1_2021 Leseprobe
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www.biogas.org Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 50073 | 24. Jahrgang<br />

1_<strong>2021</strong><br />

BI<br />

GAS Journal<br />

Das Fachmagazin der Biogas-Branche<br />

Berichte Biogas<br />

Convention S. 12<br />

Alternative: Getreide-Leguminosen-<br />

Gemenge S. 80<br />

Frankreich erschwert<br />

Biomethanproduktion S. 116<br />

Ab Seite 62<br />

GÜLLE-<br />

VERSCHLAUCHUNG

INHALT<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

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BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

EDITORIAL<br />

Unsere Gesundheit –<br />

Ihr Engagement<br />

ist gefragt!<br />

Liebe Leserinnen und Leser,<br />

im Frühjahr 2020 habe ich an dieser Stelle<br />

geschrieben, wie wichtig uns allen unsere<br />

eigene Gesundheit ist und wie der selbstverursachte<br />

Klimawandel unsere Menschheit<br />

bedroht. Ich habe nicht geahnt, welche<br />

Relevanz das Thema Gesundheit 2020 haben<br />

wird. Leider mussten wir uns von vielen<br />

lieben Menschen verabschieden, die ohne<br />

diese Corona-Pandemie noch ihr Leben<br />

hätten genießen können.<br />

Offensichtlich kann nur ein konsequentes<br />

Handeln in einer Krise – in diesem<br />

Fall durch Reduktion von Kontakten und<br />

Hygienemaßnahmen – und unser Innovationsgeist,<br />

wie zum Beispiel bei der Impfstoffentwicklung,<br />

ein noch größeres Leid<br />

verhindern. Die dramatische Entwicklung<br />

in vielen Ländern dieser Welt zeigt aber<br />

auch, dass ein globales Problem nur mit<br />

guten Wünschen leider nicht zu lösen ist.<br />

Als Gesellschaft, in der Politik und jeder<br />

persönlich muss sich nun engagieren – gegen<br />

einen weiteren CO 2<br />

-Anstieg. Daran sollte<br />

nach diesen schmerzhaften Erfahrungen<br />

in der Coronazeit kein Zweifel bestehen.<br />

Denn ohne gemeinsames konsequentes<br />

Handeln werden wir dieser Klimakrise nicht<br />

Herr.<br />

Im Frühjahr habe ich geschrieben: „Geht<br />

es der Erde schlecht, wird es uns nicht gut<br />

gehen. Es geht um unsere Gesundheit – und<br />

Biogas ist Teil der Lösung!“ Dabei mussten<br />

2020 wahrscheinlich mehr alte Biogasanlagen<br />

abschalten, als neue zugebaut wurden.<br />

Würde sich diese Entwicklung fortsetzen,<br />

können wir als Branche immer weniger zur<br />

Lösung des Klimaproblems beitragen.<br />

In den vergangenen Jahren haben viele<br />

Mitglieder, Haupt- und Ehrenamtler daran<br />

gearbeitet, das auch der Öffentlichkeit und<br />

speziell der Politik klarzumachen. Wenn<br />

Sie dieses Biogas Journal in Händen halten,<br />

wird voraussichtlich das neue EEG <strong>2021</strong><br />

bereits verabschiedet sein. Ich erwarte einige<br />

Verbesserungen für die Biogasbranche –<br />

anscheinend hat die Politik uns zugehört.<br />

Aber der große Durchbruch ist es wahrlich<br />

nicht.<br />

Dennoch sollten Sie die neuen Möglichkeiten<br />

nutzen. Wir als Verband bieten Ihnen<br />

daher nun kurzfristig am 20. und 22. Januar<br />

wieder zwei EEG-Web-Seminare zur<br />

Vorbereitung auf die Ausschreibung im<br />

März an und stehen Ihnen natürlich auch<br />

über den Mitgliederservice zur Verfügung.<br />

Das EEG <strong>2021</strong> ist nun geschrieben, aber<br />

die Zukunft steht nicht fest. Nach dem EEG<br />

ist vor dem EEG. Es obliegt den handelnden<br />

engagierten Personen, welche Prioritäten<br />

gesetzt und welche Dinge zuerst angegangen<br />

werden.<br />

Das nun beginnende Jahr <strong>2021</strong> ist daher<br />

eine neue Chance: In der Berliner Politik<br />

werden mit der Bundestagswahl im Herbst<br />

frische Impulse von neuen Akteuren erwartet<br />

– aber auch bei uns im Verband. <strong>2021</strong><br />

stehen in allen Regionalgruppen und auch<br />

im Präsidium Neuwahlen an. Das kann Ihre<br />

Chance sein, sich mit Ihren Ideen in die<br />

Gestaltung unserer Zukunft einzubringen.<br />

Ich würde mich freuen, wenn Sie sich persönlich<br />

im Verband engagieren. Aus eigener<br />

Erfahrung kann ich berichten, dass dies<br />

neue Perspektiven und viel Freude bereiten<br />

kann. Sie haben bestimmt Ihre eigene Idee<br />

für unsere Zukunft. Wie sagte Alan Kay<br />

einmal: „Die Zukunft kann man am besten<br />

voraussagen, wenn man sie selbst gestaltet.“<br />

In diesem Sinne lade ich Sie ein, Ihren<br />

Hut in den Ring zu werfen und stellen Sie<br />

sich für ein Amt im Verband zur Verfügung.<br />

Helfen Sie mit, sich vereint der Klimakrise<br />

entgegenzustellen!<br />

Herzlichst Ihr<br />

Dipl.-Ing. (FH) Hendrik Becker,<br />

Vizepräsident des Fachverbandes<br />

Biogas e.V.<br />

3

INHALT<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

62<br />

EDITORIAL<br />

3 Unsere Gesundheit – Ihr Engagement<br />

ist gefragt!<br />

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

Vizepräsident des<br />

Fachverbandes Biogas e.V.<br />

AKTUELLES<br />

6 Meldungen<br />

8 Termine<br />

10 Biogas-Kids<br />

34 Strohtagung Heiden<br />

MAP – interessante Nährstoffkombination<br />

lässt aufhorchen<br />

Aus Pferdemist wird Gas-Kraftstoff<br />

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

44 Biogas-Innovationskongress<br />

Biogas-Wasserstoff massiv fördern<br />

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

18 – 20 November 2020, Hanover, Germany<br />

2020 DIGITAL<br />

12 Seide: „Politik signalisiert: Wir<br />

brauchen Euch“<br />

18 Ärmel aufkrempeln und die Chancen<br />

des EEG <strong>2021</strong> nutzen<br />

24 Biomethanproduktion könnte<br />

interessanter werden<br />

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

Martin Bensmann<br />

28 Vorausschauende Wartung und<br />

intelligentes Einspeisemanagement<br />

30 Biogasanlagen sicher instand halten<br />

Von Thomas Gaul<br />

50 Alternoil verkauft Bio-LNG<br />

Von EUR ING Marie-Luise Schaller<br />

50 Stroh in den Fermenter<br />

Von Dierk Jensen<br />

Beilagenhinweis:<br />

Das Biogas Journal enthält Beilagen<br />

der Firmen agrikomp, Emission Partner<br />

und HR-Energiemanagement.<br />

62 Weg vom Fass – hin zum Schlauch<br />

Von Dierk Jensen<br />

66 Schlauer mit Schlauch<br />

Von Dierk Jensen<br />

70 Vom Lager per Leitung direkt<br />

aufs Feld<br />

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

76 Neuheit! Feldrandcontainer mit<br />

Schlauchtrommel<br />

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

Martin Bensmann<br />

POLITIK<br />

54 Politische Bilanz zur EEG-Reform <strong>2021</strong><br />

Der Weg für Biogas in die Zukunft geht<br />

weiter, bleibt aber trotz allem steinig<br />

Von Sandra Rostek und Dr. Guido Ehrhardt<br />

56 Mehr Messung, mehr Berichterstattung –<br />

und mehr Biogas<br />

Von Bernward Janzing<br />

60 Viele Ideen – aber noch fern der<br />

Tagespolitik<br />

Von Bernward Janzing<br />

GÜLLE-<br />

VERSCHLAUCHUNG<br />

4

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

INHALT<br />

TITELFOTO: KLEUTEC I FOTOS: KLEUTEC, © TFZ, HEINZ WRANESCHITZ<br />

80 110<br />

PRAXIS<br />

80 Leguminosen-Getreide-Gemenge –<br />

Vielfalt für die Biogasanlage<br />

Von Gawan Heintze und Michael Grieb<br />

84 Schluss. Ich hör auf!<br />

Von Christian Dany<br />

88 Pellwormer Käse – fast klimaneutral<br />

Von Dierk Jensen<br />

WISSENSCHAFT<br />

92 Humusersatz und Strohvergärung:<br />

Widerspruch oder Patentlösung?<br />

Von Lucas Knebl, Benjamin Blumenstein,<br />

André Wufka, Christopher Brock,<br />

Detlev Möller und Andreas Gattinger<br />

102 Mikrobiologische Entschwefelung von<br />

Biogas unter anoxischen Bedingungen<br />

Von Dipl.-Ing. Alejandra Lenis, B.Sc. Cedric<br />

Thull und Dr.-Ing. Kristoffer Ooms<br />

107 Bakterien mit Strombügel<br />

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

110 Was der Koi-Karpfen mit Biogas zu tun hat<br />

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

113 Methanemissionen bei der Biogaserzeugung<br />

und deren Minderung<br />

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

und Dr. Tina Clauß<br />

INTERNATIONAL<br />

Frankreich<br />

116 Neue Biomethanproduktion<br />

wird erschwert<br />

Von EUR ING Marie-Luise Schaller<br />

Serbien<br />

119 Biogas kommt voran<br />

Von Antje Kramer<br />

VERBAND<br />

Aus der Geschäftsstelle<br />

120 EEG-Diskussion bis kurz vor Weihnachten<br />

Von Dr. Stefan Rauh und<br />

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

124 Aus den Regionalbüros<br />

128 Energiepolitischer Ausblick <strong>2021</strong><br />

Von Dr. Simone Peter, BEE<br />

129 Hackl Schorsch mit neuer Homepage<br />

RECHT<br />

124 Clearingstelle EEG|KWKG<br />

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

und Martin Teichmann<br />

134 Impressum<br />

5

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Phosphor wirtschaftlicher aus<br />

Klärschlamm zurückgewinnen<br />

Ein ZSW-Wissenschaftler<br />

an der<br />

Phosphor recycling-<br />

Versuchsanlage in<br />

Stuttgart.<br />

Stuttgart – In Baden-Württemberg ist kürzlich ein einzigartiges<br />

Projekt zur Rückgewinnung von Phosphor<br />

aus Klärschlamm gestartet. Der Abwasserzweckverband<br />

Staufener Bucht will am Rhein in Südbaden eine Klärschlamm-Verbrennungsanlage<br />

errichten, die anders als<br />

bei konventionellen Verfahren den Phosphor bereits<br />

während des Verbrennungsvorgangs extrahiert. Die<br />

WEHRLE-WERK AG hat das vielversprechende Rückgewinnungsverfahren<br />

zusammen mit dem Forschungspartner<br />

Zentrum<br />

für Sonnenenergie- und<br />

Wasserstoff-Forschung<br />

Baden-Württemberg<br />

(ZSW) entwickelt.<br />

Die neue Technologie<br />

könnte Phosphorrecycling<br />

wirtschaftlicher<br />

machen. Funktioniert<br />

die Pilotanlage im Megawattmaßstab<br />

wie erhofft,<br />

könnten bestehende<br />

Klärschlammverbrennungsanlagen<br />

mit der<br />

Technologie nachgerüstet<br />

werden. Zusätzliche Schritte wären dann nicht nötig.<br />

Ab 2029 wird das Recycling aus Klärschlämmen Pflicht<br />

für alle großen Kläranlagen in Deutschland. Das Landesumweltministerium<br />

und die EU fördern das Projekt<br />

in Höhe von 4,2 Millionen Euro.<br />

Phosphor ist ein lebenswichtiger Inhaltsstoff der Nahrung<br />

und zudem auch eine Schlüsselchemikalie in<br />

Düngemitteln. Der Stoff wird heute überwiegend aus<br />

Phosphatgestein gewonnen. Große Lagerstätten derartiger<br />

Mineralien gibt es vor allem in Nordafrika, jedoch<br />

nicht in Europa, was zukünftig zu Versorgungsengpässen<br />

führen kann. Aus diesem Grund wird das Recycling<br />

von Phosphor aus Abfallströmen an Bedeutung gewinnen.<br />

Allein in Deutschland könnten 50 Prozent des gesamten<br />

Phosphorbedarfs durch Klärschlamm gedeckt<br />

werden.<br />

Phosphor während der Klärschlammverbrennung<br />

recyceln<br />

Das ZSW hat in den vergangenen Jahren den Industriepartner<br />

WEHRLE-WERK AG aus Emmendingen bei der<br />

Entwicklung einer neuartigen Technologie zur Rückgewinnung<br />

von Phosphor aus Klärschlamm wissenschaftlich<br />

begleitet. Diese soll nun weiter optimiert und erstmalig<br />

in Form einer großen Pilotanlage von WEHRLE in<br />

einer Kläranlage gebaut und im Projekt erprobt werden.<br />

Auftraggeber der P-XTRACT-Pilotanlage – P für Phosphor,<br />

XTRACT für Extraktion – ist der Abwasserzweckverband<br />

Staufener Bucht. Die Anlage soll südlich von<br />

Freiburg am Kläranlagenstandort Breisach-Grezhausen<br />

entstehen. Der Klärschlamm wird in einer sogenannten<br />

modifizierten Wirbelschichtverbrennung vollständig<br />

verbrannt. Dabei soll der Phosphor zurückgewonnen<br />

werden. Als positiver Nebeneffekt entfallen künftig<br />

auch die Lkw-Transporte des Klärschlamms von den<br />

insgesamt sieben im Projekt beteiligten Kläranlagen<br />

in Südbaden in eine Klärschlammverbrennung nach<br />

Nordrhein-Westfalen.<br />

Vorteil der neuen Entwicklung ist: Der Phosphor wird<br />

bereits während der Verbrennung des Klärschlamms<br />

extrahiert, damit sind keine weiteren, gesonderten<br />

Prozessschritte notwendig. Die Technologie beruht im<br />

Kern darauf, dass sich während der Klärschlammverbrennung<br />

bei rund 900 Grad Celsius und unter Zugabe<br />

von Zusatzstoffen ein nahezu schadstofffreier phosphorhaltiger<br />

Wertstoff bildet. Dieser kann anschließend<br />

zu Düngergranulat verarbeitet werden.<br />

„Wir freuen uns, dass wir an der Entwicklung dieses<br />

Verfahrens bis zum Pilotmaßstab beteiligt sind und<br />

dass nun in der Anlage in Breisach-Grezhausen die<br />

Technologie unter realen Bedingungen erprobt wird“,<br />

sagt Dr. Jochen Brellochs, Projektleiter am ZSW. „Im<br />

Erfolgsfall kann dann diese Technologie an neuen<br />

Standorten aufgebaut oder in bereits bestehenden<br />

Klärschlammverbrennungen integriert werden.“<br />

Transfer in den 1-Megawatt-Maßstab<br />

und Optimierung<br />

Die Forscherinnen und Forscher des ZSW haben die<br />

grundsätzliche technische Machbarkeit des Verfahrens<br />

gemeinsam mit der F&E-Abteilung von WEHRLE an<br />

einer eigenen Versuchsanlage im Institut in Stuttgart<br />

nachgewiesen. Am ZSW ist eine umfangreiche, langjährige<br />

Expertise und Erfahrung im Bereich der integrierten<br />

Phosphor-Rückgewinnung und Wirbelschichttechnik<br />

vorhanden inklusive der hierfür notwendigen<br />

speziellen Analysemöglichkeiten.<br />

Die Technologie stellt eine in den Verbrennungsprozess<br />

integrierte und dezentrale Lösung zur Rückgewinnung<br />

von Phosphor dar. Mit dem Know-how aus der eigenen<br />

Forschungsanlage unterstützt das ZSW nun als Wissenschaftspartner<br />

den Technologietransfer in den 1-Megawatt-Pilotmaßstab<br />

in Grezhausen. Neben der Hochskalierung<br />

wollen die Partner auch weitere Verbesserungen<br />

am Verfahren erproben. „Wir werden an verschiedenen<br />

Stellschrauben ansetzen: Optimierungen im Anlagendesign<br />

sollen die Rückgewinnungsquote von Phosphor<br />

auf deutlich über 80 Prozent steigern. Außerdem soll<br />

die Bioverfügbarkeit des recycelten Phosphors in Pflanzen<br />

durch neue Zusätze weiter erhöht werden“, erläutert<br />

Brellochs.<br />

FOTO: ZSW<br />

6

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

Umfrage zu EU-Ziel: vier von fünf<br />

Befragten für höhere Klimaziele<br />

Berlin – Auf mindestens 55 Prozent Treibhausgasminderung<br />

im Vergleich zu 1990 plant die EU das europäische<br />

Klimaschutzziel für 2030 zu erhöhen. In der Bevölkerung<br />

stößt der Plan auf große Zustimmung, wie eine repräsentative<br />

Umfrage des Meinungsforschungsinstituts<br />

prolytics im Auftrag des BDEW zeigt. Auf die Frage, was<br />

sie von der geplanten Erhöhung des Klimaziels halten,<br />

antworteten rund 77 Prozent der Befragten, dass sie<br />

dies richtig finden. Nur rund 15 Prozent halten die Erhöhung<br />

für falsch. Gleichzeitig hält jedoch nur die Hälfte<br />

der Befragten das höhere Klimaschutzziel auch für<br />

erreichbar. Gefragt, ob sie das Erreichen des höheren<br />

Ziels für realistisch halten, antworteten nur 4 Prozent<br />

der Befragten, es würde „sicher erreicht“. Immerhin<br />

47 Prozent halten es für „durchaus erreichbar“. Rund<br />

jeder Dritte hält es „eher für nicht erreichbar“. Fast 13<br />

Prozent sagen, das Ziel würde „sicher nicht erreicht“.<br />

„Das Ziel von 55 Prozent Treibhausgas-Reduktion im<br />

Vergleich zu 1990 bis 2030 ist sehr ehrgeizig. Es ist<br />

aber machbar, wenn jetzt die erforderlichen Rahmenbedingungen<br />

geschaffen werden“, sagt Kerstin Andreae.<br />

„Dazu gehört in erster Linie eine Beschleunigung<br />

beim Ausbau der Erneuerbaren Energien und beim<br />

Netzausbau.<br />

Um hier an Tempo zuzulegen, müssen aber die bestehenden<br />

Hürden aus dem Weg geräumt werden. Das<br />

betrifft fehlende Flächen für Windenergie- und PV-<br />

Anlagen genauso wie langwierige Planungs- und Genehmigungsverfahren.<br />

Gleichzeitig müssen wir auch<br />

die anderen Sektoren in den Blick nehmen. Für eine<br />

nachhaltige Treibhausgasreduktion in Industrie, Verkehr<br />

und Gebäudesektor sind ein europäischer Wasserstoffmarkt<br />

und eine stärkere Sektorenkopplung unentbehrlich.“<br />

FOTOS: PROFAIR CONSULT + PROJECT GMBH<br />

Biogas-Innovationspreise<br />

verliehen<br />

Leipzig – Den Biogas-Innovationspreis der Deutschen Landwirtschaft<br />

haben im vergangenen Jahr in der Kategorie Wissenschaft<br />

Dr.-Ing. Elmar Brügging und M.Sc. Tobias Weide von der<br />

Fachhochschule Münster-Steinfurt für ihre Forschungsarbeit zum<br />

Thema „Biowasserstofferzeugung mittels dunkler Fermentation<br />

und Mikroorganismenrückhalt aus Reststoffen und Abwässern“<br />

erhalten. Der Preis ist mit 10.000 Euro dotiert. Preisstifter ist die<br />

Landwirtschaftliche Rentenbank.<br />

Tobias Weide und Elmar Brügging haben in ihren Versuchsreihen<br />

bereits hohe Wasserstofferträge in biologischen Verfahren<br />

erzielt. Dazu Udo Hemmerling, stellvertretender Generalsekretär<br />

des Deutschen Bauernverbandes: „Die Ergebnisse lassen hoffen,<br />

dass biologische und regenerative Alternativen zum Elektrolyseur<br />

entwickelt werden können. Perspektivisch können Biogas und Biomassenutzung<br />

mit der künftigen Wasserstoffwirtschaft verknüpft<br />

werden.“ In der Kategorie Wirtschaft wurde der Biogas-Innovationspreis<br />

für ein neues Verfahren zur „Biologischen Vorentschwefelung<br />

zur Vorreinigung von Biogas mit hohem Schwefelgehalt“<br />

von der Strabag-Umwelttechnik und der Züblin-Umwelttechnik<br />

verliehen. Dr. Andreas Maile und Claus Bogenrieder haben ein ausgesprochen<br />

wirksames Verfahren zur Entschwefelung in Biogasanlagen<br />

über einen Biofilter entwickelt. Dazu Hemmerling: „Das<br />

neue Verfahren verspricht viele Vorteile für einen prozesssicheren<br />

und emissionsarmen Anlagenbetrieb.“<br />

Der Biogas-Innovationskongress steht unter gemeinsamer ideeller<br />

Trägerschaft des Deutschen Bauernverbandes, des Fachverbandes<br />

Biogas und des Bundesverbandes Bioenergie. Zu den<br />

wissenschaftlichen Begleitinstitutionen zählt unter anderem das<br />

Deutsche Biomasse-Forschungszentrum DBFZ.<br />

Von links: Udo Hemmerling, Preisträger Dr.-Ing. Elmar Brügging<br />

und M.Sc. Tobias Weide sowie Prof. Dr. Michael Nelles,<br />

wissenschaftlicher Geschäftsführer des Deutschen Biomasseforschungszentrums.<br />

Von links: Udo Hemmerling, Preisträger Claus Bogenrieder,<br />

Züblin Umwelttechnik und Dr. Andreas Maile, Strabag Umwelttechnik,<br />

und Prof. Dr. Michael Nelles.<br />

7

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

TERMINE<br />

13. und 14. Januar<br />

Biogas-Infotage<br />

Online<br />

www.renergie-allgaeu.de<br />

18. bis 22. Januar<br />

Internationaler Fachkongress für<br />

erneuerbare Mobilität „Kraftstoffe<br />

der Zukunft <strong>2021</strong>“<br />

Online<br />

www.kraftstoffe-der-zukunft.com<br />

20. und 22. Januar<br />

Web-Seminar: Vorbereitung EEG-Ausschreibungen<br />

März <strong>2021</strong><br />

Online<br />

www.service-gmbh.biogas.org<br />

25. bis 27. Januar<br />

International Conference Progress in the<br />

Treatment and Application of Manure and<br />

Digestate Products<br />

Online<br />

ibbk-biogas.com<br />

26. Januar<br />

„Biomethan in der Logistik: Marktchancen<br />

und Poteziale“<br />

Online<br />

www.biogas.org<br />

9. bis 12. Februar<br />

EnergyDecentral<br />

Online<br />

www.energy-decentral.com/de<br />

22. bis 26. Februar<br />

Fachsymposium Biogasmotoren<br />

Online<br />

ig-biogasmotoren.de<br />

Diese und weitere Termine rund um die<br />

Biogasnutzung in Deutschland und der Welt<br />

finden Sie auf der Seite www.biogas.org<br />

unter „Termine“.<br />

Franz Eisele u. Söhne GmbH & Co. KG<br />

www.eisele.de<br />

Pumpen & Rührwerke<br />

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Biogas_115x77_EVIT <strong>2021</strong>.qxp_EVIT 02.12.20 13:01 Seite 1<br />

Februar <strong>2021</strong><br />

28<br />

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Telefax 089/30 00 60-60<br />

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8

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

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AKTUELLES<br />

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Web: www.emission-partner.de9

AKTUELLES<br />

BIOGAS-KIDS<br />

BIOGAS-KIDS<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Pixabay<br />

Vorsätze zum neuen Jahr<br />

Na, hast du deine Vorsätze für das<br />

neue Jahr schon „vergessen“? Den<br />

Wechsel zu einem neuen Jahr<br />

nutzen viele, um Vorsätze zu fassen,<br />

die auch verwirklicht werden<br />

sollen. Manch einer denkt lange<br />

an die guten Vorsätze. Viele Vorsätze<br />

sind bereits in den ersten<br />

Tagen des neuen Jahres wieder vergessen. Vorsätze sind leichter<br />

vorgenommen als umgesetzt. Ab morgen wird alles anders!<br />

Gesünder essen, mehr Sport treiben, mehr Zeit für Freunde und<br />

Familie, so lauten die meisten Vorsätze. Zu Jahresbeginn werden<br />

sie voller Tatendrang gefasst und jedes Jahr nicht erreicht. Gründe,<br />

warum wir mit unseren Vorsätzen scheitern, sind vor allem, dass<br />

sie nicht zwingend nötig sind. Also sollten wir uns einen Vorsatz<br />

suchen, den wir erreichen. Und nutzen wir dafür nicht nur den<br />

Beginn eines neuen Jahres. In diesem Sinn wünschen wir dir ein<br />

gutes neues Jahr, voller spannender Erlebnisse und mit viel neuem<br />

Wissen belegt.<br />

In vielen tierhaltenden Betrieben entsteht Tag für Tag<br />

Gülle. Ein wertvoller Reststoff, der viele Nährstoffe enthält.<br />

Deshalb eignet sich Gülle auch sehr gut, um damit<br />

Biogas zu produzieren. Doch der Landwirt braucht die<br />

Gülle auch als natürlichen Dünger für seine Felder. Und<br />

wie er durch die Biogaserzeugung sowohl das Klima<br />

schützt als auch mit dem Strom Geld verdient, so verfolgt<br />

er auf seinem Acker ebenfalls mehrere Ziele: eine<br />

möglichst hohe Ernte und gleichzeitig den Schutz des<br />

wertvollen Bodens. Bei der Ausbringung der Gülle ist<br />

das nicht immer so einfach, weil die schweren Güllefässer<br />

dem Boden Schaden zufügen können. Außerdem<br />

muss das Fass immer wieder neu gefüllt werden,<br />

wenn es leer ist. Also viel Fahrerei zum Hof oder zum<br />

Tankwagen am Feldrand. Dazu Probleme bei Nässe<br />

und verschmutzte Wege. Viel besser funktioniert das<br />

mit einer Technik, die es noch nicht so lange gibt: die<br />

Gülle verschlauchung. Dabei hat der Traktor nur ein Schlepp­<br />

Gestänge mit den vielen Schlauchreihen angehängt. Damit<br />

wird die Gülle zielgenau und exakt dosiert in oder auf den<br />

Boden gebracht. Und das Güllefass? Der Güllevorrat steht<br />

als Tankanhänger am Feldrand und ist mit einer Art Feuerwehrschlauch<br />

oder mit einem festen Kunststoffschlauch<br />

mit dem Verteilgestänge am Traktor verbunden. Der Traktor<br />

zieht also diesen robusten Schlauch mit sich. Der wird von<br />

einer riesigen Schlauchrolle abgewickelt. Eine starke Pumpe<br />

am Tankanhänger sorgt dafür, dass die Gülle stetig am<br />

Gestänge ankommt. Gleichzeitig kann der Tankbehälter am<br />

Feldrand wieder neu mit Gülle befüllt werden. Vorteile: Es<br />

entstehen keine Pausen, wenn das Fass leer ist. Der Boden<br />

wird geschont, denn weder ein schweres Fass befährt den<br />

Acker noch ein großer Traktor – weil die Schlauch­Technik<br />

nicht so viel PS braucht. Und schließlich kann der Acker auch<br />

mit den Gärresten aus der Biogasanlage über die Verschlauchungstechnik<br />

hervorragend gedüngt werden.<br />

Pixabay<br />

Biogas soll der Ostsee helfen<br />

Meere sind von Umweltverschmutzung besonders betroffen. Nicht<br />

nur durch den vielen Plastikmüll. Die Ostsee zum Beispiel leidet<br />

sehr stark durch den Eintrag von viel zu viel Nährstoffen: Die<br />

stammen hauptsächlich von Abwassereinleitungen und Düngerresten<br />

aus der Landwirtschaft und belasten das Ökosystem schwer.<br />

Die Folgen sind ungezügeltes Wachstum von Algen und Seetang.<br />

Das führt wiederum zu Sauerstoffmangel für andere Lebewesen<br />

im Meer. Weil Algen und Seegras in großen Mengen am Strand<br />

angeschwemmt werden, untersuchen Forscher und Experten nun,<br />

diese Meerespflanzen der Biogasanlage als Zusatzfutter für die<br />

Biogasbakterien beizugeben. Am Ende entstehen daraus wieder<br />

Biogas und Gärreste als organischer Dünger. Aber nicht nur das,<br />

denn auch Strände und das Wasser werden so sauberer. Und ein<br />

Beitrag zum Klimaschutz durch Biogas ist es ebenfalls.<br />

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10

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

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11

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

18 – 20 November 2020, Hanover, Germany<br />

2020 DIGITAL<br />

Seide: „Politik signalisiert:<br />

Wir brauchen Euch“<br />

In diesem Jahr fand in der zweiten Novemberhälfte die 30. Jahrestagung des Fachverbandes<br />

