-<br />

Botschafter Schorsch Hackl in den vergangenen<br />

Jahren besucht – beispielsweise das<br />

Wildpflanzenprojekt in Rhön-Grabfeld oder<br />

das Silphiefeld von Stefan Leitenbacher in<br />

Oberbayern.<br />

Einen kleinen Überblick gibt der Referenzflächenatlas<br />

auf der Seite farbe-ins-feld.de, der<br />

im Rahmen der diesjährigen Aktionswoche aktualisiert<br />

und erweitert wird.<br />

Sie haben auch blühende Energiepflanzen<br />

angebaut? Dann machen Sie mit! Melden<br />

Sie Ihre Felder und zeigen Sie interessierten<br />

Mitbürger*innen Ihren Beitrag zur Artenvielfalt.<br />

Unterstützen Sie die Aktionswoche in den sozialen<br />

Medien, posten Sie Fotos, nutzen<br />

Sie unsere Sharepics, stellen Sie<br />

Kurzvideos ein – oder laden<br />

Sie Politiker*innen und/oder<br />

Pressevertreter*innen auf<br />

Ihre Felder und erklären<br />

Sie Ihre Motivation.<br />

Alle Informationen finden<br />

Sie auf der Homepage<br />

des Fachverbandes Biogas.<br />

Bei Fragen und Anregungen<br />

wenden Sie sich an:<br />

andrea.horbelt@bigoas.org<br />

FOTOS: FACHVERBAND BIOGAS E.V.<br />

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RECHT<br />

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

CLEARINGSTELLE EEG | KWKG<br />

Votum zu Anlagenbegriff, Inbetriebnahmedatum<br />

und Meldefragen veröffentlicht<br />

Die Clearingstelle hat ein Votum zum Anlagenbegriff,<br />

Inbetriebnahmedatum und Meldefragen<br />

beim Umbau einer Deponie- und<br />

einer Abfallvergärungsanlage veröffentlicht.<br />

Von Dr.-Ing. Natalie Mutlak<br />

Im Votum 2020/12-IV 1 hatte die Clearingstelle unter<br />

anderem zu klären, ob und wenn ja, wie sich das<br />

Ersetzen von Blockheizkraftwerken (BHKW) bei einer<br />

Deponiegas- und einer Abfallvergärungsanlage<br />

sowie umfangreiche Umbaumaßnahmen an beiden<br />

BHKW auf den Anlagenbegriff, die Inbetriebnahme<br />

und die Vergütungsansprüche auswirkten.<br />

Der Anlagenbetreiber betrieb seit Ende der 1990er<br />

Jahre eine Deponie, eine Abfallvergärungsanlage und<br />

zwei BHKW. Die Deponie und die Abfallvergärungsanlage<br />

befanden sich auf benachbarten Grundstücken, die<br />

beiden BHKW auf demselben Grundstück. Zunächst<br />

wurde ein BHKW zumeist ausschließlich mit Deponiegas<br />

und das andere zumeist ausschließlich mit (Abfall-)<br />

Biogas betrieben.<br />

Das mit Deponiegas betriebene BHKW wurde unter<br />

dem Geltungsbereich des EEG 2004 ersetzt. Das mit<br />

dem Gas aus der Abfallvergärungsanlage betriebene<br />

BHKW wurde 2016 ersetzt. Im Jahr 2016 fanden zudem<br />

weitere umfangreiche Umbauarbeiten statt, unter<br />

anderem wurden Einrichtungen zur Gaskühlung,<br />

-analyse und -reinigung errichtet und wurde die Gaszuleitung<br />

auf eine reguläre Mischgaszufuhr aus Deponie-<br />

und Biogas umgebaut. Seit Ende 2016 wurde der<br />

Regelmischgasbetrieb aufgenommen und gleichzeitig<br />

das ehemalige Deponiegas-BHKW nur noch während<br />

der Stillstandzeiten des 2016 in Betrieb gesetzten<br />

BHKW betrieben.<br />

Im Votum 2020/12-IV hat die Clearingstelle für den<br />