Biogas e.V., die seit 2016 Biogas Convention heißt, erstmals – Corona bedingt – digital<br />

im Internet statt. Neu war auch, dass die webbasierte Tagung fast eine ganze Woche täglich,<br />

nämlich von Montag- bis Freitagmittag, angeboten wurde. Bis zu 200 Biogasinteressierte<br />

nahmen an einzelnen Themenblöcken teil. Obwohl dieses Format gewisse Vorteile hat, so<br />

war doch zu spüren, dass die physische Begegnung fehlte und auf Dauer die Liveveranstaltung<br />

doch wieder möglich sein muss.<br />

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

Henrik Borgmeyer,<br />

Geschäftsführer des<br />

Anlagenherstellers<br />

Biocontruct, sagte<br />

zum Thema wertvolle<br />

ökologische Substrate:<br />

„Wenn man keinen<br />

Bonus macht für diese<br />

besonderen Energiepflanzen,<br />

dann muss<br />

man über den Gebotshöchstwert<br />

nachdenken.<br />

Dann lassen sich<br />

ökologisch wertvolle<br />

Biogasanlagen realisieren,<br />

die bedarfsgerecht<br />

Strom und Wärme oder<br />

Kraftstoff produzieren.“<br />

Ein Highlight der diesjährigen Convention war<br />

am Dienstagmorgen das Parlamentarische<br />

Frühstück, das um 7.45 Uhr angesetzt worden<br />

war. Mit von der Partie waren MdB Dr.<br />

Julia Verlinden, Sprecherin für Energiepolitik<br />

der Fraktion Bündnis 90/Die Grünen, MdB Karl<br />

Holmeier (CSU), Mitglied im Ausschuss für Wirtschaft<br />

und Energie, MdB Prof. Dr. Martin Neumann (FDP),<br />

Mitglied im Ausschuss für Energie und Wirtschaft sowie<br />

energiepolitischer Sprecher der FDP-Bundestagsfraktion,<br />

Horst Seide, Präsident des Fachverbandes<br />

Biogas e.V, und Henrik Borgmeyer, Geschäftsführer des<br />

Anlagenherstellers Bioconstruct GmbH. Moderiert wurde<br />

die Session von Sandra Rostek, Leiterin des Hauptstadtbüros<br />

Bioenergie.<br />

Hinweis: Die hier im Zusammenhang mit der EEG-Novelle<br />

gemachten Aussagen spiegeln nur den Stand der<br />

Diskussion Mitte November wider. Spätere Entwicklungen<br />

im Zusammenhang mit der Novellierung des<br />

Gesetzes können an dieser Stelle nicht berücksichtigt<br />

werden.<br />

Karl Holmeier betonte in seinem Eingangsstatement,<br />

dass „Biogas immer wichtiger wird, weil Kohle- und<br />

Atomausstieg umgesetzt werden müssen“. Biogas spiele<br />

in der Energieerzeugung eine wichtige Rolle. Diese<br />

Rolle werde in den nächsten Jahren noch bedeutender<br />

werden. „Flexible Biogasanlagen werden zur Kompensation<br />

von Dunkelflauten und zur Gewährleistung der<br />

Netzstabilität entscheidend sein“, hob der Politiker<br />

hervor. Biogas könne ins Erdgasnetz eingespeist und<br />

als Kraftstoff in Form von CNG und LNG bereitgestellt<br />

werden. Biogasanlagen böten ein enormes Potenzial<br />

zur Steigerung der Wertschöpfung im ländlichen Raum.<br />

„Aktuell stagniert der Ausbau im Biogassektor. Das wollen<br />

wir mit dem EEG <strong>2021</strong> ändern. Wir wollen die enormen<br />

Potenziale der Bioenergie für die Energiewende<br />

nutzen. Mit der EEG-Novelle wollen wir einen Rahmen<br />

und eine Perspektive schaffen, dass Landwirte mit der<br />

FOTO: BIOCONSTRUCT<br />

12

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

Biogasproduktion Wertschöpfung erzielen<br />

können. Der vorliegende Entwurf sieht<br />

zahlreiche Verbesserungen vor. Darunter<br />

die Erhöhung der Gebotshöchstwerte, die<br />

Erhöhung des Flexibilitätszuschlags und<br />

die Abschaffung des Flexdeckels. Das neue<br />

EEG, so hoffen wir alle, soll der Branche einen<br />

Schub geben“, informierte Holmeier.<br />

Bioenergiepotenziale werden<br />

vernachlässigt<br />

Dr. Julia Verlinden bedauerte, dass „manchmal<br />

die Potenziale von Bioenergie vernachlässigt<br />

werden“. Bei den Diskussionen um<br />

neue Märkte, wie zum Beispiel der Wasserstoffnutzung,<br />

oder in Diskussionen um<br />

den Atom- beziehungsweise Kohleausstieg<br />

werde häufig vergessen, dass „wir schon<br />

eine ziemlich stabile, gute, nachhaltige,<br />

klimafreundliche Versorgung mit vorhandenen<br />

Biogasanlagen gewährleisten können“.<br />

Sie bedaure es sehr, dass diese Potenziale<br />

in den Debatten nicht stärker in<br />

den Vordergrund rücken.<br />

In Zukunft würden gasförmige Energieträger<br />

benötigt, nicht nur für die Industrie,<br />

sondern auch, um „unser Stromsystem zu<br />

stabilisieren“. Darum müsse stärker darauf<br />

geschaut werden, was schon an Technologien<br />

vorhanden ist. Sie betonte, dass<br />

künftig alle Erzeugungsarten erneuerbarer<br />

Energien gebraucht würden, um die Lücke<br />

von Atom- und Kohlestrom schließen zu<br />

können. „Es wäre falsch, Atom- und Kohlestrom<br />

einzig durch die Verstromung von<br />

fossilem Erdgas zu ersetzen“, betonte Verlinden.<br />

Nun müssten die richtigen Investitionen<br />

getroffen werden. Alle Erneuerbaren<br />

Energien müssten ausgebaut werden.<br />

Dabei ist ihr wichtig, die Wertschöpfung in<br />

den Regionen zu halten.<br />

EEG: zu komplizierte<br />

Gesetzgebung<br />

Prof. Neumann meinte: Das große Ziel<br />

sei, CO 2<br />

-Emissionen zu reduzieren. Ferner<br />

gehe es darum, das Pariser Klimaabkommen<br />

zu erfüllen. Es gehe aber auch darum,<br />

bezahlbare Energie sowie Versorgungssicherheit<br />

zu organisieren. Das seien die<br />

wesentlichen Herausforderungen. Wenn er<br />

sich das EEG, das nun 20 Jahre bestehe,<br />

anschaue, dann könne man feststellen, wo<br />

die Fehler gemacht worden sind und wo<br />

die Schwachstellen sind. „Das EEG 2017<br />

ist, spaßig gesagt, eine Arbeitsbeschaffungsmaßnahme<br />

für Juristen, weil es am<br />

Ende kaum noch jemand verstanden hat.<br />

Das Gesetz ist verkompliziert worden. So<br />

kann es aber nicht gehen. So versteht niemand<br />

die Energiewende“, kritisierte Prof.<br />

Neumann. Biomasse ist nach seinen Worten,<br />

weil es nicht volatil, sondern regelbar,<br />

speicherbar und ein CO 2<br />

-neutraler Energieträger<br />

ist, sehr gut für die Energiewende<br />

geeignet. Man dürfe sich eben nicht nur<br />

auf Wind- und Solarenergie konzentrieren<br />

mit ihrer Volatilität.<br />

Auch er betonte genauso wie Holmeier<br />

vorher schon, das die Branche eine Perspektive<br />

und Planungssicherheit braucht.<br />

Fördersysteme müssten dazu führen, dass<br />

Technologien irgendwann ohne Förderung<br />

kostengünstige Energie bereitstellen.<br />

Technologieoffenheit ist für Prof. Neumann<br />

dabei wichtig. Er ist davon überzeugt,<br />

dass die Sektorenkopplung und<br />

die Schaffung von Flexibilität eine große<br />

Chance darstellen. Der FDP-Politiker empfahl,<br />

sich das vorhandene Regelwerk anzuschauen,<br />

inwieweit es verändert werden<br />

muss, um Biogasanlagen eine Perspektive<br />

geben zu können. „Ziel muss sein, mit Biogas<br />

einen Energieträger zu haben, der sich<br />

im Markt gut etablieren lässt“, formulierte<br />

Prof. Neumann.<br />

Einige werden Anlagen stilllegen<br />

Horst Seide konstatierte, dass sich die Situation<br />

in der Betreiberschaft in den vergangenen<br />

Monaten erheblich gewandelt<br />

habe. „Vor einem Jahr haben wir Betreiber<br />

noch gedacht: Mache ich überhaupt weiter?<br />

Einige haben schon die Entscheidung<br />

getroffen, aufzuhören. Die Gründe dafür<br />

sind vielschichtig. Ein Hauptgrund dürfte<br />

aber das EEG 2017 sein, das für Bestandsanlagen<br />

nicht die Perspektiven für einen<br />

wirtschaftlichen Anlagenbetrieb geboten<br />

hat“, beschrieb Seide die Situation.<br />

Der jetzt vorliegende EEG-Entwurf sende<br />

aber ein ganz anderes Signal. Jetzt signalisiere<br />

die Politik „Wir brauchen Euch“. Im<br />

Stromnetz werde vor allem die Flexibilität<br />

von Biogas gebraucht. Das nächste EEG<br />

werde viele Betreiber veranlassen, über<br />

neue Betriebskonzepte nachzudenken.<br />

Seide übte auch Kritik am EEG-Entwurf,<br />

vor allem hinsichtlich der Güllevergärungsklasse,<br />

dass nach dem Gesetzentwurf Bestandsanlagen<br />

nach dem Ende der ersten<br />

Vergütungsperiode nicht in die Gülleklasse<br />

sollen wechseln können. Auch bemängelte<br />

er, dass in der Gülleklasse nicht auf<br />

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AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

MdB Dr. Julia Verlinden:<br />

„Es wäre falsch, Atom- und Kohlestrom<br />

einzig durch die Verstromung von fossilem<br />

Erdgas zu ersetzen.“<br />

Horst Seide, Präsident des<br />

Fachverbandes Biogas e.V.:<br />

„Das nächste EEG wird viele<br />

Betreiber veranlassen, über neue<br />

Betriebskonzepte nachzudenken.“<br />

150 Kilowatt Bemessungsleistung als Leistungsgrenze<br />

abgestellt worden sei, sondern im Entwurf installierte<br />

Leistung stehe.<br />

Für Henrik Borgmeyer ist klar: „Gibt es Geschäftsmodelle<br />

für Betreiber, Anlagen wirtschaftlich zu betreiben,<br />

dann bekommen Anlagen- und Komponentenhersteller<br />

Aufträge.“ Er erwarte nicht den Neubau von Biogasanlagen<br />

in Deutschland in großer Zahl. Es würden eventuell<br />

hier und da welche gebaut, aber wichtig ist, dass der<br />

Anlagenpark eine Perspektive bekommt. „Schon etwa<br />

fünf Jahre bevor das erste EEG für Betreiber ausläuft,<br />

„Es ist gut, dass schon der EEG-Entwurf<br />

gewisse Perspektiven beinhaltet“<br />

Henrik Borgmeyer<br />

stellen die sich die Frage, ob sie die Anlage refitten oder<br />

nicht. Darum ist es gut, dass schon der EEG-Entwurf<br />

gewisse Perspektiven beinhaltet“, erklärte der Anlagenhersteller.<br />

Investitionen dienten dazu, mit dem eingesetzten Geld<br />

mehr zu verdienen, als man investiert habe. Das EEG<br />

sei grundsätzlich auch so angelegt. Sein Unternehmen<br />

habe in den vergangenen 20 Jahren rund 700 Millionen<br />

Euro Umsatz gemacht. In den ersten 10 Jahren des<br />

EEG-Bestehens sei im Grunde kein Auslandsgeschäft<br />

abgewickelt worden. In den letzten 10 Jahren des EEG<br />

habe man jedoch fast nur noch im Ausland Anlagen<br />

errichtet. So wurden rund 230 Millionen Euro Umsatz<br />

nur im Ausland generiert, beispielsweise in Ländern<br />

wie England, Frankreich oder Italien.<br />

„Daran ist zu sehen, dass das EEG eine Investition ist.<br />

Wir haben hier in Deutschland jahrelang Know-how<br />

erarbeitet und haben es dann in die Welt exportiert.<br />

Damit haben wir in unserem Unternehmen in den vergangenen<br />

20 Jahren 130 Menschen beschäftigen können<br />

und so einen Beitrag zur Wertschöpfung geleistet.<br />

Wind und Photovoltaik machen den Strom billig und<br />

Bioenergie füllt die Lücken auf. Wir müssen uns vergegenwärtigen,<br />

dass das gut angelegtes Geld ist“, betonte<br />

Borgmeyer.<br />

EEG-Entwurf reicht nicht, um Klimaziele<br />

zu erreichen<br />

Nach der ersten Statementrunde sagte Sandra Rostek,<br />

dass die im EEG-Entwurf genannten 16,4 Cent pro Kilowattstunde<br />

für Neuanlagen und 18,4 Cent pro Kilowattstunde<br />

Gebotshöchstwert für Bestandsanlagen zur<br />

Erreichung der Klimaziele 2030 der Bundesregierung<br />

nicht ausreichen. Auch nicht, um den Anlagenbestand<br />

bestmöglich auf heutigem Niveau zu halten. 42 Terawattstunden<br />

Biogasstrom würden in 2030 benötigt.<br />

FOTOS: DR. JULIA VERLINDEN, FACHVERBAND BIOGAS E.V.<br />

biogaskontor.de<br />

14<br />

Gemeinsam für eine nachhaltige Biogasproduktion!

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

FOTO: KARL HOLMEIER<br />

Um das zu erreichen, bräuchten Bestandsanlagen 19,4<br />

Cent pro Kilowattstunde und Neuanlagen 17,4 Cent<br />

pro Kilowattstunde Gebotshöchstwert.<br />

Die Parlamentarier äußerten sich direkt dazu und<br />

Holmeier sagte, die Gedanken in die anstehenden Beratungen<br />

mitnehmen zu wollen. Für ihn sei wichtig,<br />

dass die Biogasanlagen Sicherheit bekommen für den<br />

Zukunftsbetrieb. Die Grünen hätten, so Dr. Verlinden,<br />

auch gesagt, dass es betriebswirtschaftlich möglich<br />

sein muss, sonst mache es keinen Sinn. Und Prof. Neumann<br />

sagte: „Wir müssen in der Gesamtstrategie der<br />

Energiewende die Energieträger, die unterschiedliche<br />

Qualitäten haben, entsprechend würdigen. Wir reden<br />

immer nur über die installierte Leistung. Viel wichtiger<br />

ist es daran zu denken, welche Energie wird bereitgestellt,<br />

um wie viel Terawattstunden es geht.“ Was auf<br />

dem Energiemarkt angeboten werde, müsse aus verlässlichen<br />

Quellen stammen.<br />

Seide knüpfte an Prof. Neumanns Worte an und sagte:<br />

„Wir dürfen Arbeit und Leistung im Stromsegment<br />

nicht miteinander verwechseln. Eine Zukunftsoption,<br />

die wir Betreiber haben und wo wir kostengünstiger<br />

werden, ist, die Leistung dann bereitzustellen, wenn<br />

der Markt es fordert. Und das erste Signal im EEG-<br />

21-Entwurf geht dabei in die Richtung. Denn der Flexzuschlag<br />

soll von 40 Euro auf 65 Euro erhöht werden.<br />

Wenn wir 42 Terawattstunden in 2030 aus Biomasse<br />

haben wollen, dann muss das Ausschreibungsvolumen<br />

deutlich erhöht werden.“<br />

Im nächsten EEG würden viele Betreiber ihre Anlagen<br />

nicht mehr nur doppelt oder dreifach überbauen. Sie<br />

würden stärker in die Flexibilisierung gehen. Das sei<br />

eine Zukunftsoption, mit der die Biogasstromerzeugung<br />

preiswerter wird. Denn die Anlagen würden in<br />

Zukunft bei mehr Leistung mehr Arbeit in kurzer Zeit<br />

machen. Im April 2020 habe es einen Tag gegeben mit<br />

insgesamt 18 Stunden negativen<br />

Strompreisen. In der Spitze<br />

laut Seide minus 8,6 Cent<br />

pro Kilowattstunde. Zu dem<br />

Zeitpunkt an dem Tag, wo der<br />

Strom an der Börse am teuersten<br />

gewesen ist, habe der<br />

Strom plus 2 Cent pro Kilowattstunde<br />

gekostet. Die Spreizung<br />

habe 10 Cent pro Kilowattstunde<br />

betragen. „Die haben wir<br />

mit unseren flexiblen Biogasanlagen<br />

erwirtschaftet. In der<br />

MdB Karl Holmeier (CSU):<br />

„Ziel muss sein, den Biogasanlagenbetreibern<br />

eine Zukunftsperspektive zu geben.<br />

Spitze wurde aber trotzdem<br />

mit 2 Cent pro Kilowattstunde<br />

Und zwar nicht für ein oder zwei Jahre, sondern<br />

für die nächsten fünf bis zehn Jahre.“<br />

produziert. Dafür können wir<br />

aber nicht investieren“, verdeutlichte<br />

Betreiber Seide. Die<br />

Lösung sei, den CO 2<br />

-Preis anzuheben. Seide: „Je höher<br />

der CO 2<br />

-Preis ist, desto mehr kommen wir mit unseren<br />

Biogasanlagen in den Markt. Wenn wir dann noch die<br />

Spreizung mitnehmen, dann sind wir nicht mehr so<br />

weit weg von der Wirtschaftlichkeit.“<br />

Sympathien für ökologisch günstige<br />

Substrate<br />

In der anschließenden Diskussion mit den Teilnehmenden<br />

über die Chat-Funktion wurde nach einer gesonderten<br />

Vergütungsklasse für ökologisch günstige Substrate<br />

gefragt. Dr. Verlinden sagte dazu: „Die Debatte über die<br />

Substrate, welche wie angereizt werden oder nicht, hat<br />

eine lange Tradition. Ich glaube, dass es sehr gut ist,<br />

wenn wir bei dem Thema sehr sorgfältig vorgehen.“ Sie<br />

begrüßte, dass in den vergangenen Jahren der Fokus<br />

auf Rest- und Abfallstoffe gelegt worden ist. Das sei<br />

gut gewesen, um den Druck aus den Diskussio-<br />

15

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

nen zu nehmen, die der Biogasbranche<br />

nicht geholfen haben<br />

in der gesellschaftlichen Wahrnehmung.<br />

Die Diskussionen um<br />

humus- und biodiversitätsfördernde<br />

Substrate findet Dr. Verlinden<br />

„spannend“. Sie habe<br />

viel „Sympathien dafür, diese<br />

ökologisch wertvollen Substrate<br />

in der Bioenergie einzusetzen“.<br />

Holmeier zeigte sich nicht abgeneigt<br />

und ergänzte: „Sinnvoll<br />

wäre es vielleicht schon,<br />

MdB Prof. Dr. Martin Neumann:<br />

„Wir müssen in der Gesamtstrategie der<br />

dass wir in die Richtung dieser<br />

Energiewende die Energieträger, die unterschiedliche<br />

Qualitäten haben, entsprechend<br />

Wildpflanzen gehen.“ Er glaubt<br />

schon, dass es Sinn macht,<br />

würdigen.“<br />

diese Energiepflanzengruppe<br />

zu fördern, weil es auch wohl<br />

eine ökologische Notwendigkeit sei. Er forderte aber,<br />

das Thema intensiv zu durchdenken bis zum Ende mit<br />

allen möglichen Konsequenzen, wenn ökologisch vorteilhafte<br />

Pflanzen gefördert werden sollen. „Wir müssen<br />

gründlich die Sinnhaftigkeit prüfen“, forderte der<br />

CSU-Politiker. Er zielte im Grunde darauf ab, dass nicht<br />

Parallelen entstehen wie beim „Vermaisungsthema“.<br />

Wildpflanzen: positiv für Insekten und<br />

Niederwild<br />

Borgmeyer berichtete von einem Projekt im Umfeld<br />

seines Firmensitzes, an dem das Unternehmen auch<br />

eine Biogasanlage betreibt. Demnach werden lokal<br />

auf 15 Hektar Fläche Wildpflanzen angebaut. „22 verschiedene<br />

Wildpflanzenarten wachsen auf dem Acker.<br />

Den Aufwuchs verwerten wir in unserer Biogasanlage.<br />

Auf den Feldern wächst in den nächsten fünf Jahren<br />

immer nur die Wildpflanzendauerkultur. In <strong>2021</strong> soll<br />

die Anbaufläche auf 60 Hektar ausgedehnt werden. Die<br />

Pflanzenbestände blühen so stark, dass wir den Imker<br />

anrufen müssen, dass er einen Tag vor der Ernte die<br />

Bienen nicht fliegen lässt“, machte der Unternehmer<br />

aufmerksam.<br />

Diese Pflanzenmischungen würden positiv für die Insekten,<br />

aber auch für das Niederwild wirken. Im jetzigen<br />

EEG gebe es schon Mechanismen, sodass die<br />

Betriebe den 40-Prozent-Maisdeckel einhalten müssten.<br />

Bestandsanlagen, die in die Ausschreibung gehen,<br />

müssen sich, laut Borgmeyer, Gedanken machen, womit<br />

sie den hohen Maiseinsatz substituieren. Die zweite<br />

Aufforderung sei, dass „Biogas nicht mehr so dumm<br />

sein darf, wie es heute ist und an sieben Tagen pro<br />

Woche rund um die Uhr Strom produziert“.<br />

Es gelte Biogas dann zu produzieren, wenn es gebraucht<br />

wird. Diese beiden Anforderungen kosteten<br />

aber Geld. „Wildpflanzen zu vergären, kostet schlichtweg<br />

mehr Geld gegenüber Mais. Wir haben einen höheren<br />

Flächenbedarf und höhere Substratkosten. Wenn<br />

man das alles erreichen will, den Maisdeckel einhalten,<br />

flexibel Strom produzieren und möglicherweise noch<br />

investieren, dann komme ich als Betreiber mit 18,4<br />

Cent Gebotshöchstwert nicht aus“, machte Borgmeyer<br />

deutlich und fügte hinzu: „Wenn man keinen Bonus<br />

macht für diese besonderen Energiepflanzen, dann<br />

muss man über den Gebotshöchstwert nachdenken.<br />

Dann lassen sich ökologisch wertvolle Biogasanlagen<br />

realisieren, die bedarfsgerecht Strom und Wärme oder<br />

Kraftstoff produzieren.“<br />

Biogas: wichtig, weil nicht volatil<br />

In der abschließenden Kommentarrunde sagte Prof.<br />

Neumann: „Biogas muss sich eine Nische suchen in<br />

der Energiewende. Wir müssen Biogas stabilisieren in<br />

der Energiebereitstellung. Wir benötigen zudem eine<br />

Harmonisierung zwischen dem EEG, der RED II und<br />

dem Energiewirtschaftsgesetz, damit es diese Nische<br />

gibt. Biogas ist ein wichtiger Energieträger, weil er nicht<br />

volatil ist. Das Verhältnis zwischen volatilem Energieangebot<br />

und Regelenergie ist aus dem Ruder gelaufen.“<br />

Dr. Verlinden sagte: „Wir werden in Zukunft mehr erneuerbare<br />

Gase einsetzen als heute. Das bedeutet, dass<br />

grüner Wasserstoff und Biomethan eine ganz wichtige<br />

Rolle spielen werden im Rahmen einer Gaswende. Dazu<br />

ist ein angemessenes EEG notwendig, das es erlaubt,<br />

die Bestandsanlagen zu erhalten und die Flexibilisierung<br />

voranzutreiben.“<br />

Karl Holmeier sieht die Energiewende auf gutem Weg.<br />

Er stellte fest, dass das Ansehen der Biogaserzeugung<br />

in der Politik stark gestiegen ist. „Ziel muss sein, den<br />

Biogasanlagenbetreibern eine Zukunftsperspektive zu<br />

geben. Und zwar nicht für ein oder zwei Jahre, sondern<br />

für die nächsten fünf bis zehn Jahre. Wir vonseiten der<br />

Politik wollen Biogas eine Chance geben.“<br />

Horst Seide bedauerte, dass im Rahmen des parlamentarischen<br />

Frühstücks über den Wärmesektor nicht gesprochen<br />

worden sei. Er rief die Branche dazu auf, die<br />

Signale, die das künftige EEG enthalten werde, wahrzunehmen.<br />

Die bisherige Biogasproduktion werde es<br />

in Zukunft so nicht mehr geben. „Lest das neue EEG<br />

und nehmt es ernst. Die neuen Möglichkeiten, die wir<br />

bekommen, sind unsere Zukunftsoption.“<br />

Autor<br />

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

Redakteur Biogas Journal<br />

Fachverband Biogas e.V.<br />

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martin.bensmann@biogas.org<br />

FOTO: PROF. DR. MARTIN NEUMANN<br />

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BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

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17

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

18 – 20 November 2020, Hanover, Germany<br />

2020 DIGITAL<br />

Ärmel aufkrempeln und die<br />

Chancen des EEG <strong>2021</strong> nutzen<br />

Im Themenblock 2 am Dienstagvormittag nach dem parlamentarischen Frühstück<br />

ging es um das Thema: „EEG <strong>2021</strong> – Zukunftsperspektive oder Scherbenhaufen?“<br />

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

Dr. Simone Peter, Präsidentin des Bundesverbandes<br />

Erneuerbare Energie e.V. (BEE),<br />

warf einen Blick auf den EEG-Entwurf aus<br />

Sicht der Erneuerbaren Energien. Sie sagte:<br />

„Das EEG ist und bleibt Schlüsselelement<br />

der Energiewende, um den politischen Rahmen der<br />

Energiewende zu gestalten. Die EEG-Novelle drängt,<br />

weil erste Bestandsanlagen im Jahr <strong>2021</strong> tatsächlich<br />

zusperren werden und weil der Zubau stagniert.“<br />

9.500 Biogasanlagen in Deutschland erzeugten etwa<br />

33 Terawattstunden Strom. Das sei eine völlig unverzichtbare<br />

Größe, die ausgebaut werden müsse, um<br />

noch mehr Haushalte mit sauberer Energie versorgen<br />

zu können. Die Zielformulierung der Bundesregierung,<br />

65 Prozent Ökostrom in 2030 zu erreichen, basiere<br />

noch auf den bisherigen Klimaschutzzielen. „Die Ziele<br />

werden sich anpassen müssen, wenn die EU höhere<br />

Klimaziele beschließt. Wir gehen daher davon aus, dass<br />

das 2030-Ziel eher in Richtung 70 bis 80 Prozent Ökostrom<br />

angehoben werden muss“, erläuterte Dr. Peter.<br />

Spätestens 2050 müsse Europa treibhausgasneutral<br />

sein, weil sonst die Kipppunkte der Klimaveränderung<br />

mehr und mehr irreversibel würden. Dr. Peter begrüßte<br />

die Streichung des Flexdeckels und die Anhebung des<br />

Flexzuschlags im EEG-Entwurf. Ferner befand sie die<br />

Ausschreibung für die Biomethanverstromung in Süddeutschland<br />

für gut. Die Einführung einer Südquote<br />

in der vorgelegten Form lehnte sie dagegen ab. Sie<br />

wünschte sich in dem Zusammenhang eine Ausgestaltung<br />

ähnlich wie im Windenergiebereich.<br />

Bruttostromverbrauch wird steigen<br />

Die Strombedarfsannahmen der Bundesregierung für<br />

2030 kann sie nicht nachvollziehen. „Wir kommen<br />

auf einen deutlich höheren Bedarf. Statt 586 Terawattstunden<br />

kommen wir auf 740 Terawattstunden<br />

FOTO: ADOBE STOCK_THODONAL<br />

18

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

Bruttostromverbrauch. 65 Prozent davon<br />

sind 481 Terawattstunden, die benötigt<br />

werden“, rechnete Dr. Peter vor.<br />

Der höhere Bedarf ergebe sich durch<br />

die Wasserstoffproduktion auf Basis der<br />

Power-to-Gas-Technologie. Es könnte<br />

sich eine Ökostromlücke von rund 100<br />

Terawattstunden in 2030 auftun (siehe<br />

Abbildung).<br />

Der BEE plädiere daher dafür, dass die<br />

Ausbaupfade für Erneuerbare Energien<br />

angepasst werden. Und zwar wie folgt:<br />

+4.700 Megawatt (MW) pro Jahr Wind<br />

Onshore.<br />

+2.000 MW pro Jahr Wind Offshore.<br />

+10.000 MW pro Jahr Photovoltaik.<br />

+600 MW pro Jahr Bioenergie.<br />

+ je 50 MW pro Jahr an Geothermie und<br />

Wasserkraft.<br />

Das Klimaschutzprogramm 2030 der Bundesregierung (links) weist gegenüber dem<br />

BEE-Szenario 2030 (rechts) eine Ökostromlücke von rund 100 TWh auf<br />

QUELLE: BUNDESVERBAND ERNEUERBARE ENERGIE E.V.<br />

„Das sind Mindestausbaupfade, wenn wir von 65 Prozent<br />

Erneuerbare Energien in 2030 ausgehen. Die<br />

Ausbaupfade müssen weiter angehoben werden, wenn<br />

die EU höhere Klimaziele verabschiedet“, erklärte die<br />

Verbandspräsidentin. Des Weiteren forderte sie, dass<br />

in das nächste EEG nicht noch mehr Hürden eingebaut<br />

werden. Damit sprach sie insbesondere den Paragrafen<br />

51 an. Denn es ist geplant, die Sechs-Stunden-Regel,<br />

nach der keine EEG-Vergütung mehr ausgezahlt wird,<br />

wenn in sechs aufeinanderfolgenden Stunden negative<br />

Börsenstrompreise auftreten, auf eine Stunde zu reduzieren.<br />

Dann würde sich die Marktsituation für Erneuerbare<br />

Energie weiter verschärfen.<br />

„Die Prognosen für negative Börsenstrompreise sind<br />

zwar verlässlich, aber die Dauer dieser Phasen ist trotzdem<br />

nur schwer abzuschätzen“, sagte Dr. Peter. Sie<br />

plädierte dafür, den Paragrafen 51 zu streichen oder<br />

zumindest an der Sechs-Stunden-Regel festzuhalten.<br />

Die Ereignisse negativer Strompreise nähmen immer<br />

mehr zu. Gerade die Fahrweise alter, konventioneller<br />

Kraftwerke sorge für negative Strompreise.<br />

Neue Genehmigung größte Hürde für<br />

Betreiber<br />

Prof. Dr.-Ing. Frank Scholwin, Inhaber des Instituts für<br />

Biogas, Kreislaufwirtschaft und Energie in Weimar, referierte<br />

darüber, was das EEG <strong>2021</strong> auf der Basis der<br />

vorliegenden Entwürfe für Anlagenbetreiber bedeutet.<br />

„Wir werden häufig mit der Frage vonseiten der Betreiber<br />

konfrontiert, ob die Anlagen beim EEG-Wechsel<br />

nicht einfach so, wie sie dastehen weiterbetrieben<br />

werden können. Das wäre dann die Vorstellung, dass<br />

keine Investitionen, keine Planung und keine Genehmigung<br />

erforderlich wären. Die neue Genehmigung,<br />

die notwendig ist, wenn Betreiber zum Beispiel ein<br />

Blockheizkraftwerk hinzubauen oder mehr Lagerraum<br />

benötigt wird, ist eigentlich die größte Hürde für die<br />

Betreiber“, eröffnete Prof. Scholwin seinen Vortrag.<br />

Wenn es um eine Genehmigung nach Bundes-Immissionsschutzgesetz<br />

(BImSchG) gehe, dann sei in der<br />

Regel nicht nur die Biogasanlage, sondern der gesamte<br />

Landwirtschaftsbetrieb betroffen. „Betreiber scheuen<br />

teilweise davor, Alternativen zu prüfen oder gar den<br />

BImSch-Prozess durchlaufen zu müssen. Das schränkt<br />

ziemlich stark die wirklich guten Möglichkeiten ein,<br />

eine Bestandsanlage zu einer zukunftsfähigen Anlage<br />

zu machen“, berichtete Prof. Scholwin aus der Beratungspraxis.<br />

Für manche Anlagenbetreiber stelle sich die Frage, ob<br />

es Sinn macht, den eigenen Strombedarf zu substituieren.<br />

Es gebe Landwirtschaftsbetriebe, die pro Jahr 1<br />

bis 1,5 Millionen Kilowattstunden Strom verbrauchen.<br />

Da sei man schon nah dran an der Strommenge, die<br />

sich mit einer 300- bis 400-kW-Biogasanlage erzeugen<br />

lasse, wenn die Bemessungsleistung halbiert werde im<br />

Vergleich zur ersten Vergütungsperiode.<br />

Manche Betreiber hätten auch eine günstige Nähe<br />

zum Erdgasnetz. Da sei zu überlegen, ob die gesamte<br />

Gasmenge oder ein Teil davon aufbereitet und ins<br />

Erdgasnetz eingespeist wird. Trocknungsprozesse wären<br />

in Zukunft weniger spannend, weil es keinen Kraft-<br />

Wärme-Kopplungsbonus mehr gebe. Eine Frage, über<br />

die sich immer lohne nachzudenken, sei, ob es nicht<br />

sinnvoll sein kann, alternative Substrate einzusetzen.<br />

„Unsere Erfahrung ist, dass es immer noch erschließbare<br />

Festmist- und Güllemengen gibt“, teilte Prof.<br />

Scholwin mit.<br />

Eine besondere Herausforderung für den Anlagenbetrieb<br />

ist für Landwirte nach seinen Worten, dass sie die<br />

Zukunft der Tierhaltung nicht kennen. Verschärfungen<br />

im Bereich Düngung und Stallhaltung von Tieren sei<br />

nicht gut vorhersehbar. Anhand verschiedener Beispiele<br />

zeigte der Institutsleiter Zukunftsszenarien unter<br />

Wirtschaftlichkeitsaspekten.<br />

19

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Beispiel 3: 500-kW-Anlage, 250 m³ Rohgas pro Stunde,<br />

Zahlen sind in Cent (ct) pro Kilowattstunde (kWh)<br />

Methan umgerechnet. EEG <strong>2021</strong> – doppelte Überbauung.<br />

18,2 ct/kWh angesetzt.<br />

V1: Die Anlage ist im EEG 2009, setzt 90 Prozent<br />

Gülle ein. Ergebnis: +4,5 ct/kWh bleiben übrig.<br />

V2: Die Anlage ist im EEG 2009, setzt 100 Prozent NawaRo<br />

ein. Ergebnis: +1,37 ct/kWh bleiben übrig.<br />

V3: Die Anlage ist im EEG <strong>2021</strong>, setzt 100 Prozent<br />

Gülle ein. Ergebnis: +4,58 ct/kWh bleiben übrig.<br />

V4: Die Anlage ist im EEG <strong>2021</strong>, setzt 100 Prozent<br />

NawaRo ein. Ergebnis: +1,60 ct/kWh.<br />

Scholwin erläuterte, dass V3 und V4 nah dran sind an<br />

den Ergebnisse von V1 und V2. Selbst in V4 mit 100<br />

Prozent NawaRo lasse sich noch etwas Geld verdienen.<br />

Kritik übte Horst Seide, Präsident des Fachverbandes Biogas e.V., bezüglich der Güllekleinanlagenklasse,<br />

die erweitert werden soll auf Bestandsanlagen. Dazu stehe im Gesetzentwurf nichts<br />

drin, sondern in der Verordnungsermächtigung. „Wer investiert denn von uns in einem Bereich,<br />

der nur in der Verordnungsermächtigung geregelt wird?“, fragte Seide.<br />

Beispiel 1: 500-kW-Anlage, 250 m³ Rohgas pro Stunde,<br />

die nachfolgenden Zahlen sind in Cent (ct) pro<br />

Kilowattstunde (kWh) Methan umgerechnet. Vier Varianten<br />

(V).<br />

V1: Die Anlage ist im EEG 2009, setzt 90 Prozent<br />

Gülle ein. Ergebnis: +4,5 ct/kWh bleiben übrig.<br />

V2: Die Anlage ist im EEG 2009, setzt 100 Prozent<br />

NawaRo ein. Ergebnis: +1,37 ct/kWh bleiben<br />

übrig.<br />

V3: Zukunft Eigenstromversorgung, 100 Prozent<br />

Gülle. Ergebnis: +3,29 ct/kWh.<br />

V4: Zukunft Eigenstromversorgung, 100 Prozent<br />

NawaRo. Ergebnis: -0,40 ct/kWh.<br />

Laut Prof. Scholwin macht Variante 4 keinen Sinn. V3<br />

und V4 beinhalten Wärmeerlöse, V1 und V2 ohne Wärmeverkauf.<br />

Beispiel 4: 500-kW-Anlage, 250 m³ Rohgas pro Stunde,<br />

Zahlen sind in Cent (ct) pro Kilowattstunde (kWh)<br />

Methan umgerechnet. Die gesamte Gasmenge wird zu<br />

Biomethan aufbereitet. Erlös 8 ct/kWhHS.<br />

V1: Die Anlage ist im EEG 2009, setzt 90 Prozent<br />

Gülle ein. Ergebnis: +4,5 ct/kWh bleiben übrig.<br />

V2: Die Anlage ist im EEG 2009, setzt 100 Prozent NawaRo<br />

ein. Ergebnis: +1,37 ct/kWh bleiben übrig.<br />

V3: 100 Prozent Gülle. Ergebnis: +3,16 ct/kWh<br />

Methan.<br />

V4: 100 Prozent NawaRo. Ergebnis: +0,63 ct/kWh<br />

Methan.<br />

Die Erlössituation für Gas aus Gülle sei relativ gut. In<br />

der Größenordnung des Wechsels in das EEG <strong>2021</strong>. Die<br />

Chancen seien groß, dass sich der Methanpreis nach<br />

oben entwickeln kann. „Die Gaseinspeisung bietet jedoch<br />

nicht die Sicherheit wie ein EEG <strong>2021</strong>, das einen<br />

Zeitraum von zehn Jahren abdeckt“, gab Prof. Scholwin<br />

zu bedenken. Er hält V3 in Beispiel 4 für eine interessante<br />

Option für eine bestimmte Zahl an Biogasanlagen.<br />

Zu V4 sagte er, dass für 100 Prozent NawaRo-Gas<br />

wohl eher nicht 8 ct/kWh zu erzielen sind.<br />

Beispiel 2: 500-kW-Anlage, 250 m³ Rohgas pro Stunde,<br />

Zahlen sind in Cent (ct) pro Kilowattstunde (kWh)<br />

Methan umgerechnet. EEG <strong>2021</strong> im Vergleich zum<br />

EEG 2009. Die EEG-<strong>2021</strong>-Varianten wurden mit 18,2<br />

ct/kWh angesetzt.<br />

V1: Die Anlage ist im EEG 2009, setzt 90 Prozent<br />

Gülle ein. Ergebnis: +4,5 ct/kWh bleiben übrig.<br />

V2: Die Anlage ist im EEG 2009, setzt 100 Prozent<br />

NawaRo ein. Ergebnis: +1,37 ct/kWh bleiben<br />

übrig.<br />

V3: Die Anlage ist im EEG <strong>2021</strong>, setzt 100 Prozent<br />

Gülle ein. Ergebnis: +2,93 ct/kWh bleiben übrig.<br />

V4: Die Anlage ist im EEG <strong>2021</strong>, setzt 100 Prozent<br />

NawaRo ein. Ergebnis: -0,76 ct/kWh.<br />

V3 und V4 beinhalten Erlöse aus Flexzuschlag. V4 geht<br />

nur mit Wärmeverkauf. Scholwin sagte, dass die Eigenstromnutzung<br />

wirtschaftlich etwas attraktiver ist als<br />

das EEG <strong>2021</strong> in dem Vergleich.<br />

Beispiel 5: 500-kW-Anlage, 250 m³ Rohgas pro Stunde,<br />

Zahlen sind in Cent (ct) pro Kilowattstunde (kWh)<br />

Methan umgerechnet. Kombination EEG <strong>2021</strong> und<br />

Biomethaneinspeisung.<br />

V1: Die Anlage ist im EEG 2009, setzt 90 Prozent<br />

Gülle ein. Ergebnis: +4,5 ct/kWh bleiben übrig.<br />

V2: Die Anlage ist im EEG 2009, setzt 100 Prozent<br />

NawaRo ein. Ergebnis: +1,37 ct/kWh bleiben<br />

übrig.<br />

V3: EEG 21 + Gaseinspeisung, 100 Prozent Gülle.<br />

Ergebnis: +3,46 ct/kWh Methan.<br />

V4: EEG 21 + Gaseinspeisung, 100 Prozent NawaRo.<br />

Ergebnis: +0,93 ct/kWh Methan.<br />

V3 und V4 sind in diesem Beispiel besser als in Beispiel<br />

4. Beispiel 5 kommt aber nicht an die Erlöse aus<br />

Beispiel 3 heran. Prof. Scholwins Fazit lautete: Es<br />

geht auch wirtschaftlich, wenn man sich neuen Absatzmärkten<br />

öffnet.<br />

FOTO: CHRISTIAN DANY<br />

20

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

Anhebung des Flexzuschlags<br />

wichtiges Signal<br />

Dr. Uwe Welteke-Fabricius vom Netzwerk<br />

„Die Fl(ex)perten“ widmete sich in seinen<br />

Ausführungen dem Entwurf des EEG <strong>2021</strong><br />

und möglichen Chancen daraus für die<br />

Flexibilisierung der Stromerzeugung durch<br />

Biogasanlagen. Er freue sich, dass die Ausschreibungsmenge<br />

im 21er EEG auf 350<br />

Megawatt pro Jahr angehoben werden soll.<br />

„Die Anhebung des Flexibilitätszuschlags<br />

ist ganz, ganz wichtig für Anlagen, die die<br />

Flexibilisierung unter den Möglichkeiten<br />

der Flexprämie noch nicht vollzogen haben,<br />

weil für sie die Perspektiven unsicher<br />

waren“, betonte der Referent. Die Flexprämie<br />

für Bestandsanlagen ohne Deckel sei<br />

wunderbar. Es gebe aber kaum noch Betriebe,<br />

die diese nutzen können.<br />

Themenwechsel zu sogenannten ökologisch<br />

wertvollen Substraten, deren Anbau<br />

gefördert werden müsse, „jedoch nicht aus<br />

den Geldbörsen der Energiekunden, sondern<br />

aus Landwirtschaftstöpfen“, so sein<br />

Plädoyer. Wer mit Biogas in der Vor-Ort-<br />

Verstromung weitermachen wolle – dies<br />

würde 70 bis 80 Prozent der Anlagen betreffen,<br />

die von der Verstromung lebten –,<br />

brauche eine sichere Substratversorgung,<br />

eine geregelte Nachfolge und den Stand<br />

der Technik in einem einigermaßen guten<br />

Zustand. „Die Vor-Ort-Verstromung macht<br />

aber nur Sinn, wenn die gesamte Wärme<br />

verwertet wird und Geld einbringt. Zudem<br />

sollte der Stromanschluss so ausgestaltet<br />

sein, dass die gesamte Strommenge in<br />

weniger als 3.000 Stunden eingespeist<br />

werden kann“, gab Dr. Welteke-Fabricius<br />

zu bedenken.<br />

Die Versorgungssicherheit nehme durch<br />

Abschalten gesicherter Leistung in Form<br />

von Atom- und Kohlekraftwerken ab 2022<br />

ab. Schon bald danach sei die Menge der<br />

gesicherten Leistung nur noch ein Bruchteil<br />

dessen, „was wir wirklich brauchen<br />

an Residuallast. Da besteht dann eine<br />

Riesenchance für Biogasanlagen mit Vor-<br />

Ort-Verstromung“, prognostizierte der<br />

Flexperte.<br />

Und er erklärte in Richtung Bestandsanlagen<br />

adressiert: „Wer nur noch eine EEG-<br />

Laufzeit hat bis 2025, der kann schon<br />

bald an der Ausschreibung teilnehmen.<br />

Er hat die Chance, mit den 18,4 Cent pro<br />

Kilowattstunde, die jetzt im EEG-Entwurf<br />

stehen, in die Ausschreibung zu gehen<br />

und die zweite Vergütungsperiode für weitere<br />

10 Jahre inklusive Flexzuschlag zu<br />

bekommen. Eventuell können Betreiber<br />

dort, wo eine Wärmesenke ist, eine Neuanlage<br />

installieren und die mit einer außer<br />

Betrieb gehenden Altanlage zur Gasversorgung<br />

kombinieren. Die Bereitschaft der<br />

Netzbetreiber vorausgesetzt.“<br />

Anlagenbetreiber ab Inbetriebnahmejahr<br />

2011 würden noch 10 Jahre die Flexprämie<br />

bekommen. Die sollten die Flexprämie<br />

nun dringend in Anspruch nehmen. Wer ab<br />

2013 in Betrieb gegangen ist, der erhalte<br />

nur den Flexzuschlag. Das Problem seien<br />

die Anlagen, die zwischen 2006 und 2011<br />

in Betrieb gegangen sind. Die hätten nur<br />

noch fünf bis neun Jahre Flexprämie in<br />

Aussicht. „Die können eigentlich nur noch<br />

dann sinnvoll ihre Umbaukosten realisieren,<br />

wenn wir die gestauchte Flexprämie<br />

noch in das EEG bekommen“, ergänzte Dr.<br />

Welteke-Fabricius.<br />

Kleine Flexibilisierung in Zukunft<br />

nicht mehr möglich<br />

Ungefähr drei Viertel der Flexanlagen seien<br />

„Kleinflexibilisierungen“, wo eine Biogasanlage<br />

mit einem BHKW ein gleich großes<br />

BHKW hinzubekommen hat. Diese Anlagen<br />

hätten einen relativ kleinen Gasspeicher,<br />

meistens für vier bis acht Stunden<br />

Reichweite. Die neuen Flex-BHKW seien in<br />

der Vergangenheit die Dauerläufer geworden<br />

auf den Anlagen. Das werde in Zukunft<br />

nicht mehr möglich sein, weil in der Vergütungsperiode<br />

2 an 1.000 Stunden mindestens<br />

85 Prozent der installierten Leistung<br />

nachgewiesen werden müssten.<br />

Dr. Welteke-Fabricius hält es für wichtig,<br />

dass das Bestands-BHKW durch eine Generalüberholung<br />

fit gemacht wird. Dann<br />

sollten beide Aggregate gleichzeitig einspeisen.<br />

Würden einmal Anforderungen<br />

an die Flexibilisierung zunehmen, lasse<br />

sich durch passive Flexibilisierung, also<br />

Reduzierung der Erzeugung, die Biogasproduktion<br />

runterfahren. Mit dem <strong>2021</strong>er<br />

EEG würde sich die große Flexüberbauung<br />

auszahlen und die Wertschöpfung steigen.<br />

Am Ende seines Vortrages stellte Dr. Welteke-Fabricius<br />

noch ein innovatives Konzept<br />

als Zukunftsoption vor: Betreiber von<br />

Bestandsanlagen mit bislang konstanter<br />

Stromeinspeisung sollten in ihrer Standortumgebung<br />

nach Wärmesenken Ausschau<br />

halten. Einzelne Großkunden oder ganze<br />

Dörfer kämen infrage. Dort müsste ein großer<br />

Wärmespeicher errichtet werden<br />

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AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

neben einem großen BHKW, das die Wärme erzeuge.<br />

„Das neue BHKW soll nicht gleich eine neue Biogasanlage<br />

darstellen, sondern das Biogas aus einer bestehenden<br />

älteren Anlage beziehen. Dann hätte man einen<br />

hochflexiblen Standort, würde 20 Jahre die Vergütung<br />

bekommen und könne das alte BHKW flexibel betreiben,<br />

vor allem aber, um die Wärme für die Beheizung<br />

der Fermenter zu nutzen.“<br />

Kehrtwende des Bundeswirtschaftsministers<br />

Horst Seide, Präsident des Fachverbandes Biogas e.V.,<br />

stellte in seinem Vortrag die Verbandssicht auf die Energiewendebemühungen<br />

der Bundesregierung und die<br />

EEG-Novelle dar. Er leitete mit der rhetorischen Frage<br />

an die Zuhörerinnen und Zuhörer ein: „Wer von Ihnen<br />

kennt eigentlich noch das Altmaier-Rösler-Papier?“.<br />

Das sei inzwischen acht Jahre alt. Rösler war damals<br />

Wirtschaftsminister und Altmaier Umweltminister. Die<br />

beiden Politiker verfolgten damals das Ziel, Biogas aufs<br />

energiepolitische Abstellgleis zu schieben. Biogasstrom<br />

brauche man nicht, weil Wind- und Solarstrom so viel<br />

billiger und künftig in viel größeren Mengen verfügbar<br />

sein würden.<br />

„Jetzt aber legt Bundeswirtschaftsminister Peter Altmaier<br />

diesen EEG-Entwurf auf den Tisch. Was für eine<br />

Kehrtwende. Der Entwurf enthält wichtige Botschaften.<br />

Die wichtigste Botschaft ist aber: Wir brauchen Biogas<br />

in der Zukunft. Und so sieht es danach aus, dass wir 2<br />

Cent pro Kilowattstunde beim Gebotshöchstpreis mehr<br />

bekommen. Beim Flexzuschlag gibt es ebenfalls eine<br />

positive Entwicklung. Der soll von 40 auf 65 Euro ansteigen,<br />

was schon längst überfällig war“, teilte Seide<br />

freudig mit.<br />

„Aber reicht das?“, fragte der Verbandspräsident. Die<br />

Antwort lieferte er nach einer kurzen Erläuterung: „Die<br />

Bundesregierung hat sich Klimaziele gesteckt. Ein Ziel<br />

ist, dass die 42 Terawattstunden Strom aus Bioenergie,<br />

die heute in Deutschland bereitgestellt werden, in<br />

2030 auch verfügbar sind. Ich glaube aber, dass die Inhalte<br />

des EEG-Entwurfs nicht ausreichen, um die Ziele<br />

der Bundesregierung zu erreichen.“ Kritik übte Seide<br />

bezüglich der Güllekleinanlagenklasse, die erweitert<br />

werden soll auf Bestandsanlagen. Dazu stehe im Gesetzentwurf<br />

nichts drin, sondern in der Verordnungsermächtigung.<br />

„Wer investiert denn von uns in einem Bereich, der nur<br />

in der Verordnungsermächtigung geregelt wird?“, fragte<br />

Seide. Dass im Zusammenhang mit der Klasse der<br />

Güllekleinanlagen der Gesetzgeber bei 150 Kilowatt<br />

installierter Leistung die Grenze ziehen will, ist für Seide<br />

völlig unverständlich. Installierte Leistung müsse<br />

gestrichen und stattdessen Bemessungsleistung reingeschrieben<br />

werden. Dann werde eine große Gruppe<br />

von Anlagenbetreibern in Regionen, in denen es genug<br />

Gülle gibt, in die Gülleklasse wechseln.<br />

„Das neue EEG wird aber bedeuten, dass wir unsere Verstromungsanlagen<br />

hoch flexibilisieren müssen, wenn<br />

wir in die zweite Vergütungsperiode wechseln wollen.<br />

Dafür reicht aber die Ausschreibungsmenge von 350<br />

Megawatt pro Jahr nicht aus. Wir machen künftig aus<br />

mehr installierter Leistung mehr Arbeit in kurzer Zeit“,<br />

wandte Seide sich an die Convention-Teilnehmer.<br />

Ein anderes Ziel der Bundesregierung laute 65 Prozent<br />

Ökostrom am Bruttostromverbrauch in 2030. Von dem<br />

Ziel seien wir weit entfernt. Um das Ziel erreichen zu<br />

können, müssen laut Seide Wind- und Solarenergie,<br />

aber auch die Bioenergie massiv ausgebaut werden. Bei<br />

Bioenergie seien es 600 Megawatt pro Jahr, wiederholte<br />

Seide die von Dr. Simone Peter eingangs schon genannte<br />

Zahl. Nur so ließen sich die 42 Terawattstunden<br />

Bioenergie bis 2030 stabilisieren. Die Bundesregierung<br />

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BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

wolle auch, dass in 2050<br />

keine fossilen CO 2<br />

-Emissionen<br />

mehr in die Atmosphäre<br />

gepustet werden. Mit dem<br />

65-Prozent-Ziel für 2030<br />

sei die Klimaneutralität in 2050 nicht zu erreichen.<br />

Neu im künftigen EEG <strong>2021</strong> sei auch die sogenannte<br />

Biomethan-Südausschreibung. Die findet erstmals<br />

am 1. Dezember <strong>2021</strong> statt. 150 Megawatt Leistung<br />

würden ausgeschrieben. Die Biomethan-BHKW dürften<br />

aber nur maximal 15 Prozent der Jahresstunden betrieben<br />

werden. Das heißt, die Bundesregierung macht jetzt<br />

erstmals extra eine Ausschreibung für die Biomethanverstromung.<br />

„Jahrelang hat die Biogasbranche gesagt, wir können<br />

flexibel Strom produzieren. Jetzt sagt die Bundesregierung,<br />

wir wollen mal sehen, ob ihr hochflexibel<br />

sein könnt. Da sage ich, liebe Betreiber, jetzt gilt es<br />

die Ärmel aufzukrempeln und dieses Volumen vollzumachen.<br />

Ich finde die geforderten 15 Prozent maximal<br />

der Jahresstunde zu scharf und zu eng gedacht. Wenn<br />

man statt der maximal 15 Prozent nun 2.500 Jahresstunden<br />

nähme – so wie wir es gefordert haben – und<br />

die BHKW hochflexibel betreibt, dann hätten wir viel<br />

mehr Möglichkeiten gehabt, mit der Wärme zu spielen.<br />

Dann hätten wir nicht geleistete Arbeit ins nächste Jahr<br />

mitnehmen können. Aber viel wichtiger: Wir hätten fossile<br />

Erdgasspitzenlastkessel ersetzen können. Darüber<br />

sollte noch einmal nachgedacht werden“, erklärte Seide<br />

die Zusammenhänge.<br />

Wasserstoff biogenen Ursprungs zulassen<br />

Er bedauerte, dass im Gebäudeenergiegesetz und im<br />

Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz Bioenergiewärme – insbesondere<br />

im Hochtemperaturbereich – nicht stärker<br />

eingesetzt werden kann. Dagegen freut er sich über<br />

„Wir machen künftig aus<br />

mehr installierter Leistung<br />

mehr Arbeit in kurzer Zeit“<br />

Horst Seide<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 />

die positive Entwicklung,<br />

dass sich immer mehr Menschen<br />

der Biogasbranche<br />

mit dem Thema Biomethan<br />

als Kraftstoff beschäftigen.<br />

Der Gesetzgeber bearbeite gerade die 36. und 38.<br />

Bundes-Immissionsschutzverordnung (BImSchV), den<br />

Rechtsrahmen, der die Verwendung von erneuerbaren<br />

Kraftstoffen regelt.<br />

In einem Entwurf des Bundesumweltministeriums ist<br />

formuliert, dass in 2030 2 Prozent des Flugbenzins einen<br />

„grünen“ Anteil haben soll. Der soll laut Seide aus<br />

Wasserstoff bestehen. Es stehe aber auch drin, dass der<br />

Wasserstoff auf keinen Fall biogenen Ursprungs sein<br />

darf. Die Begründung dafür sei, dass Elektrolyseure<br />

gefördert werden sollen. „Wenn man eine Technologie<br />

fördern will, dann müssen dafür Investitionszuschüsse<br />

gezahlt werden. Zur Zielerreichung der 2 Prozent müssen<br />

alle Technologien eine Chance haben und dann sind<br />

höhere Ziele zu setzen“, machte Seide deutlich.<br />

Sein mit Nachdruck formuliertes Schlussstatement<br />

Richtung Berliner Politik lautete: „Wenn die Bundesregierung<br />

im EEG <strong>2021</strong> 150 Megawatt Südausschreibung<br />

anbietet, dann liefern wir die. Wenn die Bundesregierung<br />

in der 38. BImSchV 16 Prozent Treibhausgasminderung<br />

im Verkehr bis 2030 festschreibt, dann liefern<br />

wir die. Wir können mehr. Wir würden gerne mehr Bioenergie<br />

produzieren. Die Politik muss uns nur lassen.“<br />

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AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

18 – 20 November 2020, Hanover, Germany<br />

2020 DIGITAL<br />

Der Weg hin zur Biomethanproduktion<br />

könnte für manche Bestandsverstromungsanlage<br />

interessant sein.<br />

Biomethanproduktion könnte<br />

interessanter werden<br />

Am Montag, den 16. November startete mittags die diesjährige Biogas Convention mit<br />

ihrem Tagungsprogramm. Biomethan stand inhaltlich auf der Agenda.<br />

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

Dr. Helmut Kern, Geschäftsführer der Arcanum<br />

Energy Systems GmbH & Co.KG<br />

in Unna, eröffnete als Referent den Vortragsblock.<br />

Sein Unternehmen suche Biogasanlagen,<br />

die demnächst Biomethan als<br />

Kraftstoff nach den Vorgaben der Renewable Energy<br />

Directive (RED II) der EU produzieren werden. Zudem<br />

kündigte er an, dass man sich in Zukunft auch mit Wasserstoff<br />

beschäftigen wolle.<br />

Der Kraft-Wärme-Kopplungsbereich (KWK) in Deutschland<br />

nehme mehr als 80 Prozent des produzierten<br />

Biomethans auf. „Das sind hauptsächlich Blockheizkraftwerke<br />

bei Stadtwerken, Energieversorgern, in Hallenbädern<br />

oder auch in Krankenhäusern. Leider ist dieser<br />

Marktanteil rückläufig. Der Bereich Ökogas steigt<br />

dagegen leicht an. Den Kraftstoffabsatz sehen wir stark<br />

steigend. In sehr geringem Umfang gibt es einen Export<br />

sowie die stoffliche Nutzung“, führte Dr. Kern aus.<br />

Biomethanüberhang im Markt<br />

Ab 2005 sei eine Vielzahl an BHKW in Betrieb genommen<br />

worden mit einer EEG-Laufzeit von 20 Jahren.<br />

Ohne eine auskömmliche Förderung im Kraft-Wärme-<br />

Kopplungsgesetz oder sonstige politische Rahmenbedingungen<br />

sei davon auszugehen, dass die Nachfrage<br />

in diesem Segment wegbricht. Dadurch herrsche ein<br />

gewisser Druck auf den KWK-Markt. 1,5 bis 2 Terawattstunden<br />

Biomethan ließen sich derzeit nicht vermarkten.<br />

Durch das Kohleausstiegsgesetz ergebe sich ein erhöhter<br />

Bedarf an grundlastfähiger Strombereitstellung.<br />

„Die EEG-Reform in diesem Jahr gibt erstmals<br />

seit sechs Jahren wieder positive Signale auch für den<br />

Biomethanbereich. So ist zum Beispiel eine erhöhte<br />

Vergütung für Biomethan verstromende Anlagen in<br />

Süddeutschland geplant. Mit dem Brennstoff-Emissionshandelsgesetz<br />

werden erstmals außerhalb des<br />

europäischen Emissionshandels CO 2<br />

-Emissionen mit<br />

einer Abgabe belegt. Das hat auch Folgen für den Erdgaspreis,<br />

der sich um 0,45 Cent pro Kilowattstunde<br />

verteuern wird“, blickte der Marktkenner voraus.<br />

Mit jeder Verteuerung der CO 2<br />

-Abgabe verteuern sich<br />

fossile Energieträger, gab Dr. Kern zu bedenken. Andererseits<br />

werde es rentabler, Biomethan einzusetzen.<br />

FOTO: ADOBE STOCK_RALF GEITHE<br />

24

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

Im Gebäudeenergiegesetz sei der Primärenergiefaktor<br />

für Biomethan angepasst worden. Er rechne aber nur<br />

mit einem geringen Effekt bezüglich des Einsatzes von<br />

Biomethan in Neubauten.<br />

Biomethan: 50%-Anteil im CNG-Markt<br />

Bedeutsamer jedoch seien die Vorgaben der RED II.<br />

Die sieht vor, dass fossile Kraftstoffe durch fortschrittliche<br />

erneuerbare Kraftstoffe ersetzt werden. Rohstoffe,<br />

die über eine hohe Treibhausgasminderung verfügen<br />

würden, seien in dem Zusammenhang besonders interessant.<br />

Biomethan hat laut Dr. Kern aktuell im CNG-<br />

Markt einen Anteil von etwa 50 Prozent. Per Gesetz<br />

bestehe eine sogenannte Quotenverpflichtung. Das<br />

heißt, Mineralölunternehmen sind verpflichtet, einen<br />

gewissen Anteil der fossilen Kraftstoffe, die sie verkaufen,<br />

durch erneuerbaren Kraftstoff zu ersetzen. Wer das<br />

nicht einhält, der muss eine Pönale in Höhe von 470<br />

Euro pro Tonne CO 2<br />

bezahlen.<br />

Dr. Kern erklärte den Quotenhandel wie folgt: „Der Biomethanhersteller<br />

muss seine Gasproduktion zertifizieren<br />

lassen. Dann erfolgt die Übertragung der Quote und<br />

der Gasmoleküle an die CNG-Tankstelle. Die Gasmoleküle<br />

werden an der CNG-Tankstelle vertankt. Tankstelle<br />

und Mineralölunternehmen schließen einen Kaufvertrag<br />

miteinander ab. Tankstelle und Mineralölunternehmen<br />

müssen der Quotenstelle, also dem Hauptzollamt,<br />

mitteilen, welche Menge in Verkehr gebracht worden<br />

ist.“ Zum Schluss werde die Teilung der Erlöse vorgenommen.<br />

Die Marktentwicklung für die Treibhausgasquote sei<br />

sehr volatil. Zu Beginn des Jahres 2020 habe der Preis<br />

pro Tonne CO 2<br />

-Quote bei etwa 430 Euro gelegen. Im<br />

Oktober 2020 habe dieser dagegen nur noch 230 Euro<br />

pro Tonne betragen. Als Grund für den Preisrutsch gab<br />

Dr. Kern einen rückläufigen Mineralölabsatz an. Dort<br />

würden also keine konstanten Preise wie im EEG herrschen.<br />

Substrate mit hoher<br />

Treibhausgasvermeidung einsetzen<br />

Anlagenbetreiber, die in diesem Marktsegment aktiv<br />

würden, sollten am besten solche Gärsubstrate einsetzen,<br />

„die eine möglichst hohe Treibhausgasvermeidung<br />

erzielen. Silomais als Monosubstrat schafft das nicht.<br />

Wenn aber 60 Prozent Gülle und Mist mit 40 Prozent<br />

Silomais vergoren werden, dann beträgt die Treibhausgasminderung<br />

89 Prozent“, nannte Dr. Kern ein paar<br />

Zahlen.<br />

Die anlagenspezifische Berechnung der Treibhausgasminderung<br />

sei besser als die Verwendung von Standardwerten,<br />

da so die Individualität der jeweiligen<br />

Biogasanlage stärker zum Ausdruck komme. Arcanum<br />

biete entsprechende Dienstleistungen an. „Betreiber<br />

müssen sich Gedanken machen, ob sie von einem bisher<br />

beispielsweise maislastigen Inputmix hin zu einem<br />

reststoffbasierten Substratmix wechseln können. Auf<br />

der einen Seite steigen die Produktionskosten des<br />

Gases, andererseits winken Erlöse aus der Quotenvermarktung“,<br />

ermunterte Dr. Kern.<br />

Der Bio-CNG-Markt scheine derzeit gesättigt zu sein.<br />

Anders sehe es im Bio-LNG-Markt aus. Die THG-Minderung<br />

sei zwar etwas geringer als bei CNG, aber er sei<br />

eigentlich der Kraftstoff der Zukunft. Eine hohe Energiedichte<br />

lässt sich auf engem Raum speichern (siehe<br />

auch Biogas Journale 1_2018, 4_2018 oder 3_2019).<br />

Regionen in Bayern, Niedersachsen und Schleswig-<br />

Holstein scheinen, so Dr. Kern, als Bio-LNG-Produktionsstandorte<br />

interessant zu sein. Dort könnten mehrere<br />

Biogasanlagen beispielsweise über eine Gassammelleitung<br />

zu einer zentralen Bio-LNG-Anlage zusammengeführt<br />

werden. Die Rohgasleitungen würden mit 50 bis<br />

80 Euro pro Meter in Abhängigkeit von der Geländetopografie<br />

und den Bodenbedingungen zu Buche schlagen.<br />

Stromproduktion oder Gaseinspeisung –<br />

ein ökonomischer Abwägungsprozess<br />

Alfons Himmelstoß, Geschäftsführer der AEV Energy<br />

GmbH in Dresden, ist schon über zwei Jahrzehnte im<br />

Biogassektor unterwegs. Er stellte in einem Beispiel<br />

dar, ob sich der Bau einer neuen Biogasanlage nach<br />

dem EEG <strong>2021</strong> lohnt. Dem stellte er eine neue Biomethaneinspeisung<br />