zu beurteilenden Fall festgestellt, dass es sich bis zur<br />

Aufnahme des Regelmischgasbetriebs Ende 2016 um<br />

getrennte EEG-Anlagen – eine Deponiegasanlage und<br />

eine Biogasanlage – gehandelt hat.<br />

Da die beiden Anlagen vor dem Jahr 2000 in Betrieb<br />

genommen wurden, haben sie mit Inkrafttreten des<br />

EEG 2000 gemäß Paragraf (§) 9 Absatz 1 Satz 2 EEG<br />

2000 das Inbetriebnahmejahr 2000 übernommen.<br />

112

BIOGAS JOURNAL | 3_<strong>2021</strong><br />

RECHT<br />

FOTO: JÖRG BÖTHLING<br />

Mit Inkrafttreten des EEG 2004 war sodann<br />

gemäß § 21 Absatz 1 EEG 2004<br />

(Übergangsvorschrift) der Anlagenbegriff<br />

des EEG 2004 auch für Bestandsanlagen<br />

anzuwenden. Die Clearingstelle hat für<br />

den vorliegenden Fall festgestellt, dass die<br />

Deponiegasanlage und die Biogasanlage<br />

nicht nach § 3 Absatz 2 EEG 2004 zusammenzufassen<br />

waren, da sie nicht über<br />

gemeinsame für den Betrieb erforderliche<br />

Einrichtungen verfügten.<br />

Zwar waren die beiden BHKW dergestalt<br />

mit einem Bypass verbunden, dass beiden<br />

BHKW dasselbe Biogas aus der Abfallvergärungsanlage<br />

zugeführt werden konnte<br />

und zum Teil auch wurde. Jedoch war diese<br />

Bypass-Verbindung nicht für den Betrieb<br />

„technisch erforderlich“ im Sinne des §<br />

3 Absatz 2 EEG 2004, da der zeitweise<br />

„Quereinsatz“ von Biogas im Deponiegas-<br />

BHKW beziehungsweise von Mischgas keine<br />

Standardbetriebsweise darstellte, sondern<br />

nur in Ausnahme- bzw. in Notfällen<br />

zum Tragen kam.<br />

Nach 2005er und 2009er EEG<br />

zwei getrennte BHKW<br />

Mit dem Ersetzen des Deponiegas-BHKW<br />

im Jahr 2005 wurde deshalb eine Neuinbetriebnahme<br />

ausgelöst. Denn der Deponiekörper<br />

gehört (auch unter dem Geltungsbereich<br />

des EEG 2004) nicht zur EEG-Anlage,<br />

weshalb durch das Ersetzen des BHKW die<br />

Anlage im Sinne des EEG vollständig ersetzt<br />

wurde. Seit Inkrafttreten des EEG 2009 gilt<br />

der Anlagenbegriff des EEG 2009 auch für<br />

Bestandsanlagen, wobei das Inbetriebnahmedatum<br />

bei Bestandsanlagen unberührt<br />

bleibt. Die Beurteilung der vorliegenden<br />

Anlagenkonstellation führte auch unter<br />

dem EEG 2009 nicht zu einer Verklammerung<br />

beider Anlagen. Zwar befinden sich<br />

die beiden BHKW in (unmittelbarer) räumlicher<br />

Nähe zueinander (nebeneinander auf<br />

demselben Grundstück). Jedoch lag unter<br />

Geltung des EEG 2009 keine Gesamtheit<br />

funktional zusammenwirkender, technisch<br />

und baulich notwendiger Einrichtungen<br />

vor, die eine Zusammenfassung beider<br />

BHKW begründen würde.<br />

Denn weder war für den betrachteten Zeitraum<br />

ein gemeinsames Betriebskonzept<br />

der BHKW zu erkennen, noch waren der<br />

Fermenter der Abfallvergärungsanlage, der<br />

Deponiekörper oder der Bypass geeignet,<br />

um eine technische Anlagenzusammenfassung<br />

bzw. Verklammerung zu bewirken.<br />

Insbesondere war im betrachteten Einzelfall<br />

der Fermenter der Abfallvergärungsanlage<br />

(ebenso wie die Deponie) nicht vorrangig<br />

zur Stromerzeugung, sondern vorrangig<br />