gegenüber. Die neue EEG-Anlage<br />

würde 16,4 Cent (ct) pro Kilowattstunde (kWh) bekommen.<br />

Der Gebotshöchstwert sei mit einer einprozentigen<br />

Degression hinterlegt. Die Anlage nehme erst<br />

an der späten Ausschreibung in <strong>2021</strong> teil und erhalte<br />

somit nur einen Wert von 16,23 ct/kWh.<br />

Himmelstoß verwies darauf, dass die neue Anlage 150<br />

Tage Verweilzeit im gasdichten System nachweisen<br />

muss, wenn nachwachsende Rohstoffe eingesetzt werden.<br />

Die Vorgabe entfalle, wenn Gülle und Mist vergoren<br />

werden. Für die Gärdünger müssten sechs beziehungsweise<br />

neun Monate Lagerkapazität eingeplant<br />

werden.<br />

„Altanlagen, die bis 2004 gebaut worden sind, sind<br />

Anlagen mit einem relativ hohen Gülleanteil. Da ist die<br />

Einhaltung der 150 Tage Verweilzeit mit erheblichen<br />

Investitionen verbunden. Es gibt Betriebe, da müssten<br />

10.000 Kubikmeter Lagervolumen hinzugebaut<br />

werden. Das ist wirtschaftlich schwer darstellbar“, erläuterte<br />

Himmelstoß. Eine Bestandsanlage erhalte eine<br />

Vergütung von rund 20 ct/kWh. In der Vergütungsperiode<br />

2 nach EEG-Entwurf <strong>2021</strong> bekomme sie 18,4 Cent.<br />

Zudem würden Betreiber folgende Erlöse generieren<br />

können:<br />

a. 130 Euro Flexprämie für die überbaute Leistung<br />

in Vergütungsperiode 1. Aber nur die 2011er<br />

Anlagen bekommen diese noch für zehn Jahre.<br />

b. 65 Euro Flexzuschlag für Bestandsanlagen, die<br />

in Vergütungsperiode 2 wechseln.<br />

c. 65 Euro Flexzuschlag für Neuanlagen im EEG<br />

<strong>2021</strong>.<br />

25

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Der Bio-CNG-Markt<br />

scheint in Deutschland<br />

derzeit gesättigt zu<br />

sein.<br />

b) und c) beziehen sich auf die installierte Leistung.<br />

Für a, b und c sind Zusatzerlöse aus der Direktvermarktung<br />

in Höhe von 0,3 bis 3,0 ct/kWh möglich. a): Laufzeit<br />

20 Jahre, b): Laufzeit 10 Jahre und bei c): Laufzeit<br />

20 Jahre. Für Biomethan gibt es laut Himmelstoß Vertragslaufzeiten<br />

von maximal 10 Jahren, die aber eher<br />

kürzer sind.<br />

Volatile Quotenerlöse<br />

Beim Biomethan würde man in Strompreisäquivalent<br />

umgerechnet 3,75 ct/kWh bekommen, wenn man das<br />

Methan verkauft. Jedoch könnten Zusatzerlöse erzielt<br />

werden durch den Verkauf der CO 2<br />

-Quote. Das wären<br />

etwa 17,1 ct/kWh el<br />

(100 Euro/Tonne CO 2<br />

, 100 Prozent<br />

Gülle, RED II) oder 42,84 ct/Wh el<br />

(250 Euro/Tonne<br />

CO 2<br />

, 100 Prozent Gülle, RED II).<br />

Nach BLE 2018 bekomme der Biogasproduzent bei<br />

100 Euro CO 2<br />

-Quotenpreis nur 7,3 ct/Wh el<br />

. Bei 250<br />

Euro CO 2<br />

-Quotenpreis 18,25 ct/Wh el<br />

. Wenn man 80<br />

Prozent Gülle und 20 Prozent Mais vergärt und nach<br />

RED II die THG-Minderung ansetzt, dann bekommt der<br />

Betreiber bei 100 Euro/Tonne CO 2<br />

-Quotenpreis 9,21<br />

ct/Wh el<br />

. Bei 250 Euro/Tonne CO 2<br />

-Quotenpreis kann er<br />

23,02 ct/Wh el<br />

erzielen.<br />

Himmelstoß berichtete, dass er für sächsische Biogasanlagen<br />

Wirtschaftlichkeitsberechnungen durchgeführt<br />

hat. „Wir haben hin und her gerechnet und Alternativen<br />

zum Einspeisegesetz gesucht. Die Betriebe<br />

haben ein hohes Gülleaufkommen, ein überschaubares<br />

Mistaufkommen und Futterreste fallen an. Andere Substrate<br />

werden nicht eingesetzt. Aus diesen drei Substraten<br />

lassen sich 550 kW el<br />

betreiben. Eine Überlegung<br />

war, eine neue Biogasanlage zu bauen mit 2 x 635 kW<br />

und einer Höchstbemessungsleistung von 572 kW. Die<br />

Anlage würde rund 3,8 Millionen Euro kosten. Als Alternative<br />

dazu haben wir eine neue Biomethaneinspeiseanlage<br />

mit Membrantechnik für die Gasaufbereitung<br />

kalkuliert, die etwa 5 Millionen Euro kosten wird“, führte<br />

der Anlagenbauer aus.<br />

In dem kalkulatorischen Vergleich sei deutlich geworden,<br />

dass die Anlage für das verkaufte Biomethan 8 ct/<br />

kWhHS bekommen muss. Auf der Basis der 8 ct sei<br />

die Vor-Ort-Verstromung wirtschaftlich interessanter –<br />

noch dazu mit dem vorliegenden EEG-Entwurf. „Wenn<br />

man aber den Biomethanerlös von 8 ct auf 11 ct/kWh<br />

steigern kann, dann ist die Biomethanerzeugung interessanter.<br />

Pari wäre erreicht, wenn für das Biomethan<br />

9,5 bis 9,6 ct/kWh Brennwert erzielt werden. Ich bin<br />

davon überzeugt, dass der Weg, Biomethan zu erzeugen,<br />

sehr interessant werden kann“, unterstrich der<br />

Referent.<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 />

FOTO: ADOBE STOCK_ROLAND MAGNUSSON<br />

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BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

27

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Innovationen<br />

Vorausschauende Wartung und intelligentes<br />

Einspeisemanagement<br />

Mit Innovationen in den verschiedenen Bereichen der Biogastechnologie befasste sich<br />

der entsprechende Block 5 am Mittwochnachmittag der Biogas Convention-Woche.<br />

Von Thomas Gaul<br />

18 – 20 November 2020, Hanover, Germany<br />

2020 DIGITAL<br />

Frank Grewe, CTO der 2G Energy AG, zeigte<br />

in seinem Vortrag auf, wie sich mit vorbeugender<br />

Wartung (predictive maintenance) die<br />

Wartungsintervalle eines Blockheizkraftwerks<br />

(BHKW) auf 4.000 Betriebsstunden verlängern<br />

lassen. Die Vorteile der verlängerten Wartungsintervalle<br />

liegen auf der Hand: Es fallen weniger Stillstandszeiten<br />

an, die Einhaltung des Fahrplanbetriebs<br />

bei der Stromproduktion<br />

wird einfacher und die Wartungskosten<br />

werden geringer.<br />

Grewe geht davon aus,<br />

dass sich Einsparungen von<br />

bis zu 19 Prozent realisieren<br />

lassen. Für den Betreiber<br />

ist es wichtig, dass sich<br />

ungeplante Störungen vermeiden<br />

lassen. So können<br />

Wartungsarbeiten außerhalb der Heizperiode vorgenommen<br />

werden, um die Versorgung der Wärmekunden<br />

nicht zu gefährden.<br />

Eine weitere Voraussetzung für verlängerte Wartungsintervalle<br />

sind aber auch Verschleißteile, die durch Weiterentwicklung<br />

an die verlängerten Zyklen angepasst<br />

sind. Auch das Verhalten des Betreibers muss sich ändern.<br />

Wie es bislang war, schilderte Frank Grewe: „In<br />

der Praxis wechselt der Betreiber die Zündkerze aus,<br />

wenn es zu Zündaussetzern kommt.“ Die vorbeugende<br />

Wartung ist jedoch ein grundlegend anderer Ansatz:<br />

Verschleißanfällige Teile sollen ausgewechselt werden,<br />

bevor sie versagen und es zum Stillstand kommt.<br />

Dazu werden mithilfe von Sensoren Daten über den<br />

Verschleißzustand erhoben. Eine Software ermittelt<br />

dann den geeigneten Zeitpunkt zum Austausch. „Eine<br />

Herausforderung sind die Daten, die in entsprechender<br />

Qualität vorliegen müssen“, machte Frank Grewe deutlich.<br />

Und es handelt sich um sehr große Datenmengen,<br />

aus denen die Berechnungen zum Verschleißzustand<br />

abgeleitet werden müssen. So gehen jede Woche 400<br />

Millionen Sensorwerte aus den von 2G installierten Maschinen<br />

bei dem Unternehmen ein.<br />

Die Daten landen nicht auf einem Server des Unternehmens,<br />

wie Grewe betonte. Vielmehr habe sich das<br />

Unternehmen für eine Cloudlösung entschieden. Über<br />

die Serviceplattform my.2-g.com haben die Kunden<br />

Zugriff auf die Daten. Für die Auswertung müssen auch<br />

keine neuen Sensoren installiert werden. Denn diese<br />

zusätzliche Elektronik kann auch wiederum Störungen<br />

verursachen. „Wir sammeln mehr Informationen aus<br />

vorhandenen Sensoren“, so Frank Grewe.<br />

Platz für SCR-Technik einplanen<br />

Mit dem Einsatz der SCR-Technologie mit Blick auf die<br />

44. Bundes-Immissionsschutzverordnung (BImSchV)<br />

in Deutschland befasste sich Alexander Saalbaum von<br />

der Firma Aprovis. Die Verordnung ist bereits seit dem<br />

20. Juni 2019 gültig. Ihr Geltungsbereich umfasst Anlagen<br />

mit einer Feuerungswärmeleistung von 1 bis 5<br />

Megawatt (MW). Stichtag für alle Neuanlagen im Bereich<br />

Biogas ist der 1. Januar 2023.<br />

„Zu diesem Stichtag müssen die BHKW die verschärften<br />

Emissionsgrenzwerte einschließlich kürzerer Messintervalle<br />

einhalten“, sagte Saalbaum. Er wies neben<br />

den veränderten Emissionswerten auf die Registrierungspflicht<br />

für Neu- und Bestandsanlagen hin. Für<br />

Motoren, die seit 20. Dezember 2018 in Betrieb sind,<br />

ist die Registrierung Pflicht. Betreiber, die dies bislang<br />

versäumt haben, sollten sie schnellstmöglich nachholen,<br />

riet Saalbaum. Die Emissionen im Betrieb werden<br />

mit einem NOx-Sensor gemessen und der NOx-Tagesmittelwert<br />

wird im Betrieb aufgezeichnet. Neben dem<br />

Überschreiten des Grenzwertes wird auch eine Störung<br />

oder ein Ausfall der Abgasreinigungseinrichtung festgehalten.<br />

Motorseitig sind die NOx-Werte bei Neuanlagen<br />

nicht einzuhalten, sodass ein SCR-Katalysator zur Abgasreinigung<br />

erforderlich wird. Dessen Montage auf den<br />

Dächern der üblichen BHKW-Container ist aufgrund von<br />

Platzproblemen schwierig, gab Saalbaum zu bedenken.<br />

Er plädierte daher für die aufgelöste Bauweise. Die<br />

Dosierstation und der Harnstoff-Lagertank sollten<br />

möglichst im geschützten Innenbereich des BHKW-<br />

Gebäudes aufgestellt werden. Das Gehäuse und die<br />

Eindüsstrecke der SCR-Katalysatoren sollten bei der<br />

Planung von Neuanlagen bereits berücksichtigt werden.<br />

Nachträglich sei der Aufwand für Änderungen und<br />

Einbauten erfahrungsgemäß höher.<br />

28

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

Künstliche Intelligenz für das<br />

Einspeisemanagement<br />

Mit der netzdienlichen Flexibilisierung von Biogasanlagen<br />

befassten sich Lucas Hornberger und Dr. Philipp<br />

Graf in ihrem Vortrag. Unter dem Titel „Redispatch 2.0“<br />

stellten sie ein planwertbasiertes Engpassmanagement<br />

vor, das sie mit ihrem Start-up Connsolino Energy entwickelt<br />

haben. Die Netzbetreiber müssen sich ab 1.<br />

Oktober <strong>2021</strong> besser abstimmen, was das Redispatchvermögen<br />

innerhalb ihres Versorgungsgebietes betrifft.<br />

Sie werden außerdem zu vorausschauenden Analysen<br />

ihres Netzzustandes verpflichtet.<br />

Anpassungen sind auch im Datenaustausch und im<br />

Bilanzierungsprozess mit anderen Akteuren vorgesehen.<br />

Aber auch Anlagenbetreiber sollten sich bis Mitte<br />

nächsten Jahres Gedanken machen, riet Hornberger.<br />

Das betrifft vor allem die Frage, wie und wann die Anlage<br />

geschaltet werden darf – und von wem? Das kann<br />

der Netzbetreiber selbst erledigen oder der Anlagenbetreiber<br />

nach Aufforderung durch den Netzbetreiber.<br />

Ebenso lassen sich Zeiträume der Nichtverfügbarkeit<br />

benennen. Hornberger relativierte jedoch die Bedeutung<br />

der Neuregelung: „Für Anlagenbetreiber mit Einspeisemanagement<br />

wird sich nicht so viel ändern.“<br />

Aus der Abschaltung der Atomkraftwerke und dem<br />

Ausstieg aus der Kohleverstromung ergeben sich nach<br />

Hornbergers Auffassung andererseits neue Chancen für<br />

Biogasanlagenbetreiber. Mehr denn je komme es auf<br />

die effiziente Nutzung von Daten an, um mithilfe prognostischer<br />

Modelle Fahrpläne für den Anlagenbetrieb<br />

zu optimieren. Mit „FlexA“ bietet das Unternehmen<br />

einen Cloud-Service an, der Fahrpläne erstellt und realisiert.<br />

Mit den auf der Anlage gewonnenen Messwerten<br />

werden Fahrpläne generiert, die auch Restriktionen wie<br />

Wärmelieferverträge berücksichtigen. Direktvermarkter<br />

sollen bei diesem Modell angebunden werden. Der<br />

Cloudservice fungiere als „Moderator“ zwischen Anlagenbetreiber,<br />

Netzbetreiber und Direktvermarkter. Mit<br />

der Anwendung künstlicher Intelligenz versprechen die<br />

Entwickler eine Verbesserung der Erlöse für den Anlagenbetreiber.<br />

Autor<br />

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29

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

18 – 20 November 2020, Hanover, Germany<br />

2020 DIGITAL<br />

Biogasanlagen sicher instand halten<br />

Am letzten Tag der Convention-Woche<br />

ging es im Block 8 um aktuelle technische<br />

Anforderungen an Biogasanlagen. Themen<br />

wie Schadensfälle, TRAS 120 oder AwSV<br />

wurden in drei Vorträgen erörtert.<br />

Von Thomas Gaul<br />

Ein wichtiges Thema ist nach wie vor die Sicherheit<br />

auf Biogasanlagen. Marion Wiesheu,<br />

Leiterin des Referats Qualifizierung und<br />

Sicherheit des Fachverbandes Biogas e.V.,<br />

ging in ihrem Vortrag auf aktuelle Schadensfälle<br />

und Strategien zu ihrer Vermeidung ein. Wirft man<br />

einen Blick auf die Unfallstatistiken der vergangenen<br />

Jahre, zeigt sich, dass sich die Zahl der meldepflichtigen<br />

Unfälle im Bereich der SVLFG zwischen 180 und<br />

200 Unfällen im Jahr bewegt.<br />

Auf 100 Anlagen ereignen sich im Schnitt etwa drei<br />

meldepflichtige Arbeitsunfälle im Jahr. Besonders<br />

gefahrenträchtig auf Biogasanlagen sind Instandhaltungsarbeiten.<br />

Sie dominieren eindeutig die Unfallstatistik<br />

mit Personenschäden. Ein weiterer Unfallschwerpunkt<br />

sind Fahrzeuge und das Substrathandling: So<br />

kam es beispielsweise bei der Entnahme von Silage mit<br />

Ladefahrzeugen zum Verschütten durch abrutschende<br />

Silage an der Schneidkante der Silagemiete.<br />

Unfallschwerpunkt Brände<br />

Wird in der Biogasbranche über Sachschäden berichtet,<br />

so lässt sich festhalten, dass deren Ursache häufig in<br />

Bränden an BHKW und Gärprodukt-Trocknungsanlagen<br />

zu finden ist. Detaillierte Statistiken hierzu liegen dem<br />

Fachverband Biogas jedoch nicht vor. Insbesondere bei<br />

Trocknungsanlagen hat dies bereits Konsequenzen für<br />

die Anlagenbetreiber, führte Marion Wiesheu aus: „Es<br />

gibt Überlegungen bei den Versicherern, bestimmte<br />

Trockner nicht mehr zu versichern.“<br />

Typisch für das Geschehen sind hier Selbstentzündungen<br />

durch halbfeuchtes Material im Inneren des Trockners,<br />

aber auch durch bereits getrocknetes Material,<br />

das sich im Freien selbst entzündet. Erfahrungen aus<br />

der Praxis zeigen, dass das Brandschutzkonzept der<br />

Biogasanlagen oft nicht die neue Trocknung mit einschließt<br />

und dementsprechend Brandschutzmaßnahmen<br />

nicht vorhanden sind, wie zum Beispiel Brandmelder<br />

und eine an die neue erhöhte Brandlast angepasste<br />

Löschwasserversorgung.<br />

Der Fachverband Biogas e.V. hat reagiert und im Frühjahr<br />

2020 eine neue Arbeitsgruppe „Sicherer Betrieb<br />

von Trocknungsanlagen“ gegründet. Die Arbeitsgruppe<br />

entwickelt derzeit eine neue Arbeitshilfe mit Hinweisen<br />

zur Wartung, Reinigung, zu besonderen Betriebszuständen<br />

und dem Brand- und Explosionsschutz. Weiter<br />

reagiert in diesem Bereich auch der Gesetzgeber, so<br />

enthält die TRAS 120 bereits neue Anforderungen an<br />

Trockner und auch in der Überarbeitung der TRGS 529<br />

werden neue Anforderungen diskutiert.<br />

Routinearbeiten: Gefahren nicht<br />

unterschätzen<br />

Doch nicht immer ist es die Technik, die zu Unfällen<br />

führt, hob Wiesheu hervor: „Oft führt menschliches<br />

Versagen zu Unfällen mit mitunter tödlichem Ausgang.<br />

Wiesheu führte als Beispiel die Anbindungsarbeiten für<br />

einen neuen Behälter an. Dabei sollte die Wassersperre<br />

in einem Kondensatschacht von zwei Mitarbeitern<br />

wieder aufgefüllt werden. Das Leitungssystem wurde<br />

mit Stickstoff gespült und freigemessen. Nachdem<br />

ein Mitarbeiter die Gasabsperrarmatur öffnete, trat am<br />

Schacht starker Gasgeruch auf. Ein Mitarbeiter verlor<br />

FOTOS: WWW.LANDPIXEL.EU<br />

30

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

das Bewusstsein, stürzte ab und verstarb<br />

später. Unfälle ereignen sich<br />

oft bei Routinearbeiten, wenn sich<br />

die Mitarbeiter vermeintlich sicher<br />

fühlen. Die Arbeitshilfe A-021 „Leitfaden<br />

sichere Instandhaltung“ des<br />

Fachverbandes Biogas e.V. sollte daher<br />

stets Grundlage bei der Planung<br />

von Wartungs- und Instandhaltungsarbeiten<br />

sein. Weitere Checklisten befassen sich<br />

mit der Sicherheitsdokumentation und Eigenüberwachung.<br />

Jede Biogasanlage benötigt seit 2015 eine<br />

für den Betrieb verantwortliche Person und<br />

eine qualifizierte Vertretung. Jeder Betreiber<br />

muss gewährleisten, dass die verantwortlichen<br />

Personen über eine ausreichende<br />

Fachkunde verfügen. Hierfür sind auch die<br />

Betreiberschulungen zu nutzen, die die Bildungseinrichtungen<br />

des Schulungsverbund<br />

Biogas selbst in Coronazeiten anbietet.<br />

„An manchen Stellen werden<br />

Anforderungen pauschalisiert,<br />

die besser anlagenspezifisch<br />

bewertet werden sollten“<br />

Josef Ziegler zur TRAS 120<br />

Umsetzung der TRAS 120<br />

Josef Ziegler, Leiter der Arbeitsgemeinschaft<br />

„Biogas – Safety first“, schilderte<br />

die Umsetzung der TRAS 120 aus Sicht eines<br />

§29-BImSchG-Sachverständigen. „Die<br />

TRAS 120 ist das erste konkrete Regelwerk<br />

aus dem Umweltrecht im Hinblick auf die<br />

Anlagensicherheit“, ordnete Ziegler die Bedeutung<br />

ein. So würden zusätzlich zu anderen<br />

Regelwerken anlagenspezifische Anforderungen<br />

definiert werden, die sich positiv<br />

auf die Schutzziele Anlagensicherheit und<br />

Immissionsschutz auswirken.<br />

Ziegler kritisierte jedoch das Zustandekommen,<br />

vor allem seien Experten nicht<br />

ausreichend mit einbezogen worden. Erstmals<br />

werden Anforderungen zum Stand der<br />

Sicherheitstechnik formuliert. Zugleich soll<br />

aber auch für alle Biogasanlagen der Stand<br />

der Technik definiert werden. In der TRAS<br />

120 wird jedoch inhaltlich dazu keine Unterscheidung<br />

vorgenommen – genauso wie<br />

es keine Unterschiede in den Anforderungen<br />

an Bestandsanlagen und<br />

Neuanlagen gibt.<br />

„Ohne genormte Gremienarbeit ist<br />

sie nur eine Erkenntnisquelle“, betonte<br />

Ziegler. Verbindlich werde das<br />

Werk erst durch die Umsetzung in<br />

den Bundesländern und deren Vollzugsbehörden.<br />

Diese wiederum gewichten<br />

die Aussagen in der TRAS 120 unterschiedlich<br />

und schieben die Verantwortung<br />

den Sachverständigen zu, die vor Ort im<br />

Bestand die notwendigen Nachrüstungen<br />

aufgrund der TRAS 120 festlegen sollen.<br />

Wichtig sei das Schutzziel, nämlich das<br />

Vermeiden von negativen Umweltwirkungen<br />

durch den Anlagenbetrieb, die Begrenzung<br />

von Emissionen und das Gewährleisten<br />

von Anlagensicherheit.<br />

Kritisch merkte Ziegler an, dass die TRAS<br />

120 nicht zwischen dem Stand der Technik<br />

und dem Stand der Sicherheitstechnik<br />

unterscheidet. „An manchen Stellen<br />

werden Anforderungen pauschalisiert, die<br />

besser anlagenspezifisch bewertet werden<br />

sollten“, nennt Josef Ziegler einen<br />

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31

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Unfallschwerpunkt Substratentnahme: Wird Silage aus dem Futterstapel entnommen, sollte sehr sorgfältig<br />

vorgegangen werden, da ab bestimmten Höhen Silage vom Stapel abbrechen und Menschen verschütten kann.<br />

weiteren Kritikpunkt. Anlagenspezifisch<br />

wären aus seiner Sicht auch andere Lösungen<br />

zielführend, beispielsweise hinsichtlich<br />

von Brand- und Schutzabständen,<br />

Beschaffenheit der Gasspeichermembran<br />

und der Automatisierung mit Prozessleittechnik.<br />

Ob ein Schutzabstand von 3 oder 6 Metern<br />

zum Gasspeicher eingehalten werden soll,<br />

ist aus seiner Sicht zu relativieren. Entscheidend<br />

sei die Windrichtung und das<br />

Brandverhalten. Und da haben jüngere<br />

Versuche gezeigt, dass Gasspeicher sich<br />

anders verhalten als in theoretischen Ausbreitungsmodellen<br />

berechnet. Zur Vorbeugung<br />

von Undichtigkeiten an der Gasspeichermembrane<br />

sollten Anlagenbetreiber<br />

ein sorgfältiges Gasspeichermanagement<br />

betreiben, um den Gasdruck zu beherrschen,<br />

riet Ziegler. Im bestimmungsgemäßen<br />

Betrieb, der Unter- und Überdrücke<br />

vermeidet, sei ein Spontanversagen unwahrscheinlich,<br />

die Notwendigkeit einer<br />

automatischen Überwachung der Methankonzentration<br />

in der Tragluft deshalb überbewertet.<br />

Genauso wie die Notwendigkeit der Erfassung<br />

des Anspringens der Gasüberdrucksicherung.<br />

Da das rechtzeitige Anspringen<br />

der Gasfackel eine notwendige Sicherheitsfunktion<br />

aller Anlagen darstellt, ist diese<br />

Forderung überflüssig. Wenn dann noch der<br />

Gasdruck/-füllstand der einzelnen Behälter<br />

in der Steuerung protokolliert wird, sei auf<br />

diesem Wege eine zusätzliche Kontrolle<br />

gegeben.<br />

Die Erwärmung der Gasspeichermembran<br />

durch dunkle Farbe sei nicht so kritisch<br />

zu sehen, urteilte der Sachverständige.<br />

Berücksichtigt werden sollten Wind- und<br />

Schneelasten. Wichtig sind zudem regelmäßige<br />

Kontrollen auf Undichtigkeiten<br />

und Defekte. Für unverhältnismäßig hält es<br />

Ziegler, beim Bau eines angrenzenden Gasspeichers<br />

die Nachrüstung einer schwer<br />

entflammbaren Gasmembrane für bestehende<br />

Gasspeicher zu verlangen.<br />

Umwallung bei der<br />

Abstandsregelung beachten<br />

Herausforderungen für Biogasanlagenbetreiber<br />

ergeben sich auch durch die Umsetzung<br />

der AwSV (Verordnung über Anlagen<br />

zum Umgang mit wassergefährdenden<br />

Stoffen) und der TRwS (Technische Regeln<br />

wassergefährdende Stoffe) 793-1. Darauf<br />

machte Gepa Porsche, Leiterin des Referats<br />

Genehmigung im Fachverband Biogas<br />

e.V., in ihrem Vortrag aufmerksam. Das<br />

Thema „Umwallung“ der Anlagen verursache<br />

bei vielen Betreibern Unsicherheit. Das<br />

gelte auch, wenn Anlagen bereits mit einer<br />

Umwallung versehen sind.<br />

Um die Lagerkapazität zu erhöhen, erwägen<br />

manche Betreiber den Neubau eines<br />

Gärproduktlagers. Damit erhöht sich jedoch<br />

gegebenenfalls das Volumen, das innerhalb<br />

der Umwallung im Havariefall aufzufangen<br />

ist. Zugleich verringert sich aber der Platz<br />

auf der Biogasanlage innerhalb der Umwallung.<br />

Ein weiteres Problem betrifft die<br />

Abstandsregelung: § 51 AwSV sieht feste<br />

Abstände zu Trinkwasserbrunnen, Quellen<br />

und oberirdischen Gewässern vor. Die Umwallung<br />

wird von der Bund-Länderarbeitsgemeinschaft<br />

(BLAG) als Anlagenbestandteil<br />

bewertet und müsste daher bei der<br />

Abstandsregelung berücksichtigt werden.<br />

Bei einer nachträglichen Umwallung kann<br />

es daher sein, dass der Abstand zu gering<br />

wird. Auf die Nachrüstpflicht zum 1. August<br />

2022 kann daher mit Zustimmung der<br />

örtlichen Behörde verzichtet werden, wenn<br />

die Umwallung, insbesondere aus räumlichen<br />

Gründen, nicht zu verwirklichen ist.<br />

Gepa Porsche verwies außerdem auf den<br />

Verhältnismäßigkeitsgrundsatz aufgrund<br />

der bestehenden Gesetzgebung: So dürfte<br />

es ihrer Auffassung nach nicht verhältnismäßig<br />

sein, eine Anlage, die 2024 stillgelegt<br />

werden soll, noch bis 2022 mit einer<br />

nachträglichen Umwallung zu versehen.<br />

Aufgrund der kommenden Gesetzgebung<br />

sieht Porsche ein Problem in der Abgrenzung<br />

zwischen landwirtschaftlichen Betrieben<br />

und Biogasanlagen. Die Änderungen in<br />

§ 2 AwSV zielen letzten Endes darauf ab,<br />

dass jeder Behälter, in dem Gärreste gelagert<br />

werden, die Anforderungen für „Biogasanlage“<br />

einhalten soll – auch dann,<br />

wenn der konkrete Behälter (bis dato)<br />

JGS-Anlage eines landwirtschaftlichen Betriebes<br />

ist. Die Streichung des „räumlich<br />

funktionalen Zusammenhangs“ in der Begriffsbestimmung<br />

Biogasanlage könnte zur<br />

Folge haben, dass Gärprodukte nicht mehr<br />

in landwirtschaftlichen JGS-Anlagen gelagert<br />

werden können – nicht, weil die Behälter<br />

nicht geeignet wären, sondern weil die<br />

Eigentümer der Behälter den mit der Lagerung<br />

von Gärresten verbundenen Aufwand<br />

nicht betreiben wollen.<br />

Die Behälter unterlägen dann nämlich der<br />

Sachverständigenprüfung vor der Erstbefüllung<br />

mit Gärprodukt und dann wiederkehrend<br />

alle fünf Jahre. Als „Biogasanlage“<br />

wären sie zudem mit einer Umwallung zu<br />

versehen. Daraus würde ein Konflikt mit<br />

den klimapolitischen Zielen resultieren,<br />

machte Gepa Porsche deutlich. Denn so<br />

könnten Anlagenbetreiber sich gezwungen<br />

sehen, weniger Gülle in ihre Anlagen aufzunehmen.<br />

Ziel muss jedoch sein, dass der<br />

überwiegende Teil der tierischen Ausscheidungen<br />

in die Vergärung geht.<br />

Autor<br />

Thomas Gaul<br />

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BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

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33

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

STROHTAGUNG HEIDEN, TEIL 5<br />

Befüllung des Behälters<br />

im Frontkraftheber<br />

des Schleppers mit<br />

dem Magnesiumdünger<br />

Kieserit.<br />

MAP – interessante<br />

Nährstoffkombi nation<br />

lässt aufhorchen<br />

Magnesium-Ammonium-Phosphat (MAP) vereint drei wichtige Pflanzennährstoffe. Dieser<br />

Mehrnährstoffdünger kann auf verschiedene Weise hergestellt werden. Im fünften Teil der<br />

diesjährigen digital stattgefundenen Heidener Strohtagung in der zweiten Oktoberhälfte<br />

wurden sowohl interessante Praxiserfahrungen als auch Versuchsergebnisse vorgestellt und<br />

diskutiert.<br />

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

Christian Röring aus Vreden im Kreis Borken<br />

(NRW) ist ein mutiger, experimentierfreudiger,<br />

aktiver Landwirt. Er bewirtschaftet<br />

einen Ackerbaubetrieb (265 Hektar) mit<br />

Schweinemast (5.000 Mastplätze) und einer<br />

700-kW-Biogasanlage. Er berichtete über eigene<br />

Anstrengungen, MAP herzustellen, indem er begann,<br />

seine Schweinegülle mit mineralischem Magnesium-<br />

Dünger zu mischen. „Ich kannte MAP nur als Problemfall<br />

in der Biogasanlage. An Rührwerken und Pumpen<br />

bildeten sich kristalline Krusten (MAP), die nur mit<br />

starken Werkzeugen entfernt werden konnten“, schilderte<br />

Röring seine Erfahrungen.<br />

Die Idee der MAP-Herstellung in der Landwirtschaft<br />

ist, dass einerseits die Stickstoffform stabilisiert und<br />

nicht so leicht in Nitrat umgewandelt wird, das unter<br />

ungünstigen Bedingungen ins Grundwasser ausgewaschen<br />

werden kann. Zudem liegt der Phosphor in einer<br />

gut pflanzenverfügbaren Form vor – vergleichbar mit<br />

Superphosphat oder Triplesuperphosphat. Und wenn<br />

der Boden-pH-Wert bei sechs bis sieben liegt, dann<br />

wird die Verfügbarkeit zusätzlich gewährleistet.<br />

Röring stellte sich die Frage, wie er MAP (MAP wird<br />

auch Struvit genannt) im eigenen Betrieb ökonomisch<br />

kostengünstig und arbeitswirtschaftlich vertretbar realisieren<br />

könnte. In der Fütterung seiner Mastschweine<br />

setzt er schon stickstoff- und phosphorreduzierte Futtermittel<br />

ein, sodass die Tiere nicht unnötig viel davon<br />

wieder ausscheiden. So können unnötige Nährstoffüberschüsse<br />

vermieden werden.<br />

„Den Gärdünger aus der Biogasanlage separieren wir.<br />

Das heißt, wir trennen einen Teil der enthaltenen Feststoffe<br />

ab. Die flüssige Phase bringen wir auf eigenen,<br />

hofnahen Flächen aus, um mit dem wässrigen Anteil<br />

nicht zu viel auf den Straßen unterwegs sein zu müssen.<br />

Die Feststoffe können auch auf weiter entfernten<br />

Feldern kostengünstiger ausgebracht werden“, erläuterte<br />

Röring. Die Güllelogistik ist so organisiert: Auf<br />

den Feldern fährt der Schlepper mit dem angehängten<br />

Ausbringtankwagen des Lohnunternehmers. Mehrere<br />

Transportgespanne liefern die Gülle oder den Gärdünger<br />

ans Feld. Dort wird umgepumpt. 70 bis 100 Kubikmeter<br />

des flüssigen Wirtschaftsdüngers können so pro<br />

Stunde bewegt werden.<br />

FOTOS: CHRISTIAN RÖRING<br />

34

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

Biogasfördertechnik<br />

Gülleausbringwagen technisch<br />

angepasst<br />

„Wir wollten die MAP-Fällung auf keinen<br />

Fall auf dem Betrieb machen“, betonte<br />

Röring, „sondern im Boden geschehen<br />

lassen.“ Das bedeutete, dass das Güllefass<br />

des Lohnunternehmers umgebaut<br />

werden musste. Dieser erklärte sich bereit<br />

und nach einigen Stunden der technischen<br />

Anpassung war ein Konzept Realität<br />

geworden. Und das sieht so aus: Im<br />

Frontkraftheber des Schleppers wird ein<br />

Behälter mit Gebläse, der auf Wiegefüßen<br />

steht, angebaut. Der Behälter nimmt den<br />

Magnesiumdünger Kieserit auf. Das Gebläse<br />

fördert das granulierte Kieserit über ein<br />

Rohr zu einem vorne an der Stirnseite am<br />

Gülletankwagen angebrachten Zyklon. Von<br />

dort wird es einer kleinen Förderschnecke<br />

übergeben, die nach hinten zum Tankwagen<br />

führt. Die Schnecke dosiert das<br />

Kieserit direkt in den Ausbringstrom des<br />

Mediums. Das Verfahren hat Röring sich<br />

patentieren lassen.<br />

Röring betonte: „Das MAP sollte niemals<br />

mit dem Fassinneren oder dem Inneren der<br />

Pumpe in Kontakt kommen. Die Gülle wird<br />

per Grubberscharen etwa 10 Zentimeter<br />

tief im Boden abgelegt. Die Schare haben<br />

einen Reihenabstand von 25 Zentimeter.<br />

Bei der Spatendiagnose des Bodens wird<br />

deutlich, dass der Gärdünger beziehungsweise<br />

die Schweinegülle in der eingebrachten<br />

Tiefe verbleibt. Beim Pflügen der Flächen<br />

war auch deutlich zu erkennen, dass<br />

das Gülleband im Boden verklebt und wie<br />

eine lange Wurst umklappt.“<br />

Im Weiteren berichtete der agile Landwirt<br />

von einem selbst durchgeführten Feldversuch<br />

(Eschboden, 32 Bodenpunkte) mit<br />

fünf Versuchsgliedern. Am 8. April sei der<br />

Mais, Sorte Dekalb 5542 mit einer Reifezahl<br />

von 320, ausgesät worden. Gedüngt<br />

wurden die Versuchsparzellen mit 60<br />

Kubikmeter separiertem Gärdünger. Der<br />

habe 1 Kilogramm (kg) P 2<br />

O 5<br />

und 2,8 kg<br />

Gesamtstickstoff pro Kubikmeter enthalten.<br />

Die Versuchsglieder 1 bis 4 sind laut<br />

Röring mit einem Horsch Terrano mit LD-<br />

Scharen auf 38 Zentimeter Tiefe gelockert<br />

worden. Die Schare sind lediglich 4 Zentimeter<br />

breit. Versuchsglied 5 ist gepflügt<br />

worden. Der Pflug war unter den Scharen<br />

mit Untergrundlockerern ausgestattet.<br />

Außerdem zog der Pflug einen Packer mit<br />

Nachläufer. Die Aussaatstärke betrug 8<br />

Pflanzen pro Quadratmeter. Unterfußdünger<br />

wurde nicht eingesetzt.<br />

Beschreibung der Versuchsglieder:<br />

Variante 1: Gülle + 300 kg Epso Top/ha<br />

Variante 2: Gülle + 200 kg Kieserit/ha<br />

Variante 3: Gülle + 300 kg Kieserit/ha<br />

Variante 4: Gülle ohne Kieserit<br />

Variante 5: Gülle + 300 kg Kieserit/ha<br />

Der Rest der Fläche wurde mit Gülle und<br />

300 kg Kieserit pro Hektar gedüngt.<br />

Mehr Feinwurzeln um das<br />

Düngerband herum<br />

„In 2020 hat sich jeder kleine bodenbezogene<br />

Standortunterschied aufgrund der<br />

Witterung auf den Ertrag ausgewirkt. Wir<br />

haben festgestellt, dass die Maiswurzeln<br />

in der Jugendentwicklung zum Düngerband<br />

wachsen. Später in der Vegetation<br />

haben wir sehen können, dass der Bereich<br />

um das Düngerband herum feuchter und<br />

klebriger war. Außerdem haben wir festgestellt,<br />

dass der Mais mehr Feinwurzeln um<br />

das Düngerband herum gebildet hat. Bis<br />

Ende Juli sah der Mais noch nach einem<br />

Rekordertrag aus. Aber dann hatte es ab<br />

Anfang August für sechs Wochen keinen<br />

nennenswerten Niederschlag mehr gegeben,<br />

sodass die Bodenunterschiede zutage<br />

traten“, skizzierte Röring die Situation.<br />

Darstellung der Versuchsergebnisse:<br />

V1: 48,68 t FM/ha, 18,3 t TS/ha, 37,6 %<br />

TS, TS-Ertrag in rel. %: 95,43.<br />

V2: 54,38 t FM/ha, 19,47 t TS/ha, 35,8 %<br />

TS, TS-Ertrag in rel. %: 101,5.<br />

V3: 56,76 t FM/ha, 19,98 t TS/ha, 35,2 %<br />

TS, TS-Ertrag in rel. %: 104,16.<br />

V4: 51,88 t FM/ha, 18,62 t TS/ha, 35,9 %<br />

TS, TS-Ertrag in rel. %: 97,1.<br />

V5: 54,49 t FM/ha, 19,13 t TS/ha, 35,1 %<br />

TS, TS-Ertrag in rel. %: 99,71.<br />

Gesamtdurchschnitt: 51,7 t FM/ha, 19,18<br />

t TS/ha, 37,1 % TS, TS-Ertrag in rel. %:<br />

100.<br />

Röring zog ein positives Fazit bezüglich<br />

der MAP-Düngung. Denn auch in den Zuckerrüben,<br />

die er angebaut hat, hätten sich<br />

positive Effekte gezeigt. Dass die MAPgedüngten<br />

Böden geringe Reststickstoffmengen<br />

in Form niedriger Nmin-Werte im<br />

Herbst aufweisen, sei ein weiterer Vorteil<br />

dieses Düngekonzeptes.<br />

35<br />

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AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Blick auf die Stirnseite des Pumptankwagens. Oben in grüner Farbe ist der Zyklon zu<br />

erkennen. Der nimmt den Mineraldünger vom Fronbehälter auf und leitet ihn unten mit<br />

einer Schnecke nach hinten zum Güllestrom.<br />

Mais: auch Magnesiumversorgung<br />

ist wichtig<br />

Christoph Weidemann von der Firma K+S Minerals and<br />

Agriculture GmbH knüpfte thematisch direkt an Rörings<br />

Vortrag an. Mit der neuen Düngeverordnung sei noch<br />

stärker auf die Verfügbarkeit aller wichtigen Nährstoffe<br />

zu achten, betonte er gleich zu Beginn seines Referats.<br />

„Mais beispielsweise mit einem Frischmasseertrag von<br />

450 Dezitonnen (dt) pro Hektar benötigt 55 bis 60 Kilogramm<br />

Magnesiumoxid (MgO) pro Hektar zur Ertragsbildung.<br />

Dieser Magnesiumbedarf wird häufig außer Acht<br />

gelassen. Die Auswertung eines aktuellen Versuchs, der<br />

in Ostenfeld auf einer Fläche der Fachhochschule Kiel<br />

vorgenommen wurde, zeigt, dass dort Mais mit 728<br />

dt Frischmasse pro Hektar geerntet worden ist. Dieser<br />

Mais hat einen MgO-Bedarf von 100 kg“, hob Weidemann<br />

hervor. Die Nährstoffbedürftigkeit steige auch mit<br />

dem Ertragsniveau. Magnesium habe im Rahmen einer<br />

ausgewogenen Pflanzenernährung eine hohe Bedeutung.<br />

Gerade zu Kulturen wie Mais werde viel Gärdünger<br />

oder Rindergülle ausgebracht. Da gebe es immer ein<br />

Problem hinsichtlich der Magnesium- beziehungsweise<br />

Schwefelversorgung. Für die Pflanzenernährung sei in<br />

diesen organischen Düngemitteln zu wenig Magnesium<br />

und Schwefel enthalten. Um die Pflanzen ausgewogen<br />

ernähren zu können, sei eine Ergänzung von Magnesium<br />

und Schwefel notwendig.<br />

„Zur Problemlösung ist jüngst wieder das Kieserit ins<br />

Spiel gekommen, was auch zur Verbesserung der Stickstoff-<br />

und Phosphoraufnahme beziehungsweise deren<br />

Effizienz beiträgt. Kieserit ist granuliert, aber auch als<br />

feinkrümeliges Material erhältlich. Im granulierten<br />

Produkt ist Magnesiumsulfat enthalten, was komplett<br />

wasserlöslich ist. Dadurch stehen diese Nähstoffe den<br />

Pflanzen leicht und schnell zur Verfügung“, führte der<br />

Referent weiter aus.<br />

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BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

Print Biogas 210x99_210x99 08.12.20 10:38 Seite 1<br />

Magnesium wichtig für die Verlagerung von<br />

Kohlenhydraten in die Wurzeln<br />

Magnesium übernehme nicht nur Funktionen im<br />

Chlorophyll als Zentralatom, sondern bewirke auch<br />

die Verlagerung von Kohlenhydraten (Assimilaten)<br />

in andere Sprossorgane sowie in die Wurzeln. Wenn<br />

der Mais nicht ausreichend mit Magnesium (Mg) versorgt<br />

ist, dann komme es auch nicht zur vollständigen<br />

Kornfüllung des Kolbens. Mg spiele aber auch für die<br />

Wurzelentwicklung – insbesondere die Feinwurzeln –<br />

eine wichtige Rolle. Ohne Mg könnten die Wurzeln den<br />

Bodenraum nicht genügend erschließen.<br />

Wird zum Beispiel zu Mais als Unterfußdünger ein N-P-<br />

Dünger gleichzeitig mit Kieserit ausgebracht, dann zeigen<br />

die nah beieinander liegenden Düngerkörner – bei<br />

ausreichender Bodenfeuchtigkeit – die Struvit-(MAP)-<br />

Bildung. Weidemann: „Wenn N und P in die Struvitverbindung<br />

eingebaut werden, dann wird NH 4<br />

vor der<br />

Reduktion zu Nitrat geschützt, was die Nitratbelastung<br />

des Grundwassers reduziert. Gleichzeitig wird Phosphat<br />

vor der Festlegung im Boden geschützt, sodass<br />

kein Calziumphosphat oder Eisenphosphat entsteht.<br />

Struvit wird aber zum Beispiel durch Zitronensäure,<br />

die von den Pflanzenwurzeln ausgeschieden wird, sehr<br />

gut gelöst.“<br />

Nach seinen Informationen wurden in einem 21-tägigen<br />

Keimpflanzenversuch mit Roggen Struvit-Düngerformen<br />

besser von den Pflanzen aufgenommen als Superoder<br />

Triplesuperphosphat. Ein Boden-pH-Wert von 6 bis<br />

7 habe einen positiven Einfluss auf die Struvitbildung<br />

und die damit verbundene Verfügbarkeit von Mg, Phosphor<br />

und Stickstoff. Die Ausfällung von Struvit und die<br />

damit verbundene erhöhte Verfügbarkeit von Nährstoffen<br />

reduziere sich bei trockenen Bodenverhältnissen.<br />

Ein beispielsweise Diammonphosphat-(DAP)-Kieserit-<br />

Düngeverhältnis von 1:1 erzeuge eine stabilere Kristallstruktur<br />

des Struvits, wodurch die Nährstoffe länger<br />

pflanzenverfügbar seien im Vergleich zur reinen DAP-<br />

Düngung oder einem Düngeverhältnis von 1:2. Weitere<br />

Mais-Versuchsergebnisse laut Weidemann:<br />

Der rote Behälter in der<br />

Schlepperfront nimmt<br />

den Magnesiumdünger<br />

Kieserit auf. Das<br />

Gebläse fördert das<br />

granulierte Kieserit<br />

über ein Rohr zu einem<br />

vorne an der Stirnseite<br />

am Gülletankwagen<br />

angebrachten Zyklon.<br />

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37

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Mais mit einem<br />

Frischmasseertrag von<br />

450 Dezitonnen (dt)<br />

pro Hektar benötigt<br />

55 bis 60 Kilogramm<br />

Magnesiumoxid<br />

(MgO) pro Hektar zur<br />

Ertragsbildung. Dieser<br />

Magnesiumbedarf<br />

wird häufig außer Acht<br />

gelassen.<br />

Standort Ostenfeld (S-H), Bodenart: sL, Mg in Stufe<br />

C, Vorlage 25 m³ Gärdünger, Versuchsdauer 2015,<br />

2016 und 2017.<br />

Variante a): 1 dt/ha DAP Unterfuß. Ertrag: 190 dt<br />

Trockenmasse pro ha.<br />

Variante b): 1 dt/ha DAP + 1 dt/ha ESTA Kieserit gran.<br />

Unterfuß. Ertrag: 195 dt Trockenmasse pro ha.<br />

Standort Rosenow (M-V): Bodenart: lS, Mg in Stufe<br />

A, Vorlage 50 m³ Rindergülle, Versuche in 2014 und<br />

2015.<br />

Variante a): 1 dt/ha DAP Unterfuß. Ertrag: 167 dt<br />

Trockenmasse pro ha.<br />

Variante b): 1 dt/ha DAP + 1 dt/ha ESTA Kieserit gran.<br />

Unterfuß. Ertrag: 194 dt Trockenmasse pro ha.<br />

Auch die Stärkegehalte waren in den Varianten, in denen<br />

DAP und ESTA 1:1 gedüngt wurden, höher. Weidemann<br />

verwies am Schluss seines Vortrages noch auf<br />

ein interessantes Forschungsprojekt, das K+S gemeinsam<br />

mit der Uni Kiel und der Landwirtschaftskammer<br />

Schleswig-Holstein umsetzen. Darin gehe es um die<br />

Frage, welche Auswirkungen die direkte Applikation<br />

des Düngers unter dem Maiskorn hat. In <strong>2021</strong> endet<br />

der Versuch.<br />

Bildung von Struvit-Kristallen<br />

Weidemanns Kollege Reinhard Elfrich sagte, wenn im<br />

Gärdünger beispielsweise 2 kg P2O5 pro Kubikmeter<br />

enthalten sind, dann solle man entweder 3 kg ESTA<br />

Kieserit pro Kubikmeter oder 5 kg EPSO Top pro Kubikmeter<br />

einmischen. „Wenn P- und Mg-Düngerkörner eng<br />

beieinander liegen, dann wachsen daraus Struvit-Kristalle.<br />

Die Kristallbildung hört erst auf, wenn die Elemente<br />

nicht mehr in ausreichender Menge vorhanden<br />

sind oder nicht mehr zueinander finden. Die Kristalle<br />

bilden sich bereits nach 15 Minuten Reaktionszeit“,<br />

führte Elfrich aus.<br />

EPSO Top sei in der Löslichkeit schneller gegenüber<br />

ESTA Kieserit. ESTA Kieserit enthalte 27 Prozent<br />

MgO und 55 Prozent SO 3<br />

. EPSO Top enthalte 16 Prozent<br />

MgO und 32,5 Prozent<br />

SO 3<br />

. Wer Magnesium in Wirtschaftsdünger<br />

in Lagerbehältern<br />

einmische, der müsse<br />

längere Rührzeiten einkalkulieren,<br />

damit das Mg genügend<br />

Kontaktflächen bekommt mit<br />

dem Phosphor. Zur Bodenwirksamkeit<br />

von Struvit sagte<br />

Elfrich: „30 Prozent vom gesamten<br />

Phosphor findet man<br />

in den Bodenuntersuchungen<br />

wieder. 27 Prozent sind direkt<br />

aufnehmbar von den Wurzeln.<br />

73 Prozent werden von den<br />

Wurzelexsudaten erschlossen.<br />

Was an Stickstoff und Phosphor nicht verwertet wird,<br />

bleibt über den Winter den Pflanzen im Folgejahr erhalten.“<br />

Biogasurgestein Wilhelm Gantefort aus Heiden (NRW)<br />

berichtete von einem Projekt, das Anfang der 90er<br />

Jahre mit der RWTH Aachen durchgeführt worden war.<br />

Dabei ging es darum, MAP in Schweinegülle herzustellen.<br />

Die Ergebnisse seien damals in einer KTBL-<br />

Schrift veröffentlicht worden. Struvit sei problemlos<br />

herzustellen gewesen. Ein Landwirtschaftsbetrieb in<br />

seiner Nachbarschaft erzeuge MAP im Güllefass. Dazu<br />

wird beim Einsaugen der Gülle gleichzeitig aus einem<br />

Mörtelkübel Kieserit eingesogen. Die Aufwandmenge<br />

betrage 3 kg pro Kubikmeter Gülle.<br />

Gantefort wies allerdings auch daraufhin, dass bei der<br />

MAP-Reaktion im Güllefass die sich bildenden Struvit-<br />

Kristalle Probleme in der Ausbringtechnik hervorrufen<br />

könnten, wie zum Beispiel Anhaftungen in Rohrleitungen.<br />

Nach erfolgter MAP-Reaktion im Gülle- beziehungsweise<br />

Gärdüngerlager spreche nichts gegen eine<br />

Abtrennung der Feststoffe. Bei einem anderen Betrieb<br />

habe der Gärdünger 3,7 kg Stickstoff pro Kubikmeter<br />

enthalten, wovon nach der Fest-Flüssigtrennung noch<br />

1 kg Stickstoff in der separierten Flüssigkeit zu finden<br />

gewesen sei. Der restliche Stickstoff sei zusammen mit<br />

dem Phosphor und einem großen Anteil des Kaliums<br />

im Feststoff gebunden gewesen. Teile des separierten<br />

Feststoffs sind an Gärtnereien abgegeben worden, die<br />

positive Rückmeldungen gegeben hätten.<br />

Fazit: MAP mit flüssigen Wirtschaftsdüngern zu gewinnen,<br />

ist ein interessantes Konzept, von dessen Umsetzung<br />

in den nächsten Monaten sicherlich noch einiges<br />

zu hören sein wird.<br />

Autor<br />

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

Redakteur Biogas Journal<br />

Fachverband Biogas e.V.<br />

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38

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

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39

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

STROHTAGUNG HEIDEN, TEIL 6<br />

Aus Pferdemist wird<br />

Gas-Kraftstoff<br />

Die Königs und Nellen<br />

Pflanzenenergie GmbH<br />

& Co.KG in Neuss will<br />

demnächst verstärkt<br />

Pferdemist vergären<br />

und das Biogas vor<br />

Ort als Kraftstoff<br />

verkaufen.<br />

Ob und wie es sinnvoll sein kann, mehr Wirtschaftsdünger in Biogasanlagen zu vergären,<br />

war das Kernthema des sechsten und letzten Teils der im vergangenen Oktober digital<br />

veranstalteten Heidener Strohtagung. Insbesondere die Ausführungen eines Anlagenbetreibers<br />

über den möglichen Einsatz von Pferdemist weckten großes Interesse bei den teilnehmenden<br />