im Rahmen öffentlich-rechtlicher Abfallverwertungsaufgaben<br />

errichtet worden<br />

und deshalb kein Bestandteil der Anlage<br />

im Sinne des EEG 2009.<br />

Gemeinsame Anlage seit<br />

Ende 2016<br />

Seit Ende 2016 handelt es sich bei den<br />

beiden BHKW des Anlagenbetreibers um<br />

eine gemeinsame Anlage mit neuem Inbetriebnahmedatum<br />

in 2016. Ausschlaggebend<br />

für diese rechtliche Bewertung<br />

war, dass sich die beiden BHKW sowohl in<br />

(unmittelbarer) räumlicher Nähe zueinander<br />

befinden als auch seit Ende Dezember<br />

2016 eine funktionale Gesamtheit bilden.<br />

Für letzteres spricht insbesondere der seit<br />

diesem Zeitpunkt stattfindende reguläre<br />

Einsatz von Mischgas im Haupt-BHKW.<br />

Zudem wirken die BHKW dergestalt regelhaft<br />

funktional zusammen, als das Ersatz-<br />

BHKW immer dann zum Einsatz kommt,<br />

wenn das Haupt-BHKW aus technischen<br />

Gründen nicht betrieben werden kann. Zudem<br />

sind die BHKW über eine Gassammelschiene<br />

(T-Stück) zur Zuführung des regulären<br />

Mischgases technisch verbunden.<br />

Weiterhin wurde im Votum 2020/12-IV<br />

geklärt, welche Vergütungsansprüche für<br />

den seit den Umbaumaßnahmen von den<br />

verfahrensgegenständlichen BHKW eingespeisten<br />

Strom bestanden und ob Vergütungssanktionen<br />

aufgrund etwaiger Meldepflichtverstöße<br />

an die Bundesnetzagentur<br />

anzuwenden waren.<br />

1<br />

Abrufbar unter: https://www.clearingstelle-eeg-kwkg.de/votv/2020/12.<br />

Autorin<br />

Dr.-Ing. Natalie Mutlak<br />

Mitglied der Clearingstelle EEG|KWKG<br />

Charlottenstraße 65<br />

10117 Berlin<br />

030/20 61 416-0<br />

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Herausgeber:<br />

Fachverband Biogas e. V.<br />

Dr. Claudius da Costa Gomez (V.i.S.d.P.)<br />

Andrea Horbelt (redaktionelle Mitarbeit)<br />

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Tel. 0 81 61/98 46 60<br />

Fax: 0 81 61/98 46 70<br />

E-Mail: info@biogas.org<br />

Internet: www.biogas.org<br />

ISSN 1619-8913<br />

Redaktion:<br />

Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann<br />

Fachverband Biogas e. V.<br />

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Das BIOGAS Journal erscheint sechsmal im Jahr auf Deutsch.<br />

Zusätzlich erscheinen zwei Ausgaben in englischer Sprache.<br />

Die Zeitschrift sowie alle in ihr enthaltenen Beiträge sind urheberrechtlich<br />

geschützt. Namentlich gekennzeichnete Artikel geben<br />

die Meinung des Verfassers wieder, die nicht unbedingt mit der<br />

Position des Fachverbandes Biogas e.V. übereinstimmen muss.<br />

Nachdruck, Aufnahme in Datenbanken, Onlinedienste und Internet,<br />

Vervielfältigungen auf Datenträgern wie CD-Rom nur nach vorheriger<br />

schriftlicher Zustimmung. Bei Einsendungen an die Redaktion<br />

wird das Einverständnis zur vollen oder auszugsweisen Veröffentlichung<br />

vorausgesetzt. Für unverlangt eingehende Einsendungen<br />

wird keine Haftung übernommen. Die Redaktion behält sich vor,<br />

Leserbriefe sinnerhaltend zu kürzen.<br />

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