Personen.<br />

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

Südlich von Neuss, also westlich des Rheins,<br />

betreibt die Königs und Nellen Pflanzenenergie<br />

GmbH & Co.KG eine Biogasanlage.<br />

Zur Orientierung: Düsseldorf liegt östlich<br />

des Rheins direkt gegenüber von Neuss.<br />

Seit 2018 stellen die Betreiber intensive Überlegungen<br />

an, das Anlagenkonzept weiterzuentwickeln. Junior<br />

Daniel Königs hatte Ende 2018 seine Bachelorarbeit<br />

verfasst über die Integrationsmöglichkeiten von Gastankstellen<br />

in landwirtschaftlichen Betrieben. Dabei<br />

ging es um grundsätzliche Überlegungen, wie sich ein<br />

solches Vorhaben umsetzen lassen könnte mit dem<br />

Ziel, Betriebskosten zu senken und Erlöse zu steigern.<br />

„Eine Option war, preiswertere Rohstoffe einzusetzen<br />

über die Einsatzstoffvergütungsklasse II, um so die<br />

Erlössituation zu verbessern. Ich war aber sehr daran<br />

interessiert, ein neues, weiteres lokales Projekt zu<br />

starten. Dabei trieb mich die Frage um, ob es möglich<br />

ist, Biomethan regional zu vermarkten“, erklärte Daniel<br />

Königs. Die Biogasanlage wurde 2007 als privilegierte<br />

Anlage im Außenbereich mit 500 Kilowatt<br />

(kW) elektrische Leistung in Betrieb genommen. 2012<br />

wurde mit der Biogasaufbereitung und -einspeisung ins<br />

Erdgasnetz begonnen. Die Einspeiseleistung beträgt<br />

170 Normkubikmeter Produktgas pro Stunde, was<br />

780-kW el<br />

-Äquivalent entspricht.<br />

Später sei die Gasproduktion erhöht worden, sodass<br />

wieder ein 250-kW-Blockheizkraftwerk (BHKW) betrieben<br />

werden konnte. Das eingespeiste Biomethan wird<br />

laut Königs vertraglich verwertet durch die Stadtwerke<br />

Neuss. Die betreiben damit ein BHKW in einem der<br />

Neusser Stadtbäder. Darüber hinaus befindet sich ein<br />

BHKW an der Getreidemühle im Neusser Hafen, das<br />

das Gas verwertet. Doch zurück zur Rohstofffrage: Daniel<br />

Königs hat sich umgeschaut, welche Inputstoffe in<br />

der Region verfügbar sind. So hat er zunächst einmal<br />

mit Blick auf Pferdemist recherchiert, wie viele Pensionspferdebetriebe<br />

in der Region ansässig sind.<br />

400 Pferde im biogasnahen Umfeld<br />

„Ich habe auf einer Landkarte alle Betriebe eingezeichnet,<br />

die mindestens 40 Pferde halten. Kleine Pferdehalter<br />

habe ich außer Acht gelassen. Die geografische<br />

Lage zu Neuss und Düsseldorf ist von Vorteil, da viele<br />

Stadtbewohner ihre Pferde im ländlichen Raum stehen<br />

haben und so konzentriert eine große Menge Pferdemist<br />

anfällt. Im Umkreis von 2 Kilometern um unsere<br />

Biogasanlage befinden sich vier Pensionspferdebetrie-<br />

FOTO: WWW.LANDPIXEL.EU<br />

40

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

be, auf denen zusammen<br />

400 Pferde stehen“,<br />

führte Königs weiter aus.<br />

Wenn er den Radius auf<br />

5 Kilometer ausdehnt,<br />

dann lassen sich bis zu 1.000 Pferde zählen.<br />

Mit Blick auf die Tankstellenoption hat<br />

er parallel in Erfahrung gebracht, welche<br />

Unternehmen (Handwerker, Entsorgungsunternehmen,<br />

Pflegedienst etc.) in der Region<br />

auf Fahrzeuge mit Gasantrieb umstellen<br />

würden. Weiter hat er dann ermittelt,<br />

wie viele Erdgastankstellen es schon in der<br />

Region gibt. Dabei sei deutlich geworden,<br />

dass der Biogasanlagenstandort mit einer<br />

Biogastankstelle eine Versorgungslücke<br />

würde schließen können.<br />

Wer Pferdemist vergären will, der sollte<br />

auch klären, wie das Material – weil es eine<br />

geringe Schüttdichte aufweist – überhaupt<br />

zu verwerten ist. Nach einem Besuch bei<br />

einem bereits Pferdemist vergärenden<br />

Biogasanlagenbetreiber war Daniel Königs<br />

klar, dass eine Sammellogistik für den Mist<br />

benötigt wird. Vorteile böten Abrollcontainer,<br />

die an den Pferdeställen im Wechsel<br />

gefüllt würden.<br />

„Für die Teilnahme am Quotenhandel<br />

müssen Anlagenbetreiber sich zertifizieren<br />

lassen“<br />

Daniel Königs<br />

Pferdemist zerkleinern<br />

Da Pferdemist langfaserig sei, müsse er vor<br />

dem Eintrag in den Fermenter zerkleinert<br />

werden. Die Zerkleinerungseinheit sollte<br />

aus dem Feststoffdosierer beschickt werden.<br />

Ein Flüssigeintrag, der das zerkleinerte<br />

Substrat in den Fermenter pumpt, sei<br />

eine gute technische Lösung. Eine mobile<br />

Zerkleinerung des Pferdemistes kommt<br />

für Königs nicht infrage, da dann aus Kostengründen<br />

große Mistmengen auf einmal<br />

verarbeitet werden müssten. Im Anschluss<br />

daran laufe man Gefahr, dass sich der Mist<br />

schnell erwärmt und damit Energieverluste<br />

einhergehen.<br />

Königs präsentierte dann im Weiteren noch<br />

ein paar Zahlen: Pro Pferd und Tag würden<br />

etwa 40 Kilogramm Mist anfallen. Daraus<br />

ließen sich 23 Kilowattstunden Biomethan<br />

erzeugen, was 1,7 Kilogramm Erdgas entspreche.<br />

Ein Audi A3-gtron könnte damit<br />

bei einem Verbrauch von 3,5 Kilogramm<br />

pro 100 Kilometer 50 Kilometer weit fahren.<br />

1.000 Pferde würden pro Tag Gas für<br />

50.000 Kilometer produzieren. Ein 40-Tonnen-Lkw<br />

könnte bei einem Verbrauch von<br />

27 Kilogramm pro 100 Kilometer rund<br />

6.000 Kilometer weit fahren. Und weiter:<br />

Im Rhein-Neuss-Kreis stünden 5.000 Pferde.<br />

Die könnten 6.000 Pkw (zum Beispiel<br />

Audi A3-gtron, 3,5 Kilogramm Verbrauch<br />

pro 100 Kilometer, 15.000 Kilometer Laufleistung<br />

pro Jahr) versorgen. Oder 115 Lkw<br />

(zum Beispiel Iveco Stralis, 40-Tonner, 27<br />

Kilogramm Gasverbrauch pro 100 Kilometer,<br />

Laufleistung: 100.000 Kilometer pro<br />

Jahr). In Deutschland würden etwa 1,3<br />

Millionen Pferde gehalten. Auf Basis der<br />

vorgenannten Zahlen könnte der vergorene<br />

Pferdemist rund 1,6 Millionen Pkw oder<br />

30.000 Lkw antreiben.<br />

Die monetären Einnahmen werden, wie Königs<br />

berichtete, aus dem Gasverkauf sowie<br />

durch die Teilnahme am CO 2<br />

-Quotenhandel<br />

generiert. „Für die Teilnahme am Quotenhandel<br />

müssen Anlagenbetriebe sich zertifizieren<br />

lassen, zum Beispiel bei der REDcert<br />

GmbH. Die ist von der EU anerkannt.<br />

Es wird dann einmal eine CO 2<br />

-Bilanz der<br />

Biogasanlage erstellt. Dabei wird auf Standardwerte<br />

zurückgegriffen. Man kann aber<br />

auch eine individuelle CO 2<br />

-Bilanz für seine<br />

Anlage machen“, betonte Königs. Dabei<br />

kämen die anlagenspezifischen Vorteile<br />

besser zur Geltung.<br />

Die Zertifikate seien immer für ein Jahr gültig.<br />

Betreiber müssten sich jährlich zertifizieren<br />

lassen. Die eingesetzten Substrate<br />

müssten eine CO 2<br />

-Vermeidung von 70 Prozent<br />

erreichen. Mais schaffe das laut den<br />

Standardwerten nicht, der komme nur auf<br />

68 Prozent. Gülle hingegen habe eine Einsparung<br />

von mindestens 200 Prozent. Bei<br />

einem Quotenpreis von 250 Euro pro Tonne<br />

CO 2<br />

wäre bei der Nutzung von 100 Prozent<br />

Gülle nach RED II (Renewable Energy Directive<br />

II) ein Quotenerlös von 17,14 Cent<br />

pro Kilowattstunde(Hi) Biomethan erreichbar.<br />

Zum Vergleich: 7,7 Cent pro Kilowattstunde<br />

bekommt Königs derzeit für sein<br />

Biomethan, das er an die Stadtwerke Neuss<br />

verkauft.<br />

Ende 2019 ließen Königs und Nellen ihre<br />

Biogasanlage zertifizieren. „Der Quotenpreis<br />

stieg damals deutlich an und schnellte<br />

fast bis auf 430 Euro pro Tonne CO 2<br />

-<br />

Äquivalent hoch. Anfang 2020 sind die<br />

Quotenpreise Corona bedingt wegen fallender<br />

Kraftstoffpreise stark gesunken“, blickte<br />

Königs zurück. Ende Oktober bewegte<br />

sich der Quotenpreis bei rund 250 Euro pro<br />

Tonne CO 2<br />

-Äquivalent.<br />

Aktuell bereiten die Betreiber<br />

ihre Biogasanlage<br />

auf den Einsatz von Pferdemist<br />

vor. Der Nachgärer<br />

wird in dem Zuge umgebaut, sodass ein<br />

Substrat vergoren werden kann, das einen<br />

höheren Trockensubstanzgehalt und auch<br />

längere Fasern hat. Konkret werden ein<br />

Rührwerk und eine Heizung zusätzlich zur<br />

vorhandenen Technik eingebaut. Die Gärtemperatur<br />

soll im Mistbetrieb auf 46 bis<br />

48 Grad Celsius ansteigen. Dann sei noch<br />

das Aggregat für die Mistaufbereitung zu<br />

installieren. Daniel Königs ergänzte, dass<br />

für die Gastankstelle, die an der Biogasanlage<br />

errichtet werden soll, das Genehmigungsverfahren<br />

laufe. Die Tankstelle werde<br />

vor allem für die Lkw-Betankung ausgelegt,<br />

sodass schnelle Tankvorgänge möglich<br />

seien und dieser Absatzmarkt erschlossen<br />

werden könne.<br />

Biomethan: sauberer Kraftstoff<br />

Anknüpfend an die Ausführungen von<br />

Daniel Königs sagte Referent Dietrich<br />

Prenger-Berninghoff von der Firma PlanET<br />

Biogastechnik GmbH aus Vreden, dass Biomethan<br />

im Verkehrssektor überzeugt, weil<br />

es den CO 2<br />

-Ausstoß von Fahrzeugen um<br />

bis zu 97 Prozent senken kann, wenn das<br />

Biogas aus Reststoffen produziert worden<br />

ist. Biomethan reduziert die NOx-Emissionen<br />

um bis zu 85 Prozent im Vergleich zur<br />

Euro-6-Norm. Feinstaub werde um 97 Prozent<br />

im Vergleich zum Diesel reduziert. Die<br />

Lärmemissionen nähmen im Vergleich zum<br />

Diesel um mindestens 50 Prozent ab.<br />

„Die Kurzformel lautet: Biomethan als<br />

Compressed Biogas (CBG) ist sauber, leise<br />

und verfügbar. Im Vergleich zu anderen<br />

Antrieben, wie zum Beispiel Benzin, Diesel,<br />

Erdgas und sogar 100 Prozent erneuerbarem<br />

Strom, hat CBG die niedrigsten<br />

CO 2<br />

-Emissionen pro Kilometer“, machte<br />

Prenger-Berninghoff aufmerksam.<br />

Im Weiteren thematisierte er kurz die Kerninhalte<br />

der neuen Erneuerbare-Energien-<br />

Richtlinie (RED II) der EU, die Deutschland<br />

bis Ende Juni <strong>2021</strong> in nationales<br />

Recht umgesetzt haben muss. Demnach<br />

soll der Anteil Erneuerbarer Energien auf<br />

32 Prozent in 2030 erhöht werden. 2018<br />

habe der Anteil etwa 17 Prozent betragen,<br />

„was fast eine Verdoppelung bedeuten würde“,<br />

sagte Prenger-Berninghoff. Die Treibhausgasemissionen<br />

sollen um 40<br />

41

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

werde aber in der Politik nicht gerechnet,<br />

weil CO 2<br />

aus erneuerbaren Quellen gleich<br />

null gesetzt werde. Berücksichtige man<br />

jedoch das CO 2<br />

aus dem BHKW, kämen<br />

nochmal 713,04 kg CO 2<br />

-Äquiv. hinzu. So<br />

würden in Summe 227,36 Tonnen CO 2<br />

-<br />

Äquiv. emittiert – ein Minus von 26,44 Prozent<br />

gegenüber der reinen Güllelagerung.<br />

Ein vielfältiger Substratmix reduziert laut Schulze-Lefert zwar die Abhängigkeit und schafft Entlastung in<br />

Dürrejahren, er kann aber auch zu komplexen Problemen führen. Und immer sei zu beachten: notwendige<br />

Investition in Abhängigkeit von der restlichen Laufzeit zu betrachten.<br />

Prozent gegenüber 1990 gesenkt werden.<br />

Im Verkehrssektor sollen die Erneuerbaren<br />

Energien von 10 Prozent in 2020 auf 14<br />

Prozent in 2030 ansteigen. Der Anteil der<br />

Kraftstoffe aus Nahrungs- und Futtermittel<br />

betrage 7 Prozent. Hier sei dagegen eine<br />

schrittweise Absenkung geplant. Interessant<br />

sei die Einführung einer Unterquote<br />

für „Fortschrittliche Kraftstoffe“, wie zum<br />

Beispiel Biomethan aus Gülle, Mist und<br />

Stroh oder Bioabfällen und Pflanzenresten.<br />

„Stroh hat aber schlechtere CO 2<br />

-Multiplikatoren<br />

als Mist. Daher sollte Stroh am<br />

besten den Weg über die Einstreu im Stall<br />

gehen“, betonte Prenger-Berninghoff.<br />

Wie sich mehr Wirtschaftsdünger in Biogasanlagen<br />

einsetzen lässt, sei anlagenindividuell<br />

zu beurteilen, sagte Referent Roland<br />

Schulze-Lefert, Biogasberater der Landwirtschaftskammer<br />

Nordrhein-Westfalen.<br />

„Mindestens drei rechtliche Vorgaben sind<br />

bezüglich der Wirtschaftsdünger-Vergärung<br />

zu beachten. Zum einen ist es das EEG<br />

2017 und auch das zu erwartende EEG<br />

<strong>2021</strong>, die den Einsatz von Silomais, CCM,<br />

Lieschkolbenschrot sowie Getreidekörnern<br />

einschränken. Zum anderen kommen demnächst<br />

die Vorgaben der RED II ins Spiel.<br />

Daraus resultiert, dass Wirtschaftsdünger<br />

mit negativen Treibhausgas-(THG)-Standardwerten<br />

ein hohes CO 2<br />

-Erlöspotenzial<br />

haben“, offerierte der Vortragende.<br />

Darüber hinaus wirke die Düngeverordnung<br />

2020 mit höheren Anforderungen an die<br />

Stickstoff-Effizienz und höheren Auflagen<br />

in den sogenannten „Roten Gebieten“.<br />

Deren Umsetzung müsse ab diesem Jahr<br />

geschehen. Einen weiteren Rechtsrahmen<br />

stelle das deutsche Klimaschutzgesetz dar.<br />

Daraus leite sich ab, dass die deutsche<br />

Landwirtschaft bis 2030 34 Prozent weniger<br />

Klimagase emittieren soll. „Da die<br />

Emissionen vor allem biogenen Ursprungs<br />

sind, wird deutlich, dass die 34-Prozent-<br />

Senkung eine Herausforderung darstellt,<br />

da sich die Emissionsquellen nicht ohne<br />

Weiteres abstellen lassen“, stellte Schulze-<br />

Lefert fest.<br />

Beispielhaft stellte er THG-Emissionen eines<br />

Betriebes mit 250 Kühen vor. Aus der<br />

Güllesystematik ergibt sich, dass 80,88<br />

Kilogramm (kg) CO 2<br />

-Äquivalent pro Kuh<br />

durch Ammoniak-(NH 3<br />

)-Emissionen aus<br />

dem Stall entweichen. 14,56 kg CO 2<br />

-Äquiv.<br />

entstehen pro Kuh an NH 3<br />

-Emissionen aus<br />

dem Güllelager. 120,71 kg CO 2<br />

-Äquivalent<br />

pro Kuh entweichen in Form von Lachgas<br />

(N 2<br />

O) aus dem Güllelager. 1.020,13 kg<br />

CO 2<br />

-Äquivalent pro Kuh setzt das Güllelager<br />

in Form von CH 4<br />

frei. In Summe emittiere<br />

der Tierbestand 309,07 Tonnen CO 2<br />

-<br />

Äquivalent aus der Güllelagerung sowie<br />

dem Stall.<br />

Würde diese Gülle in einer Biogasanlage<br />

vergoren, dann blieben die NH 3<br />

-Emissionen<br />

aus dem Stall gleich. Aber die NH 3<br />

-<br />

Emissionen sowie die Lachgas- und die<br />

Methan emissionen aus der Güllelagerung<br />

seien um den Faktor 10 geringer. Das führe<br />

dazu, dass nur noch etwa 49 Tonnen CO 2<br />

-<br />

Äquivalent übrig blieben. Das wäre ein<br />

Minus von 84,11 Prozent. Aber das Methan,<br />

das im Blockheizkraftwerk (BHKW)<br />

verbrannt werde, setze wieder CO 2<br />

frei. So<br />

Substratwechsel wirft viele<br />

Fragen auf<br />

„Problematisch im Zusammenhang mit der<br />

Güllenutzung ist, dass viel Wasser transportiert<br />

wird und relativ wenig Energie. Hinzu<br />

kommen Aspekte der Tierseuchenabwehr.<br />

Lagerraum ist jedoch das Thema Nummer<br />

eins, weil nach der aktuellen AwSV güllegenehmigte<br />

Lagerbehälter nicht für Gärdünger<br />

genutzt werden dürfen. Eine Umgenehmigung<br />

ist je nach Landkreis auch<br />

sehr schwierig“, erläuterte Schulze-Lefert.<br />

Bei separierter Gülle sei die Verschiebung<br />

von Phosphor in die Feststoffe ein Problem.<br />

Bei der Mistlagerung an den Biogasanlagen<br />

würden häufig Fehler gemacht. Bei jedem<br />

dampfenden Misthaufen würden Geldscheine<br />

„verbrannt“. Weiteres Problem:<br />

Pferdemist sei im EEG 2009 nicht güllebonusfähig.<br />

Es gebe verschiedene Gründe, warum ein<br />

Betrieb Wirtschaftsdünger abgibt: entweder,<br />

um Abgabekosten zu stabilisieren<br />

oder sogar zu reduzieren. Denn man dürfe<br />

nicht vergessen: Wirtschaftsdünger in Biogasanlagen<br />

zu bringen sei aktive Konkurrenzvernichtung<br />

auf der Wirtschaftsdünger-<br />

Ausbringungsseite. „Das heißt, wenn man<br />

einen Hektar Schweinegülle in die Biogasanlage<br />

fährt, kann man den auf dem freigewordenen<br />

Hektar auch wieder ausbringen.<br />

Im Gegensatz dazu: Wer einen Hektar<br />

Mais in die Biogasanlage fährt, bringt mehr<br />

Nährstoffe in die Anlage hinein. Der benötigt<br />

1,3 bis 1,4 Hektar, um die Nährstoffe<br />

wieder sinnvoll verwerten zu können. Andererseits<br />

ist vorher auch kein Hektar frei<br />

geworden“, verdeutlichte Schulze-Lefert.<br />

Bei der Bestandsaufnahme der Biogasanlage<br />

vor dem Wirtschaftsdüngereinsatz seien<br />

deren Technikzustand und deren generelle<br />

Eignung zu begutachten. Ferner seien die<br />

Inputmengen und ihre Kosten sowie die<br />

Gärdüngerverwertungswege und deren Kosten<br />

zu identifizieren. Schulze-Lefert mahnte:<br />

„Wir müssen immer die EEG-Grenzen<br />

im Hinterkopf haben und auch die Grenzen<br />

der Genehmigung der Biogasanlage. Außer-<br />

FOTO: ADOBE STOCK_COUNTRYPIXEL<br />

42

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

„Wir müssen immer die EEG-Grenzen im<br />

Hinterkopf haben und auch die Grenzen der<br />

Genehmigung der Biogasanlage“<br />

dem sind die biologischen<br />

Prozessgrenzen<br />

im Blick zu behalten,<br />

wenn der Substratmix<br />

variiert werden soll.“<br />

Er empfahl sowohl den<br />

technischen als auch ökonomischen Status<br />

quo der Anlage zu ermitteln. Anschließend<br />

sei dann eine Stärken-Schwächen-Analyse<br />

vorzunehmen. Habe man beispielsweise<br />

festgestellt, dass die Prozesseffektivität<br />

bescheiden ist, dann könne man daran arbeiten,<br />

Mängel zu finden und versuchen,<br />

die Effizienz zu verbessern. Sehr oft gebe<br />

es aber nur sehr komplexe Lösungsansätze.<br />

Die finde man am besten mit einem<br />

Kalkulationsprogramm, in dem die lineare<br />

Programmierung möglich ist. Es gebe sehr<br />

viele Randbedingungen, die auf die Substratauswahl<br />

einwirken. Am Ende stehe dann<br />

eine qualifizierte Entscheidung.<br />

Schulze-Lefert gab dazu ein Beispiel auf<br />

Excelbasis zu einem Musterbetrieb. Ein<br />

vielfältiger Substratmix reduziere zwar die<br />

Abhängigkeit und schaffe Entlastung in<br />

Dürrejahren, er könne aber auch zu komplexen<br />

Problemen führen. Und immer sei<br />

zu beachten: notwendige Investition in<br />

Abhängigkeit von der restlichen Laufzeit<br />

zu betrachten. Der Biogasexperte geht davon<br />

aus, dass die reine Anbaubiomasse,<br />

die eingesetzt werden kann, immer weiter<br />

begrenzt wird. Er vertrat auch die Ansicht,<br />

dass Anbaubiomasse nicht die Zukunft gehört.<br />

Neue Substratquellen ergäben sich eventuell<br />

durch neue Düngungs- oder Pflanzenschutzauflagen.<br />

Stroh sieht er als potenzielle<br />

Quelle, wobei er von mehr Spreu ausgeht.<br />

„Spreunutzung bedeutet weniger Herbizidaufwand“,<br />

betonte Schulze-Lefert. Gerade<br />

die Maisstrohnutzung bringe phytosanitäre<br />

Vorteile in der Fruchtfolge für den Getreideanbau.<br />

Neue Substrate könnten aufgrund<br />

ökologischer Auflagen, wie zum Beispiel<br />

Insektenschutz oder Landschaftspflege,<br />

in die Biogasanlagen<br />

gelangen. Laut<br />

Schulze-Lefert sieht es<br />

danach aus, dass die<br />

Landwirtschaft die Klimaschutzauflagen<br />

nur<br />

durch mehr Gülle- und Mistvergärung erreicht.<br />

Es gebe erste Stimmen, die deutlich<br />

sagen würden, dass es in 2035 nur eine<br />

Tierhaltung in Deutschland gibt, die Zugang<br />

zu einer Biogasanlage hat. Vor allem<br />

sieht er Forschungsbedarf hinsichtlich der<br />

Wechselwirkungen bei der gemeinsamen<br />

Lagerung unterschiedlicher Substrate. Dabei<br />

sei eine Frage, wie die Substrate sich im<br />

Stapel gegenseitig positiv beeinflussen und<br />

oder negative Effekte vermieden werden.<br />

Roland Schulze-Lefert<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 />

43

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

BIOGAS-INNOVATIONSKONGRESS<br />

Biogas-Wasserstoff<br />

massiv fördern<br />

Ende November fand der Biogas-Innovationskongress 2020 internetbasiert als digitale<br />

Veranstaltung statt. Rund 120 Personen hatten sich zu der Tagung angemeldet. Zahlreiche<br />

thematisch sehr unterschiedliche Vorträge aus Wissenschaft und Wirtschaft spiegelten<br />

auch im vergangenen Jahr die Innovationskraft der Biogasbranche wider. Wir beleuchten<br />

einen kleinen Ausschnitt.<br />

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

Würde die gesamte in<br />

Deutschland produzierte<br />

Biogasmenge per<br />

Dampfreformierung<br />

in Wasserstoff umgewandelt,<br />

dann könnten<br />

damit alle heute in<br />

Deutschland fahrenden<br />

Lkw betrieben werden.<br />

Wasserstoff aus Erdgas per Dampfreformierung<br />

zu gewinnen, ist Stand<br />

der Technik. Aber ist es auch möglich,<br />

Wasserstoff (H 2<br />

) aus Rohbiogas<br />

zu gewinnen mit demselben Prozess?<br />

Maximilian Schleupen von der RWTH Aachen University,<br />

Institut für Industrieofenbau und Wärmetechnik,<br />

berichtete darüber. Er forderte gleich zu Beginn seines<br />

Vortrages: „Biogas sollte als Rohstoff in Zukunft nicht<br />

vernachlässigt werden. Jede erneuerbare Energiequelle<br />

wird gebraucht, um 2050 Klimaneutralität zu erreichen.“<br />

Auch Bundeswirtschaftsminister Peter Altmaier hat<br />

die Bedeutung des Energieträgers Wasserstoff erkannt<br />

und nennt ihn „Schlüsselrohstoff für eine langfristige<br />

nachhaltige Energiewende“. Schleupen ist der Auffassung,<br />

dass nur „grüner Wasserstoff“, der auf der Basis<br />

Erneuerbarer Energien hergestellt wurde, nachhaltig<br />

ist. Wer in Zukunft Wasserstoff verkaufen wolle, müsse<br />

gewährleisten, dass die Kundenseite jederzeit den<br />

Energieträger zur Verfügung hat.<br />

„Grüner Wasserstoff wird derzeit hauptsächlich in der<br />

Reihenfolge gedacht, dass mit Ökostrom Elektrolyseure<br />

betrieben werden, die H 2<br />

produzieren“, bemängelte<br />

Schleupen. Wie über den Energieträger diskutiert wird<br />

und wo Wasserstoff tatsächlich steht, zeigte er anschließend<br />

auf. Die Fahrer von Wasserstoff-Fahrzeugen<br />

würden sagen, H 2<br />

habe Vorteile, weil mit ihm in drei<br />

Minuten ein Fahrzeug getankt werden kann und auch<br />

die Reichweite relativ groß ist. Die batterieelektrischen<br />

Fahrer würden dagegenhalten und sagen, dass der Wirkungsgrad<br />

eine Katastrophe ist.<br />

Wie sieht es aber tatsächlich aus? Schleupen verglich<br />

zunächst einmal das a) batteriebetriebene Elektroauto<br />

mit dem b) Brennstoffzellen-Auto. Zu a): Wenn 100<br />

Prozent Ökostrom produziert werden, dann werden<br />

aufgrund von Leitungsverlusten nur 95 Prozent davon<br />

übertragen. Bei der Batterieladung stehen noch 90 Prozent<br />

zur Verfügung, weil der Ladevorgang Verluste hat.<br />

In der Batterie selbst sind dann noch 86 Prozent der<br />

Ursprungsenergie enthalten. Der Elektromotor und die<br />

Mechanik (Antriebstrang) verursachen weitere Über-<br />

FOTO: ADOBE STOCK_AA+W<br />

44

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

GRAFIK: ADOBE STOCK_J-MEL<br />

tragungsverluste, sodass schließlich am Rad noch 69<br />

Prozent der ursprünglich erzeugten Energie verfügbar<br />

sind.<br />

Zu b): Wieder werden 100 Prozent Ökostrom erzeugt.<br />

Leistungsverluste und Verluste bei der Erzeugung von<br />

Wasserstoff mittels Elektrolyse sorgen dafür, dass<br />

noch 67 Prozent der Ursprungsenergie im Wasserstoff<br />

enthalten sind. Weitere Energieverluste ergeben sich<br />

durch Kompression/Transport, Brennstoffzelle, Elektromotor<br />

und Antriebsstrang. Schließlich können nur<br />

noch 26 Prozent des einmal erzeugen Stroms für die<br />

Mobilität genutzt werden.<br />

„Nun könnte man auf den ersten Blick sagen, dass<br />

das alles keinen Sinn macht. Aber wenn überschüssiger,<br />

kostengünstiger erneuerbarer Strom zur Verfügung<br />

steht, dann machen die Pfade schon Sinn. Aber die<br />

direkte elektrische Nutzung ist immer im Vorteil“, verdeutlichte<br />

Schleupen. Dann stellte er einen Vergleich<br />

an, was es bedeutet, wenn 100 Prozent Rohbiogas der<br />

Ausgangsenergieträger ist.<br />

Biogas kann mithalten<br />

Beispiel a) Batteriebetriebenes Auto: 100 Prozent<br />

Rohbiogas werden im Blockheizkraftwerk (BHKW)<br />

mit 38 bis 40 Prozent elektrischem Wirkungsgrad verstromt.<br />

Das heißt, etwa 40 Prozent der Rohgasenergie<br />

lassen sich in Strom umwandeln. Der Strom muss<br />

übertragen werden und hat Leitungsverluste und die<br />

Ladung der Batterie ist auch mit Verlusten verbunden.<br />

34 Prozent der Ursprungsenergie befinden sich nur<br />

noch in der Batterie. Der Elektromotor im Auto und der<br />

Antriebsstrang haben Verluste, sodass etwa 28 Prozent<br />

der Ausgangsenergie die Räder antreiben.<br />

Beispiel b) Brennstoffzellen-Auto: H 2<br />

wird mittels<br />

Dampfreformierung produziert: 100 Prozent Rohgas<br />

gehen in die Dampfreformierung. Die wiederum hat<br />

Energieverluste, sodass 65 Prozent der Ursprungsenergie<br />

im Wasserstoff enthalten sind. Dann sind<br />

wieder Energieverluste durch Kompression/Transport,<br />

Brennstoffzelle, Elektromotor und Antriebsstrang zu<br />

berücksichtigen. So bleiben noch 29 Prozent der Ausgangsenergie<br />

für den Antrieb der Räder übrig.<br />

Beispiel c) CNG-Auto: 100 Prozent Rohgas müssen<br />

aufbereitet und verdichtet werden. Das heißt, im<br />

Biomethan sind noch 94 Prozent der Ausgangsenergie<br />

enthalten. Der Verbrennungsmotor hat mit einem<br />

Wirkungsgrad von 30 Prozent große Verluste und auch<br />

der Antriebsstrang hat Energieverluste. So kommen<br />

maximal 27,5 Prozent der Ursprungsenergie an den<br />

Rädern an.<br />

„Wenn wir Biogas als Energiequelle haben, dann<br />

macht es eigentlich keinen Unterschied mehr, welche<br />

Mobilitätsform wir wählen. Und so ist auch H 2<br />

aus<br />

der Rohbiogas-Dampfreformierung sehr interessant.<br />

Daher muss Biomethan als CNG in Nutzfahrzeugen<br />

eingesetzt werden und H 2<br />

in leichteren Fahrzeugen“,<br />

betonte der Referent.<br />

Die Dampfreformierung: Sie benötigt eine Prozessenergie<br />

von rund 850 Grad Celsius und sie braucht methanhaltiges<br />

Gas. 80 Prozent des biogenen Gasstroms<br />

können laut Schleupen direkt für die Umwandlung genutzt<br />

werden. Etwa 20 Prozent des erzeugten Biogases<br />

werde zur Bereitstellung der Prozesswärme benötigt.<br />

Das sei aber kein Problem, denn die Wärme gehe nicht<br />

komplett verloren.<br />

Er räumte gleichwohl aber ein, dass es Abgaswärmeverluste,<br />

Kühlwasserwärmeverluste und Wärmeverluste<br />

über die Außenwand des Dampfreformierers<br />

gibt. Diese Verluste ließen sich aber nutzen, um<br />

zum Beispiel die Gärbehälter damit zu beheizen. Aus<br />

dem Dampfreformer komme ein Synthesegas heraus.<br />

Das sei ein H 2<br />

-CO 2<br />

-Gemisch. Das werde gekühlt und<br />

in die PSA-(Pressure Swing Adsorption, deutsch:<br />

Druckwechseladsorption)-Gasreinigungstufe gegeben.<br />

Am Schluss stehen 66 Prozent der Ausgangsenergie in<br />

Form von Wasserstoff zur Verfügung. Die Dampfreformierung<br />

sei für die Wasserstoffgewinnung aus Erdgas<br />

ein gängiges Verfahren, nur mit Biogas noch nicht erprobt.<br />

Das Biogas müsse entschwefelt werden, da nur<br />

Biogas in den Dampfreformer darf, das sehr niedrige<br />

Schwefelwasserstoffgehalte aufweist.<br />

Wie Schleupen weiter informierte erzeugen in Deutschland<br />

derzeit rund 9.500 Biogasanlagen etwa 32,5 Terawattstunden<br />

(TWh) Strom. Würde man die Gasmenge<br />

nehmen, die diese Strommenge produziert, dann könnte<br />

daraus Wasserstoff produziert werden. Das verblüffende<br />

ist, dass aus diesem Energieträger plötzlich 58,3<br />

TWh Energie zur Verfügung stehen. Zum Vergleich:<br />

die heute in Deutschland produzierte jährliche Solarstrommenge<br />

beläuft sich auf rund 47,5 TWh. Würden<br />

damit Elektrolyseure betrieben, dann könnten daraus<br />

nur 33,3 TWh als Wasserstoff gewonnen werden.<br />

45

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Tobias Weide von der FH Münster in Steinfurt beschäftigt sich mit der „Dunklen Fermentation“ zur<br />

Tobias Weide von der FH Münster in Steinfurt beschäftigt sich mit der „Dunklen Fermentation“ zur<br />

Wasserstoffproduktion. Hier Biogas-Innovationskongresses.<br />

– hier während seines Vortrags im Rahmen des Biogas-Innovationskongresses.<br />

Er hat ein zweistufiges erzeugen lässt Verfahren gegenüber entwickelt, der konventionellen in dem sich zwischen Biogasproduktion. 5 und 6 Prozent mehr<br />

Er hat ein zweistufiges Verfahren entwickelt, in dem sich zwischen 5 und 6 Prozent mehr an<br />

Gesamtenergie an<br />

Gesamtenergie erzeugen lässt gegenüber der konventionellen Biogasproduktion.<br />

Maximilian Schleupen von der RWTH Aachen University, Institut für Industrieofenbau<br />

Maximilian Schleupen von der RWTH Aachen University, Institut für Industrieofenbau und<br />

Er sagte: „Wenn heute ein H2-Produktion in auf Basis von Ökostrom, nicht<br />

und Wärmetechnik. Er sagte: „Wenn heute eine H<br />

überschüssigem Ökostrom, aufgebaut würde, dann 2<br />

-Produktion in Deutschland auf Basis<br />

ist es am effizientesten, wenn der H2-Ausbau auf<br />

der<br />

von<br />

Basis<br />

Ökostrom,<br />

von Biogas<br />

nicht überschüssigem<br />

geschieht. Denn<br />

Ökostrom,<br />

das bringt<br />

aufgebaut<br />

uns energiewirtschaftlich<br />

würde, dann ist es<br />

mehr<br />

am<br />

Energie als die<br />

Elektrolyse.“<br />

effizientesten, wenn der H 2<br />

-Ausbau auf der Basis von Biogas geschieht. Denn das bringt<br />

uns energiewirtschaftlich mehr Energie als die Elektrolyse.“<br />

Biogas in Wasserstoff umwandeln –<br />

Kraftstoff für alle Lkw in Deutschland<br />

„Wenn heute eine H 2<br />

-Produktion in Deutschland auf<br />

Basis von Ökostrom, nicht überschüssigem Ökostrom,<br />

aufgebaut würde, dann ist es am effizientesten, wenn<br />

der H 2<br />

-Ausbau auf der Basis von Biogas geschieht.<br />

Denn das bringt uns energiewirtschaftlich mehr<br />

Energie als die Elektrolyse“, hob Schleupen hervor.<br />

Die Biogasmenge, die 32,5 TWh Stromproduktion<br />

bereitstellt, würde durch die Dampfreformierung zu<br />

1,75 Milliarden Kilogramm Wasserstoff werden. Das<br />

wäre, so Schleupen, die Kraftstoffmenge, mit der alle<br />

heute in Deutschland fahrenden Lkw versorgt werden<br />

könnten, wenn sie mit einer Brennstoffzelle ausgerüstet<br />

wären. Oder: Alle Busse in Deutschland könnten<br />

mit Wasserstoff betrieben werden, wenn nur etwa 10<br />

Prozent der verfügbaren Biogasmenge zu Wasserstoff<br />

umgewandelt würden.<br />

Das Fraunhofer ISE habe in 2018 eine interessante<br />

Studie veröffentlicht, in der die Stromgestehungskosten<br />

für neue Stromproduktion aus verschiedenen<br />

Quellen an den besten Standorten in Deutschland<br />

dargestellt worden sind. Steinkohle schnitt dabei mit<br />

6 bis 10 Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh) ab. Windenergie<br />

Onshore: 4 bis 8 ct/kWh. Windenergie Offshore:<br />

8 bis 14 ct/kWh. PV klein: 8 bis 12 ct/kWh. PV<br />

groß: 4 bis 8 ct/kWh und Biogas mit 10 bis 15 ct/kWh.<br />

Aber wenn man die Wasserstoffenergiekosten anschaue,<br />

dann ergebe sich folgendes Bild: Steinkohle<br />

schnitt dabei mit 10 bis 15 Cent pro Kilowattstunde<br />

(ct/kWh) ab. Windenergie Onshore: 6 bis 12 ct/kWh.<br />

Windenergie Offshore: 12 bis 20 ct/kWh. PV klein:<br />

12 bis 17 ct/kWh. PV groß: 5 bis 12 ct/kWh und Biogas<br />

(Dampfreformierung) mit 5 bis 8 ct/kWh. „Jetzt<br />

wird deutlich, dass Biogas konkurrenzfähig wird mit<br />

den besten Erneuerbare-Energien-Standorten in<br />

Deutschland. Das heißt, die H 2<br />

-Produktion könnte für<br />

Bestandsanlagen eine interessante Lösung sein“, unterstrich<br />

Schleupen. Wie die Lösung aussehen kann,<br />

zeigte er an folgendem Beispiel: eine Bestandsbiogasanlage<br />

hat eine installierte elektrische Leistung von<br />

400 Kilowatt. Die Anlage produziert pro Stunde etwa<br />

170 Normkubikmeter Rohgas. Sie bekommt eine<br />

Stromvergütung von 20 ct/kWh.<br />

Grüner Biogas-Wasserstoff preiswerter als<br />

grauer fossiler Wasserstoff<br />

Wenn die Anlage in eine Dampfreformierung mit<br />

PSA investiert, dann wird sie das rund 1,3 Millionen<br />

Euro kosten. Sie könnte aber, wenn man die 20 ct<br />

Stromvergütung zugrunde legt, für 4,40 Euro pro<br />

Kilogramm (kg) Wasserstoff produzieren. Wenn der<br />

Gärsubstratmix hin zu kostengünstigeren Substraten<br />

verändert wird, dann lässt sich die H 2<br />

-Produktion sicherlich<br />

noch etwas preiswerter realisieren. Die Anlage<br />

könnte dann 18 kg H 2<br />

pro Stunde oder 430 kg H 2<br />

pro Tag oder 150 Tonnen H 2<br />

pro Jahr produzieren, hat<br />

Schleupen berechnet.<br />

Ein Bus verbrauche rund 25 kg H 2<br />

pro Tag. Die Biogasanlage<br />

könnte beispielsweise jeden Tag gut 17 Busse<br />

mit Wasserstoff versorgen. Vor der Steuersenkung in<br />

2020 kostete grauer Wasserstoff 9,50 Euro pro kg brutto.<br />

Netto sind das 7,98 Euro pro kg. Grüner Wasserstoff<br />

kann nach Schleupens Kalkulation schon für 7,58 Euro<br />

pro kg angeboten werden. Und je nach Gärsubstratmix<br />

lassen sich mit dem Biomethan-Wasserstoff negative<br />

Treibhausgaswerte erzielen.<br />

Bei einem angenommenen CO 2<br />

-Treibhausgasquotenpreis<br />

von 470 Euro pro Tonne könnten über den Quotenhandel,<br />

wenn Biomethan zu 100 Prozent aus Gülle<br />

produziert wird, 10,92 Euro pro Kilogramm H 2<br />

erlöst<br />

werden. Bei 150 Euro pro Tonne wären es 3,49 Euro<br />

pro kg H 2<br />

und bei 25 € pro Tonne wären es lediglich<br />

0,58 Euro pro kg H 2<br />

. „Biogas ist derzeit in Deutschland<br />

die sinnvollste erneuerbare Energiequelle zur Produktion<br />

von grünem Wasserstoff“, so Schleupens Schluss-<br />

Statement.<br />

SREENSHOTS: MARTIN BENSMANN<br />

46

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

Anlagenbau<br />

Wasserstoff aus „Dunkler<br />

Fermentation“<br />

Mit der grünen Wasserstoffproduktion<br />

beschäftigt sich auch Tobias Weide von<br />

der Fachhochschule Münster, wissenschaftlicher<br />

Mitarbeiter im Fachbereich<br />

Energie, Gebäude, Umwelt in Steinfurt.<br />

Jedoch befasst er sich im Rahmen seiner<br />

wissenschaftlichen Untersuchungen nicht<br />

mit dem Prozess der Dampfreformierung,<br />

sondern mit der sogenannten „Dunklen<br />

Fermentation“. Es heißt dunkle Fermentation,<br />

weil die Wasserstoffproduktion keine<br />

Lichtquelle benötigt und unter Lichtausschluss<br />

funktioniert. Aus Sicht der Bio-<br />

Wasserstoff-Produktion wird in lichtabhängige<br />

und lichtunabhängige H 2<br />

-Produktion<br />

unterschieden.<br />

Bei der dunklen Fermentation können<br />

biogene Reststoffe bei Temperaturen zwischen<br />

35 und 55 Grad Celsius H 2<br />

produzieren.<br />

Energetisch gesehen handelt es sich<br />

laut Weide um ein Low-Input-Verfahren.<br />

Es habe zudem ein gutes CO 2<br />

-Minderungspotenzial.<br />

„Nachteil ist noch, dass wir die<br />

dunkle Fermentation zurzeit nur im halbtechnischen<br />

Maßstab erproben können.<br />

Wenn wir mit unserem Verfahren H 2<br />

produzieren<br />

können wollen, dann müssen wir<br />

es schaffen, vor der Essigsäureproduktion<br />

den biologischen Prozess zu stoppen, die<br />

die Säure wird sonst verstoffwechselt. Das<br />

Gleiche würde mit dem Wasserstoff geschehen,<br />

den würden wir verlieren“, informierte<br />

der junge Wissenschaftler.<br />

Deswegen hat er sich ein Verfahren überlegt,<br />

mit dem der Prozess gestoppt werden<br />

kann. Er macht das über die pH-Wert-<br />

Regulierung. „Wir arbeiten in einem sehr<br />

sauren Bereich, so bei pH 5. Der Impfschlamm<br />

kommt aus einer Biogasanlage,<br />

der thermisch bei 80 Grad Celsius für zwei<br />

Stunden vorbehandelt wird. Dadurch werden<br />

vor allem die methanogenen Mikroorganismen<br />

ausgeschaltet. So überleben die<br />

Mikroorganismen, die pH-Wert- und temperaturresistent<br />

sind“, erläuterte Weide.<br />

Zweistufiges Verfahren konzipiert<br />

Der Mikrobiologe Rudolf Thauer habe<br />

schon 1976 festgestellt, dass rund 33 Prozent<br />

der Energie des Gases in Wasserstoff<br />

bei der dunklen Fermentation gespeichert<br />

werden. Bei der Methangärung werden, so<br />

Weide, 85 Prozent der Energie nutzbar. Da<br />

könne man die Frage stellen, ob es überhaupt<br />

sinnvoll ist, an der Stelle Wasserstoff<br />

zu erzeugen. Darum hat sich Weide ein Verfahren<br />

überlegt, das möglichst effizient ist.<br />

So hat er ein zweistufiges Verfahren konzipiert,<br />

bei dem der Biogasprozess räumlich<br />

voneinander getrennt wird.<br />

Das heißt, in einem Bioreaktor werden am<br />

Ende nur noch CH 4<br />

und CO 2<br />

, das abgetrennt<br />

wird, erzeugt. Die Säuren der ersten<br />

Stufe, in denen noch Energie steckt, gehen<br />

in die methanogene zweite Stufe. In<br />

dem ersten Reaktor finden die Hydrolyse<br />

und die Versauerung statt. Dabei wird Wasserstoff<br />

produziert, der zusammen mit dem<br />

CO 2<br />

abgetrennt wird. „In dem zweistufigen<br />

Verfahren lassen sich 5,7 Prozent mehr an<br />

Gesamtenergie erzeugen als bei einem reinen<br />

Biogasverfahren“, sagte Weide.<br />

In Deutschland würden rund 40 Millionen<br />

Tonnen Reststoffe anfallen, die für die<br />

biologische Wasserstoffproduktion mittels<br />

dunkler Fermentation geeignet sind.<br />

In den Niederlanden sind es gut 10 Millionen<br />

Tonnen. Davon würden aktuell 10<br />

Prozent energetisch genutzt. „Würde das<br />

gesamte Potenzial komplett energetisch<br />

ausgeschöpft, ließen sich etwa 10 bis 20<br />

TWh pro Jahr an Wasserstoff gewinnen“,<br />

machte der Referent deutlich.<br />

Süße Reststoffe gut für die<br />

Dunkle Fermentation<br />

Gut geeignet seien vor allem zucker- und<br />

stärkehaltige Reststoffe, wie zum Beispiel<br />

Brauereiabwässer, Abwässer aus der stärke-<br />

und zuckerverarbeitenden Industrie<br />

oder Abwässer aus der Nahrungsmittelindustrie.<br />

Die Nutzung von Gülle, Gärresten<br />

und Faulschlamm sei möglich, aber wenig<br />

erprobt. Der Vorteil der Dunklen Fermentation<br />

sei auch, dass sie gegenüber<br />

konventionellen anaeroben Verfahren zusätzlich<br />

Wasserstoff bereitstelle. Zuckerbeziehungsweise<br />

stärkehaltige Abwässer<br />

würden Wasserstofferträge von 90 bis 160<br />

Normliter pro kg organische Trockensubstanz<br />

liefern. Der Wasserstoffanteil im<br />

Gasgemisch betrage 50 Volumenprozent.<br />

Weide sieht weiteren Entwicklungsbedarf<br />

hin zur großtechnischen Realisierung.<br />

Weide hat für seine Forschungsarbeit<br />

zusammen mit Dr.-Ing Elmar Brügging,<br />

ebenfalls FH Münster, Standort Steinfurt,<br />

den Biogas-Innovationspreis 2020 der<br />

deutschen Landwirtschaft in der Kategorie<br />

Wissenschaft aus den Händen von Udo<br />

Hemmerling, stellvertretender Generalssekretär<br />

im Deutschen Bauernverband,<br />

47<br />

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AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

und Prof. Dr. Michael Nelles, wissenschaftlicher Geschäftsführer<br />

des Deutschen Biomasseforschungszentrum,<br />

überreicht bekommen. Siehe auch Seite 5.<br />

Schweinegülle in der Hochlastvergärung<br />

Interessant war auch der Vortrag von Dr. Sc. agr. Daniel<br />

Baumkötter, der ebenfalls an der FH Münster, Fachbereich<br />

Maschinenbau, als wissenschaftlicher Mitarbeiter<br />

tätig ist. Er stellte das Projekt Bio-Smart vor.<br />

Darin geht es um die Biogasproduktion in Hochlastfermentern.<br />

Die Projektlaufzeit war im November letzten<br />

Jahres zur Hälfte abgelaufen. Er begann seinen Vortrag<br />

damit, die Frage zu erörtern, warum Biogas in Hochlastfermentern<br />

betrieben werden sollte. „Wenn man<br />

sich mit dem Vergären von Gülle beschäftigt, muss<br />

man feststellen, dass es eigentlich kein vernünftiges<br />

Verfahren gibt, mit dem wir die Gülle, insbesondere<br />

Schweinegülle mit niedrigen Trockensubstanzgehalten,<br />

vergären können. Da haben wir uns nach Alternativen<br />

umgesehen“, ließ Dr. Baumkötter einblicken.<br />

So seien sie zur Hochlastfermentation gekommen, die<br />

in der industriellen Lebensmittel- und Zellstoffindustrie<br />

zur Abwasserreinigung beheimatet ist. Schweinegülle<br />

komme in großen Mengen vor und habe daher<br />

ein großes Biogaspotenzial. Reststoffe hätten einen<br />

gewissen Kostenvorteil, da sie nicht extra angebaut<br />

werden müssten. Diese Potenziale sollten durch die<br />

anaerobe Hochlastfaulung gehoben werden.<br />

Derzeit würden die Anlagen in halbtechnischem Maßstab<br />

betrieben und selbst gebaut. So würden Grundlagen<br />

geschaffen für ein Upscaling. Parallel würden<br />

Konzepte und Geschäftsmodelle entwickelt. Das übergeordnete<br />

Ziel sei die Erhöhung der Güllevergärung.<br />

Üblicherweise würden mit der Hochlastfaulung hoch<br />

organisch belastete Abwässer behandelt. „Bei den<br />

Güllen haben wir es dagegen mit Medien zu tun, die<br />

eine gewisse organische Fracht bei geringer Partikelgröße<br />

aufweisen. Wir brauchen Substrate mit niedrigen<br />

Trockensubstanzgehalten, idealerweise unter 2<br />

Prozent“, teilte Dr. Baumkötter mit.<br />

Mikroorganismen werden zurückgehalten<br />

Im Projekt, so der wissenschaftliche Mitarbeiter, wird<br />

die Gülle separiert. Anschließend wird im Hochlastfermenter<br />

nur das Filtrat behandelt. Ein großer Vorteil<br />

des System sei die Rückhaltung der Mikroorganismen.<br />

Das heißt, im Vergleich zu einer konventionellen Biogasanlage<br />

verbleibt der Großteil der Mikroorganismen<br />

im Fermenter. Die Verweilzeit im Fermenter beträgt nur<br />

vier bis zehn Tage bei hoher Gärraumbelastung und<br />

voller Ausschöpfung des Biogaspotenzials. Dadurch<br />

sei insgesamt ein geringeres Fermentervolumen erforderlich.<br />

Im Projekt sind die Fermenter sogenannte EGSB-<br />

Reaktoren (EGSB = expanded granular sludge bed<br />

reactor). Die Mikroorganismen aggregieren zu Pellets.<br />

Idealerweise wird der Reaktor zu Beginn mit Pellets<br />

angeimpft, sodass sich weitere Mikroorganismen daran<br />

ansiedeln können. Die verbleiben als Schlammbett<br />

in dem Gärreaktor. Das heißt, sie werden mit dem<br />

Substratüberlauf nicht ausgespült. Der Zufluss von<br />

Rezirkulat und anfallendem Abwasser geschieht von<br />

unten in den Reaktor. Es handelt sich dabei um ein<br />

Aufstromverfahren. So muss auch nicht mechanisch<br />

gerührt werden.<br />

Es findet lediglich eine hydraulische Umwälzung des<br />

Reaktorinhalts statt. Im Kopf des Reaktor befindet sich<br />

laut Dr. Baumkötter eine Drei-Phasen-Abscheideeinrichtung.<br />

Die halte zum einen den Pelletsschlamm<br />

zurück und zum anderen scheide sie das Biogas ab. So<br />

ein Fermenter sei als Zusatzmodul gut in Bestandsanlagen<br />

integrierbar.<br />

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BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

Drei Gärreaktoren getestet<br />

Im Projekt wurden drei halbtechnische Versuchsanlagen<br />

für die Verwertung von Schweinegülle aufgebaut.<br />

Es handelt sich dabei um zwei Festbett- und<br />

einen EGSB-Reaktor. Die Festbettreaktoren wurden<br />

mit unterschiedlichen Füllkörpern befüllt. Zum einen<br />

mit Sattelfüllkörpern und zum anderen mit Hiflow-<br />

Füllkörpern. Getestet wurden zwei unterschiedliche<br />

Schweinegüllen. Einmal wurde Ferkelgülle und einmal<br />

Mastschweinegülle verwendet. Beide Güllen wurden<br />

separiert. Das Filtrat hatte immer unter 2 Prozent Trockensubstanzgehalt.<br />

Ergebnis: „Wir haben unterschiedliche Abbaukinetiken<br />

und Biogaserträge im Batchtest und auch im kontinuierlichen<br />

Versuch festgestellt. Das Biogaspotenzial hat<br />

enormen Einfluss darauf, wie gut die Anlage funktioniert<br />

und wie sie sich wirtschaftlich darstellt. Wir konnten<br />

in allen drei Reaktoren einen stabilen, kontinuierlichen<br />

Betrieb mit sieben Tagen Verweilzeit nachweisen.<br />

Es gab kaum messbare Unterschiede zwischen den<br />

Reaktorsystemen. Nachteil der Festbettreaktoren ist<br />

jedoch, dass die Füllkörper hohe Kosten verursachen.<br />

Das war dann auch der Grund dafür, im Nachfolgeprojekt<br />

auf EGSB-Reaktoren zu setzen“, informierte Dr.<br />

Baumkötter. Doch damit nicht genug: weitere Substrate<br />

wurden untersucht. Diese waren:<br />

ffseparierte Rindergülle,<br />

ffseparierte Mastschweinegülle,<br />

ffstärkehaltiges Abwasser,<br />

ffPresssaft aus Zuckerrüben<br />

ffund Glycerin.<br />

Ausgangspunkt der Überlegung war, überwiegend Gülle<br />

mit einem hochkalorischen Kosubstrat zu vergären. So<br />

wurden die beiden Güllen gemischt mit Zuckerrüben-<br />

Presssaft oder dem stärkehaltigen Abwasser und erzielten<br />

damit die besten Ergebnisse.<br />

Ferkelgülle: günstige<br />

Stromgestehungskosten<br />

Dr. Baumkötter hat die Ergebnisse beispielhaft auf<br />

eine 75-kW-Gülleanlage übertragen. Wenn die Anlage<br />

ausschließlich das Güllefiltrat am Standort verwendet<br />

und der Feststoff zu einer anderen Biogasanlage gefahren<br />

wird, dann verursacht die Anlage einen jährlichen<br />

Güllebedarf von 27.000 m³ bis 52.000 m³. Bei vier<br />

Tagen Verweilzeit erzielt die Ferkelgülle Stromgestehungskosten<br />

von 18 ct/kWh, die Mastschweinegülle<br />

von 35 ct/kWh.<br />

Zweites Beispiel: Eine Bestandsanlage, 500-kW-Nawa-<br />

Ro-Anlage, wird um eine Hochlastfaulung ergänzt und<br />

geht mit 250 kW Bemessungsleistung in die Ausschreibung.<br />

Die Hochlastfaulung bekommt nur das Güllefiltrat,<br />

der separierte Feststoff wird in die Bestandsanlage<br />

mit anderen Substraten gegeben, dann belaufen sich<br />

die Stromgestehungskosten auf etwa 13,3 ct/kWh.<br />

Die aktuellen Daten aus dem Betrieb der EGSB-Reaktoren<br />

mit dem festgelegten Substratmix lagen Ende November<br />

2020 noch nicht vor. Darum wurde auf Daten<br />

des Vorgängerprojektes zurückgegriffen. Alles in allem<br />

sieht Dr. Baumkötter für die Biogasproduktion mittels<br />

Hochlastfermenter gute Chancen, bestimmte flüssige<br />

Reststoffe zu erschließen.<br />

Autor<br />

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

Redakteur Biogas Journal<br />

Fachverband Biogas e.V.<br />

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49

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Alternoil<br />

verkauft<br />

Bio-LNG<br />

Der zweistündige Online-Workshop am 21. Oktober 2020 wurde von der EnergieAgentur.NRW gemeinsam<br />

mit dem Fachverband Biogas e.V. und dem Kompetenznetz Logistik.NRW organisiert. Er brachte Akteure aus<br />

der Transport-, Kraftstoff- und Bioenergiebranche zu einem Austausch rund um das Thema Produktion und<br />

Anwendung des Kraftstoffs Bio-LNG zusammen. Die Fachveranstaltung richtete sich dabei an Betreiber von<br />

Biogas- und Biomethananlagen, Biomethanvermarkter, Anlagen- und Fahrzeughersteller, Ingenieurbüros und<br />

Logistikunternehmen.<br />

Von EUR ING Marie-Luise Schaller<br />

Zur Unterstützung des Netzwerks<br />

sollten im Rahmen des<br />

Workshops Potenziale für neue<br />

Projekte und Geschäftsbeziehungen<br />

rund um das Thema<br />

Bio-LNG aufgezeigt sowie Eckpunkte auf<br />

dem Weg zu einer „(Bio-) LNG Roadmap<br />

in NRW“ identifiziert werden. In seiner Begrüßung<br />

stellte Dr. Frank Köster, Moderator<br />

vonseiten der EnergieAgentur.NRW, fest,<br />

dass es an der Zeit sei, Projekte umzusetzen,<br />

um die Klimaschutzbestrebungen im<br />

Verkehr zu intensivieren. Hierzu vereine der<br />

Workshop die lokalen Akteure der gesamten<br />

Wertschöpfungskette.<br />

Hendrik Becker, Vizepräsident des Fachverbandes<br />

Biogas e.V., machte ebenfalls<br />

deutlich, dass man nun vom Reden zum<br />

Tun übergehen müsse. Die technischen Lösungen<br />

stünden zur Verfügung, die Reichweiten<br />

seien praxisnah und so müssten<br />

Akteursnetzwerke lokal differenziert prüfen,<br />

ob der Einsatz von LNG oder Bio-LNG<br />

möglich sei. Dr. Köster bot ergänzend an,<br />

dass derartige Anwenderworkshops auch in<br />

Teilregionen von NRW möglich seien, um<br />

den Einsatz von Bio-LNG voranzubringen.<br />

Fakt 1: Kraftstoffkosten sind<br />

existenziell wichtig<br />

Benedikt Althaus, Kompetenznetz Logistik.<br />

NRW/VVWL NRW e.V., ging auf die Rolle<br />

alternativer Kraftstoffe und Antriebe in der<br />

Logistik ein. Er wies auf die Relevanz der<br />

Treibstofffrage in puncto Wirtschaftlichkeit<br />

hin, da die Kraftstoffkosten einen Anteil<br />

von 30 bis 50 Prozent an den Gesamtkosten<br />

ausmachen. Eine stabile politische<br />

Rahmenstruktur sowie die Schaffung einer<br />

ausreichenden Infrastruktur seien hier<br />

besonders wichtig. Für die urbane Logistik<br />

in städtischen Ballungszentren würden<br />

Lösungen zur Minimierung des Schadstoffausstoßes<br />

immer dringender benötigt.<br />

Dort ginge es vorrangig darum, die Elektromobilität<br />

und deren Versorgung mit lokal<br />

erzeugtem Grünstrom voranzubringen. Auf<br />

der Langstrecke sei der Diesel zwar noch<br />

überlegen, doch sei LNG mit Reichweiten<br />

von 1.000 bis 1.500 Kilometer (km) derzeit<br />

die vielversprechendste Alternative. Er<br />

plädierte für die Errichtung multifunktionaler<br />

Tankstellen. Auch dem biogen erzeugten<br />

Wasserstoff sprach er aussichtsreiche<br />

Entwicklungsmöglichkeiten zu.<br />

Fakt 2: Biomethan kann<br />

wesentlich zum Umweltschutz<br />

im Transportsektor beitragen<br />

Dr. Frank Köster erläuterte anschließend,<br />

dass Biomethan als Kraftstoff schnell zu positiven<br />

Umwelteffekten führe, insbesondere<br />

im Flottenbereich, wie seine Gegenüberstellung<br />

der unterschiedlichen CO 2<br />

-Emissionen<br />

aus qualitativer Sicht verdeutliche. Der<br />

Schwerlastverkehr habe den höchsten Anteil<br />

an den CO 2<br />

-Emissionen des Transportsektors.<br />

Insgesamt sei zwar Technologieoffenheit<br />

geboten, doch sei der Anteil fossil<br />

betriebener Lkw durch (Bio-)LNG schnell<br />

zu senken. Dabei sei eine Fokussierung auf<br />

die Anwenderbedürfnisse mit lokaler Clusterung<br />

wichtig, die er anhand einer „Hot-Spot-<br />

Karte“ visualisierte.<br />

Alexey Mozgovoy vom Fachverband Biogas<br />

zeigte auf, dass Biomethan im Verkehrssektor<br />

auf die Erreichung gesellschaftlich<br />

geforderter Ziele wie Klimaschutz, Defossilisierung<br />

der Wirtschaft und Emissionsminderung<br />

einzahle. Mit Biomethan ließen sich<br />

über 90 Prozent CO 2<br />

einsparen im Vergleich<br />

zu konventionellen Kraftstoffen, mit Biomethan<br />

aus Gülle und Mist sogar bis zu 202<br />

FOTO: MARIE-LUISE SCHALLER<br />

50

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

CO 2<br />

-Emissionen (WtW) in Gramm pro Kilometer nach Energieträgern unterschieden<br />

Prozent. Weitere Vorteile seien eine signifikante<br />

Reduzierung von Stickoxiden (NOx)<br />

und Staub im Abgas, die Systemdienstleistung<br />

im Rahmen der Sektorenkopplung<br />

(PtG, BHKW) sowie der Beitrag für die Sicherung<br />

der Artenvielfalt (Blüh- und Honigpflanzen).<br />

Der Einsatz von Biomethan im<br />

Transport habe in den vergangenen Jahren<br />

um etwa 70 Prozent zugenommen. Dabei<br />

konnten beispielsweise im Jahr 2018 rund<br />

95 Prozent des Biomethans im Straßenverkehr<br />

auf Basis des Rest- und Abfallstoffaufkommens<br />

erzeugt werden. Allerdings gingen<br />

von den 10 Terawattstunden (TWh), die derzeit<br />

an Biomethan in Deutschland produziert<br />

werden, nur 6 Prozent in den Verkehrssektor.<br />

Dabei könne der derzeitige Bedarf an<br />

Erdgas-Kraftstoff mit nur 1,45 TWh zu 45<br />

Prozent durch Biomethan gedeckt werden.<br />

Fakt 3: Mit Bio-LNG kann eine<br />

Spedition wirtschaftlich arbeiten<br />

Robin Malik, Spedition Hövelmann, berichtete<br />

von den Erfahrungen mit LNG in der Logistikbranche.<br />

Das Unternehmen betreibt<br />

an fünf Standorten 220 Lkw. 2016 habe<br />

man sich dazu entschieden, LNG-Fahrzeuge<br />

anzuschaffen. Zu Beginn sei man auf<br />

Startschwierigkeiten aufgrund der fehlenden<br />

Infrastruktur gestoßen und habe sich<br />

eine mobile Tankstelle zugelegt. Wichtig<br />

sei, dass sich mehrere Partner zusammentun,<br />

um den rentablen Betrieb einer Tankstelle<br />

zu ermöglichen, was bei einer Anzahl<br />

von 25 Fahrzeugen realistisch sei.<br />

Derzeit seien deutschlandweit 31 Tankstellen<br />

im Betrieb, der Ausbau sei zwar erforderlich,<br />

dennoch sei der Betrieb der LNG-<br />

Flotte schon heute praktikabel. Man sehe<br />

LNG nicht als Brückentechnologie, sondern<br />

als Dauerlösung. Wichtig sei eine angepasste<br />

Fahrzeugdisponierung, wobei er bei<br />

hälftigem Einsatz in Nah- und Fernverkehr<br />

Reichweiten von über 1.500 km realisieren<br />

konnte. Eine Quote von bis zu 20 Prozent an<br />

Bio-LNG sei ohne wirtschaftliche Nachteile<br />

machbar. Daher sei man auch offen für Partnerschaften<br />

mit Biogaserzeugern. Für interessierte<br />

Branchenkollegen biete er auch an,<br />

die Testdaten zur Verfügung zu stellen.<br />

Fakt 4: Mit Bio-LNG aus<br />

der Region treiben die<br />

Mineralunternehmen die Wende<br />

im Transportsektor voran<br />

Strategien eines Mineralölunternehmens<br />

erläuterte anschließend Dr. Henrik Bramlage<br />

von der Alternoil GmbH, die sich als<br />

Tankstellenbetreiber für den sauberen<br />

Schwerlastverkehr einsetzen und sich dafür<br />

engagieren, LNG zu etablieren. Alternoil<br />

bietet bereits an acht Tankstellen Bio-LNG<br />

an, zwölf weitere sind aktuell im Bau und<br />

für 23 ist das Genehmigungsverfahren angelaufen<br />

– diese sollen bis Ende <strong>2021</strong> realisiert<br />

sein.<br />

Derzeit liege die Beimischquote für Bio-<br />

LNG bei 10 Prozent, es solle der Anteil bis<br />

2025 auf bis zu 40 bis 50 Prozent angehoben<br />

werden. Sein Unternehmen sei an Kooperationen<br />

mit Biogasanlagenbetreibern<br />

interessiert. Das Biomethan solle über das<br />

Erdgasnetz bezogen werden. Eine Kennzeichnung<br />

als regionales Produkt werde<br />

beabsichtigt. Bramlage stellte auch den<br />

grundsätzlichen Aufbau der LNG-XL-Tankstelle<br />

vor. Bio-LNG dürfe keinen Aufpreis<br />

erzeugen, da es seitens der Abnehmer keine<br />

Bereitschaft gebe, mehr zu zahlen. Erst<br />

<strong>2021</strong>/2022 werde es in Deutschland erste<br />

Verflüssigungskapazitäten geben, bis dahin<br />

müsse Bio-LNG aus dem Ausland bezogen<br />

werden.<br />

Erdgas: THG-Quotenanrechnung<br />

läuft aus<br />

Beim Austausch mit besonderen Experten<br />

wurde auf einige grundsätzliche Fragen aus<br />

den Bereichen Politik und Fördermittel eingegangen.<br />

Hinsichtlich der Tatsache, dass<br />

Erdgas ab 2022 nicht mehr auf die Treibhausgasquote<br />

anzurechnen ist, führte Felix<br />

Zwingmann, Westfalen AG, an, dass der<br />

aktuell herausgegebene Referentenentwurf<br />

des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz<br />

und nukleare Sicherheit (BMU)<br />

zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien<br />

Richtlinie – RED II – sehr kritisch gesehen<br />

werde. Er lasse keine Quotenanrechnung für<br />

fossiles LNG beziehungsweise CNG mehr zu<br />

und stelle damit eine unrealistische Forderung<br />

an die Infrastrukturbetreiber.<br />

Dass Fördermittel, die bis <strong>2021</strong> zur Verfügung<br />

stünden, unter anderem die Lkw-Förderung,<br />

bereits aufgebraucht seien, führte<br />

zur Forderung, die Gasmobilität auch künftig<br />

zu unterstützen. Fördermaßnahmen des<br />

Bundes seien laut Marcus Voelker, Wirtschaftsministerium<br />

NRW, in Vorbereitung,<br />

davon eine für Grüngas als Kraftstoff. Unterstützt<br />

werden sollen sowohl Fahrzeuge<br />

als auch Tankstellen. Ebenso soll die Förderung<br />

im Bereich der Brennstoffzellen-Lkw<br />

erweitert werden.<br />

Autorin<br />

EUR ING Marie-Luise Schaller<br />

ML Schaller Consulting<br />

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51

AKTUELLES<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Stroh in den Fermenter<br />

Philip Klagges,<br />

geschäftsführender<br />

Gesellschafter der<br />

Bioenergie Marienthal<br />

GmbH & Co.KG, links,<br />

nimmt den Förderbescheid<br />

von Schleswig-<br />

Holsteins Ministerpräsidenten<br />

Daniel<br />

Günther entgegen.<br />

Der Besuch vom schleswig-holsteinischen<br />

Ministerpräsidenten Daniel Günther auf<br />

der Biogasanlage Marienthal im Oktober<br />

2020 hatte irgendwie Heimspielcharakter.<br />

Denn die rund 2,5 Megawatt installierte<br />

elektrische Leistung der Anlage liegt unmittelbar an der<br />

Haus-Laufstrecke des passionierten Läufers. Insofern<br />

gestaltete sich die Überreichung des Förderbescheids<br />

in Höhe von exakt 1,425 Millionen Euro für den Bau<br />

einer Strohvergärungsanlage in wohl bekanntem Umfeld.<br />

„Als Land Schleswig-Holstein<br />

fördern wir<br />

mit voller Überzeugung<br />

dieses Projekt“, bekannte<br />

sich Günther zur Biogasbranche,<br />

die, wie es das<br />

Beispiel Marienthal zeige,<br />

„unglaublich innovativ<br />

sei“.<br />

Dieses Lob inspirierte den<br />

Empfänger und Betreiber<br />

der Marienthal Biogas<br />

GmbH & Co.KG, Philip<br />

Klagges, im kleinen Kreis<br />

kurz und knapp über das<br />

universelle Molekül CH 4<br />

zu referieren. „Wir Biogaserzeuger<br />

können nicht nur Strom, sondern auch Wärme,<br />

Dünger und Kraftstoffe produzieren“, so das Credo des<br />

55-jährigen Betreibers, der als Eigentümer des Gutshofes<br />

Marienthal im Jahr 2007 in die Biogasproduktion<br />

einstieg.<br />

Er skizzierte hinsichtlich der Wasserstofferzeugung<br />

neue Optionen für die Biogaserzeugung. Dabei setzt<br />

Klagges in Zukunft auf eine enge Zusammenarbeit mit<br />

den Stadtwerken Eckernförde, Schleswig und Rendsburg,<br />

die fusionieren wollen. Und hinsichtlich der<br />

Förderung für die bisher noch nicht praktizierte Strohvergärung<br />

zitierte der Anlagenbetreiber einen seiner<br />

landwirtschaftlichen Mitstreiter: „Wer den Tiger reitet,<br />

darf nicht absteigen.“ Und da Klagges obenauf bleiben<br />

möchte, wird er ab diesem Jahr Bioenergie aus Stroh<br />

erzeugen.<br />

Dafür setzt er die Technik der sogenannten „Thermodruckhydrolyse<br />

mit anschließender Dampf-Explosion“<br />

ein. „Das ist ein Aufschlussverfahren, das mit einer<br />

Temperatur von 160 Grad Celsius und bei einem Druck<br />

von 7 bar arbeitet“, erklärte Experte Rainer Casaretto<br />

von der Biogas Akademie in Flintbek bei Kiel. Casaretto<br />

beschäftigt sich seit vielen Jahren mit dem Substrat<br />

Stroh. Er hofft, dass mit dem geförderten Projekt<br />

in Marienthal die Vorteile der Strohvergärung einem<br />

breiteren Publikum „endlich“ verdeutlicht werden<br />

können.<br />

Die Betreiber der Biogasanlage in Marienthal können<br />

auf strohige Substrate von rund 2.000 Hektar auf eigenen<br />

und assoziierten Ackerflächen zurückgreifen.<br />

Angesichts der Tatsache, dass bei einem durchschnittlichen<br />

Getreidebestand vier bis fünf Tonnen Stroh pro<br />

Hektar anfallen, sind die avisierten zu vergärenden<br />

Strohmengen schon beachtlich: rund 7.300 Tonnen.<br />

So wollen Klagges und seine Mitstreiter zukünftig rund<br />

50 Großballen mit einem Gewicht von etwa 400 Kilogramm<br />

täglich über die Thermodruckhydrolyse in die<br />

Fermenter fahren.<br />

Dabei werden für die vorgeschaltete Hydrolyse nach<br />

den Berechnungen von Casaretto rund 13.000 Kubikmeter<br />

Flüssigkeit benötigt, wovon schon rund 5.000<br />

Kubikmeter durch das gesammelte Oberflächenwasser<br />

auf dem Gelände der Biogasanlage klugerweise verwendet<br />

und verwertet werden sollen. Nach Casarettos Kalkulationen<br />

ersetze dabei eine Tonne Stroh energetisch<br />

betrachtet rund 2,3 Tonnen Mais.<br />

Diesen Zahlen folgend könne man, so die Botschaft von<br />

Klagges, durch die Strohnutzung eine Maisanbaufläche<br />

von 350 Hektar einsparen. Das klingt vielversprechend,<br />

wenngleich die Investition von rund 3,2 Millionen<br />

sicherlich dagegen zu rechnen ist. Ganz abgesehen<br />

davon stehen viele Experten der Strohnutzung für die<br />

Vergärung skeptisch gegenüber, weil es viel Strukturmaterial<br />

zum Aufbau von Humus vom Acker wegnehmen<br />

würde.<br />

„Mit diesem Argument werde ich immer wieder konfrontiert“,<br />

entgegnete Casaretto, „das aber nicht wirklich<br />

zutrifft, weil zum einen nur die Halme und eben<br />

nicht die Stoppeln und auch nicht die Spelzen vergoren<br />

werden. Zum anderen bindet die energetisch genutzte<br />

strohige Fraktion über ihre Rückführung als Gärdünger<br />

am Ende sogar mehr Kohlenstoff im Boden, als wenn<br />

das Stroh direkt auf dem Feld geblieben wäre. Das zeigen<br />

mehrere Untersuchungen, unter anderem von Dr.<br />

Gerd Reinhold vom Thüringer Landesamt für Landwirtschaft<br />

und Ländlichen Raum.“<br />

Ob sich das alles am Ende auch so in der Praxis bewährt,<br />

wird sich auf den Äckern um Marienthal – dank der<br />

Landesförderung – nun zeigen können. Unter den kritischen<br />

Augen des amtierenden Ministerpräsidenten –<br />

wenn er wieder auf seine Laufstrecke geht.<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 />

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FOTO: DIERK JENSEN<br />

52

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

AKTUELLES<br />

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53

POLITIK<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

POLITISCHE BILANZ ZUR EEG-REFORM <strong>2021</strong><br />

Der Weg für Biogas in die Zukunft geht<br />

weiter, bleibt aber trotz allem steinig<br />

Eigentlich war die Frist für unseren Text für dieses Biogas Journal schon längst verstrichen –<br />

wir haben dennoch bis heute gewartet, um diese Zeilen zu schreiben, denn heute (!),<br />

17. Dezember 2020, wurde das EEG <strong>2021</strong> verabschiedet, dessen vollen Inhalt auch wir<br />

erst seit knapp 48 Stunden kennen. Wieder einmal wurde bis zuletzt verhandelt und gerungen,<br />

und wieder einmal gab es auch noch die eine oder andere Volte in letzter Minute,<br />

sodass wir an dieser Stelle allenfalls eine politische Ersteinordnung vornehmen können.<br />

Von Sandra Rostek und Dr. Guido Ehrhardt<br />

Das Wichtigste zuerst: Das politische Bekenntnis,<br />

dass Biogas im Strom- und Wärmebereich<br />

weiterhin gewollt ist, haben wir<br />

bekommen. Das EEG <strong>2021</strong> ist an vielen<br />

Stellen Ausdruck einer Rückbesinnung auf<br />

die Vorzüge von Biogas und weist uns den Weg in die Zukunft.<br />

Wir waren angetreten mit vier zentralen Themen:<br />

ffAnpassung der Ausschreibungsvolumina,<br />

ffVerbesserung der Vergütungsbedingungen,<br />

ffStärkung der Flexibilisierung<br />

ffund Ausweitung der Güllevergärung.<br />

Wir können heute festhalten, dass all diese Schwerpunkte<br />

bearbeitet werden konnten und nahezu alle unsere<br />

wichtigsten Anliegen von der Politik aufgegriffen<br />

wurden. Andererseits wurden aber auch viele wichtige<br />

Themen vertagt, und alte und neue Stolpersteine pflastern<br />

diesen Weg. Die müssen wir noch geraderücken.<br />

Schauen wir uns zunächst die erreichten Verbesserungen<br />

an: In der Gesetzesbegründung wurde das Ziel<br />

festgelegt, die Biomasse im Strom- und Wärmebereich<br />

in etwa auf dem heutigen Niveau zu stabilisieren (42<br />

Terawattstunden). Wir hatten errechnet, dass dafür ein<br />

Ausschreibungsvolumen in Höhe von etwa 740 Megawatt<br />

pro Jahr notwendig ist, zuzüglich der 150 Megawatt<br />

jährlich im Biomethan-Segment.<br />

Mit der Erhöhung des Volumens von 200 Megawatt<br />

(EEG 2017) auf 600 Megawatt pro Jahr (EEG <strong>2021</strong>),<br />

das auf zwei Ausschreibungsrunden im Jahr verteilt<br />

wird, kommen wir dem sehr nahe. Zusätzlich findet eine<br />

Renaissance des Biomethans statt, für das eine eigene<br />

Ausschreibung eingeführt wird. Die konkrete Ausgestaltung<br />

weist zwar noch einige Mängel auf, es ist jedoch zu<br />

begrüßen, dass überhaupt das Thema Biomethan auch<br />

wieder Eingang ins EEG findet.<br />

Auch die Vergütungsbedingungen wurden insgesamt<br />

deutlich verbessert: So gibt es eine Anhebung der Gebotshöchstwerte<br />

auf 18,4 Cent pro Kilowattstunde (ct/<br />

kWh) für Bestandsanlagen und 16,4 ct/kWh für Neuanlagen.<br />

Der Wettbewerbsnachteil kleinerer Anlagen in<br />

den Ausschreibungen soll durch einen Bonus von 0,5<br />

ct/kWh für Kleinanlagen 100 kW installierter Leistung beziehungsweise<br />

maximal 75 kW Bemessungsleistung gewährt. Weiterhin<br />

wird auch die Deckelung der Flexibilitätsprämie abgeschafft.<br />

Bei Bioabfallanlagen und Güllekleinanlagen<br />

wird die Degression auf 0,5 Prozent pro Jahr abgesenkt.<br />

Schließlich konnte zudem eine Anschlussregelung für<br />

Güllekleinanlagen zumindest per Verordnungsermächtigung<br />

schon mal im Gesetz etabliert werden.<br />

Fußangel beim Ausschreibungs-Volumen<br />

Wie es in der Politik so ist, werden Verbesserungen an<br />

der einen Stelle aber leider auch oft mit Zugeständnissen<br />

an anderen Stellen „erkauft“. So auch in dieser<br />

Novelle. Daher fließen auch eine Reihe von Fußangeln<br />

in unsere Bilanz mit ein: Das Ausschreibungsvolumen<br />

konnte nur so stark erhöht werden, weil im Gegenzug ein<br />

neues Zuschlagsverfahren eingeführt wird, das sicherstellen<br />

soll, dass immer ein Wettbewerb zwischen den<br />

Bietern herrscht.<br />

Das heißt: Immer, wenn insgesamt weniger Leistung<br />

geboten wird als ausgeschrieben wurde, erhalten nur<br />

80 Prozent der Neuanlagen und 80 Prozent der Bestandsanlagen<br />

einen Zuschlag. Das nicht bezuschlagte<br />

Volumen wird ins dritte Folgejahr übertragen. Konkret<br />

bedeutet dies: Wenn bei einer Runde 300 Megawatt<br />

ausgeschrieben werden und Gebote im Umfang von<br />

zum Beispiel 350 Megawatt (MW) eingereicht werden,<br />

dann werden auch die vollen 300 MW vergeben – 85<br />

Prozent der Gebote erhalten einen Zuschlag.<br />

Werden jedoch nur Gebote in einem Umfang von zum<br />

Beispiel 250 MW eingereicht, dann erhalten nur 80<br />

Prozent beziehungsweise 200 MW einen Zuschlag. Die<br />

nicht bezuschlagten Gebote müssen sich in der nächsten<br />

Ausschreibungsrunde noch einmal bewerben. Das<br />

FOTO: ADOBE STOCK_ROBERTOKENAPP<br />

54

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

POLITIK<br />

Flexzuschlag im zweiten Vergütungszeitraum auf die<br />

Leistung beschränkt werden, die nicht bereits über die<br />

Flexprämie gefördert wird. Begründet wurde das damit,<br />

dass es sich sonst um eine Doppelförderung<br />

handeln könnte, die aus EU-rechtlicher Sicht<br />

nicht zulässig wäre. Aus unserer Sicht ist das<br />

offensichtlich nicht so, da man ja bei einem<br />

Wechsel in den zweiten Vergütungszeitraum<br />

oft noch einmal investieren muss. Deshalb ist<br />

die Regelung sachlich ungerechtfertigt und<br />

muss gestrichen werden.<br />

ist natürlich ein harter Schlag, denn es bringt aus unserer<br />

Sicht sehr viel Unsicherheit in den Markt. Die Thematik<br />

tauchte erst kurz vor Schluss in der Diskussion<br />

auf, nachdem eine Vorprüfung bei der EU-Kommission<br />

ergeben haben soll, dass diese einer Anhebung der Volumina<br />

bei allen Technologien nur zustimmen würde,<br />

wenn der Wettbewerb gewährleistet ist.<br />

Die Bundesnetzagentur wurde in der Folge bei Biomasse<br />

und auch bei Wind an Land beauftragt, dafür Sorge<br />

zu tragen. Die Frage ist aber auch, wie relevant die Begrenzung<br />

in der Praxis sein wird: Wenn – um im Beispiel<br />

zu bleiben – bei der Ausschreibungsrunde mehr als 300<br />

MW geboten werden, greift sie gar nicht. Und wenn sie<br />

greift, weil beispielsweise nur 250 MW geboten werden,<br />

dann erhalten mit 200 MW immerhin noch doppelt so<br />

viele Gebote einen Zuschlag wie im EEG 2017 (100<br />

MW pro Ausschreibungsrunde). Und die nicht bezuschlagten<br />

Anlagen können sich in den Folgejahren wieder<br />

bewerben, weil das Ausschreibungsvolumen dann ja<br />

um 100 MW erhöht wird.<br />

Südquote – Nachteile für den Norden?<br />

Ein zweites Manko ist die „Südquote“: Generell sollen<br />

immer mindestens 50 Prozent der bezuschlagten Leistung<br />

in südliche Landkreise gehen. Das kann zu einem<br />

Abbau der Leistung im Norden führen und ist aus energiewirtschaftlicher<br />

Sicht nicht begründbar. Wir werden<br />

uns weiterhin dafür einsetzen, dass diese Regelung<br />

wieder abgeschafft wird. Außerdem soll bei Bestandsanlagen,<br />

die bereits die Flexprämie erhalten haben, der<br />

Neuer Maisdeckel<br />

Last but not least sei auch noch die Absenkung<br />

des „Maisdeckels“ von bislang 44 auf<br />

nun 40 Prozent erwähnt, die als Zugeständnis<br />

an das Bundesumweltministerium offenbar<br />

unumgänglich war. Dort, wo Licht ist, ist<br />

also in der Tat immer auch Schatten. Seien Sie<br />

versichert, dass der Fachverband Biogas und seine<br />

zahlreichen Mitstreiter über die gesamten Verhandlungen<br />

hinweg dort, wo wir überhaupt Einfluss nehmen<br />

konnten, dies auch bestmöglich im Sinne der gesamten<br />

Branche getan haben. Unterm Strich bleibt wohl<br />

festzuhalten, dass die positiven Aspekte gegenüber den<br />

Herausforderungen überwiegen.<br />

Seien Sie aber auch versichert, dass wir nicht müde<br />

werden, die Rahmenbedingungen noch weiter zu verbessern<br />

und Missstände zu beseitigen. Gleich im ersten<br />

Halbjahr des kommenden Jahres <strong>2021</strong> wird es dazu voraussichtlich<br />

mehrere Gelegenheiten geben: Für Windund<br />

Solarenergie konnten sich die Regierungsfraktionen<br />

nicht auf erhöhte Ausbaupfade einigen, die aber<br />

natürlich für die Erreichung jeglicher Ziele für Energiewende<br />

und Klimaschutz unabdingbar sind. Das soll mit<br />

einer weiteren EEG-Novelle <strong>2021</strong> geschehen.<br />

Auch das Energiewirtschaftsgesetz soll überarbeitet<br />

werden; in dessen Kielwasser besteht eventuell die<br />

Möglichkeit, einzelne Probleme zu klären. Und per Verordnung<br />

soll für uns ja eine Anschlussregelung für Güllekleinanlagen<br />

eingeführt werden; auch da wird wieder<br />

über das EEG diskutiert.<br />

Der alte Spruch stimmt also auch dieses Mal wieder:<br />

„Nach dem EEG ist vor dem EEG“.<br />

Autoren<br />

Sandra Rostek<br />

Leiterin des Berliner Büros<br />

im Fachverband Biogas e.V.<br />

Dr. Guido Ehrhardt<br />

Leiter des Referats Politik<br />

im Fachverband Biogas e.V.<br />

030/2 75 81 79-0<br />

berlin@biogas.org<br />

www.biogas.org<br />

55

POLITIK<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Mehr Messung, mehr<br />

Berichterstattung – und<br />

mehr Biogas<br />

Die Methanstrategie der EU hebt hervor, wie wichtig die Vergärung<br />

landwirtschaftlicher Biomasse ist – doch mehr als eine allgemeine<br />

Willensbekundung ist das Konzept bisher nicht.<br />

Von Bernward Janzing<br />

Fermentative<br />

Prozesse<br />

in Termiten<br />

METHAN-<br />

KREISLAUF<br />

Verbrennen<br />

von Biomasse<br />

Freisetzung aus Hydraten und Klathraten<br />

Trockene<br />

Bodenoxidation<br />

Boden-Pflanze-<br />

Luft-Verluste<br />

Fermentative Prozesse<br />

in Tieren<br />

Verbrennung fossiler<br />

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Methanogene<br />

Organismen im Boden<br />

Verluste in die Stratosphäre durch Reaktion mit<br />

Pflanzenzerfall in<br />

Feuchtgebieten<br />

Deponien<br />

Anaerobe Oxidation durch<br />

Mikroorganismen<br />

Methanotrophe Organismen<br />

„Es ist erfreulich, dass<br />

die Europäische Kommission<br />

auch verstärkt<br />

auf Biogas setzt“<br />

Kerstin Andreae<br />

Es geht im ersten Schritt vor allem<br />

um mehr Messungen, um mehr<br />

Daten – kurz: um mehr Berichterstattung.<br />

Mit ihrer im Oktober<br />

vorgestellten Methanstrategie<br />

rückt die EU-Kommission die Emissionen<br />

des Gases CH4 in Europa in den Fokus.<br />

Schließlich trage dieses „als zweitstärkstes<br />

Treibhausgas nach Kohlendioxid in erheblichem<br />

Maße zum Klimawandel bei“. Zudem<br />

sei es „ein bedeutender lokaler Luftschadstoff,<br />

der schwerwiegende Gesundheitsprobleme<br />

verursacht“.<br />

Der Anteil von Methan an den vom Menschen<br />

verursachten Treibhausgasemissionen<br />

beträgt weltweit etwa 11 Prozent.<br />

Daher misst auch die EU-Kommission der<br />

Bekämpfung von Methanemissionen eine<br />

entscheidende Bedeutung bei, wenn es darum<br />

geht, das europäische Klimaziele für<br />

2030 sowie das Ziel der Klimaneutralität<br />

bis 2050 zu erreichen. Den Weg zur Klimaneutralität<br />

soll ein „Europäischer Grüner<br />

Deal“ weisen, von dem die nun publizierte<br />

Methanstrategie ein Teil ist.<br />

Betroffen von dem Konzept ist nun zum<br />

einen die fossile Gaswirtschaft. Denn bei<br />

der Förderung und beim Transport von Erdgas<br />

kommt es immer wieder zu Verlusten<br />

von Methan – etwa durch Leckagen an<br />

Pipelines, Tanks oder Ventilen. „Methanschlupf“<br />

heißt dieses Phänomen. Darüber<br />

hinaus sind aber auch die Landwirtschaft<br />

und die Abfallwirtschaft bei diesem Thema<br />

involviert, da dort jeweils Methan durch<br />

bakterielle Prozesse anfällt oder – wie beim<br />

Biogas – gar bewusst erzeugt wird.<br />

Die erste Resonanz in der Landwirtschaft<br />

auf die Strategie ist positiv: „Die Zielrichtung<br />

ist aus Biogassicht erst mal gut“, sagt<br />

Gerolf Bücheler, Referent für Umweltpolitik<br />

und Nachhaltigkeit beim Deutschen Bauernverband<br />

(DBV). Doch er verweist zugleich<br />

auf das noch frühe Stadium des politischen<br />

Prozesses: „Es ist halt erst einmal nur eine<br />

Strategie.“ Dass diese aber dem Biogas zugutekommen<br />

werde, davon gehen auch andere<br />

Beobachter aus: „Es ist erfreulich, dass<br />

die Europäische Kommission auch verstärkt<br />

auf Biogas setzt, um die Methanemissionen<br />

in der Landwirtschaft über eine Verwertung<br />

von Abfall und Reststoffen in Biogasanlagen<br />

zu reduzieren“, sagte Kerstin Andreae, Geschäftsführerin<br />

des Bundesverbandes der<br />

Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW).<br />

Schließlich hatte auch Frans Timmermans,<br />

Exekutiv-Vizepräsident für den Grünen<br />

Deal, bei der Vorstellung der Methanstrategie<br />

erklärt, diese werde „im ländlichen<br />

Raum Möglichkeiten zur Erzeugung von<br />

Biogas aus Abfällen schaffen“, um die<br />

Emissionen in der Landwirtschaft zu senken.<br />

Begleitet und unterstützt werde die<br />

Entwicklung durch moderne Verfahren der<br />

Fernerkundung: „Mithilfe der Satellitentechnologie<br />

der Europäischen Union werden<br />

wir die Emissionen genau überwachen<br />

können und zur Anhebung der internationalen<br />

Standards beitragen.“<br />

GRAFIK: ADOBE STOCK/VECTORMINE<br />

56

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

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POLITIK<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

EU-Kommission will<br />

Reststoffvergärung anreizen<br />

In einer Mitteilung der EU-Kommission<br />

heißt es ferner, „nicht rezyklierbare organische<br />

menschliche und landwirtschaftliche<br />

Abfall- und Reststoffströme“ könnten<br />

„genutzt werden, um Biogas, Biomaterialien<br />

und Biochemikalien herzustellen.“<br />

Dadurch könnten im ländlichen Raum zusätzliche<br />

Einnahmequellen entstehen und<br />

gleichzeitig Methanemissionen vermieden<br />

werden. Für das Sammeln dieser Abfallprodukte<br />

würden daher weitere Anreize<br />

geschaffen.<br />

In einem Hintergrundpapier zur Methanstrategie<br />

wird die EU-Kommission noch<br />

konkreter und verspricht die „gezielte<br />

Unterstützung zur Beschleunigung der<br />

Entwicklung des Marktes für Biogas aus<br />

nachhaltigen Quellen, einschließlich Pilotprojekten<br />

für ländliche und landwirtschaftliche<br />

Gemeinschaften“. Gefördert werden<br />

sollen „bewährte Verfahren und Technologien,<br />

Veränderungen bei Futtermitteln und<br />

in der Tierhaltung sowie einer klimaeffizienten<br />

Landwirtschaft zur Verringerung der<br />

Emissionen aus der Landwirtschaft“.<br />

Die Kommission hat daher angekündigt,<br />

sie werde „die Erzeugung von Biogas aus<br />

landwirtschaftlichen Abfällen über die<br />

nationalen Strategiepläne im Rahmen der<br />

Gemeinsamen Agrarpolitik fördern und den<br />

Rechtsrahmen für den Gasmarkt überprüfen,<br />

um den Ausbau der dezentralen und<br />

lokal vernetzten Erzeugung von Biogas zu<br />

erleichtern“. Darüber hinaus werde „die<br />

bevorstehende Überarbeitung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie<br />

im Juni <strong>2021</strong><br />

Möglichkeiten bieten, um die Entwicklung<br />

des Biogasmarktes zu beschleunigen“.<br />

Gas abfackeln soll künftig nicht<br />

mehr möglich sein<br />

Gleichzeitig mit neuen Impulsen für das<br />

Biogas soll das fossile Erdgas strenger<br />

überwacht werden. So plant die EU eine<br />

„Verpflichtung zur Verbesserung der Erkennung<br />

und Reparatur von Leckagen in der<br />

gesamten Infrastruktur für fossiles Gas,<br />

also bei dessen Erzeugung, Transport und<br />

Nutzung“. Auch neue Rechtsvorschriften<br />

über das Ablassen und Abfackeln von Gasen<br />

sowie Standards für die gesamte Versorgungskette<br />

soll es geben. Zudem unterstützt<br />

die EU die „Zero Flaring“-Initiative<br />

der Weltbank zur Abschaffung des Abfackelns.<br />

„Die Methan-Strategie blendet<br />

Emissionen aus der Gasförderung<br />

in Drittländern vollständig aus“<br />

Die fossile Gaswirtschaft ist daher gefordert.<br />

Ein wichtiger Ansatz für die Reduktion<br />

von Methanemissionen liege in<br />

der Erkennung und Reparatur von Lecks,<br />

heißt es beim BDEW. Die Gaswirtschaft in<br />

Deutschland habe diesbezüglich bereits<br />

viel erreicht: Alte Graugussleitungen seien<br />

mittlerweile fast vollständig ausgetauscht.<br />

Im Bereich der Transportnetze würden zudem<br />

durch den Verzicht auf pneumatische<br />

Ventile erhebliche Methanemissionen eingespart.<br />

So habe man den Methanausstoß<br />

im Zeitraum 1990 bis 2017 um 40 Prozent<br />

reduziert.<br />

Der Methanschlupf hängt aber auch stark<br />

davon ab, woher das Erdgas kommt. Die<br />

Bundesanstalt für Geowissenschaften und<br />

Rohstoffe kommt in einer aktuellen Studie<br />

zu dem Ergebnis, dass Erdgas aus den<br />

Lieferländern Niederlande und Norwegen,<br />

das per Pipeline nach Deutschland fließt,<br />

nur Gasverlustraten in der Größenordnung<br />

unter 0,03 Prozent aufweist. Erdgas aus<br />

Russland komme aufgrund der großen Entfernungen<br />

etwa auf die zehnfachen Verlustraten,<br />

also 0,3 Prozent.<br />

Noch höher liegen die Werte bei verflüssigtem<br />

Erdgas: „Aktuelle Studien zeigen, dass<br />

LNG aus Nordamerika, in den Niederlanden<br />

angelandet, Methanverlustraten in der<br />

Größenordnung von etwa 1,3 bis 2,5 Prozent<br />

aufweisen würde.“ Dabei spielt auch<br />

die Art der Gasförderung eine große Rolle:<br />

Messungen hätten ergeben, dass „Leckagen<br />

der Gasförderung mittels Fracking<br />

deutlich höher liegen, als bisher von den<br />

Förderunternehmen angegeben“, schrieb<br />

bereits 2018 der Wissenschaftliche Dienst<br />

des Bundestages.<br />

Allerdings sind diese Emissionen nicht<br />

Bestandteil der jüngsten EU-Pläne, was<br />

Kritiker bemängeln. „Die Methan-Strategie<br />

blendet Emissionen aus der Gasförderung<br />

in Drittländern vollständig aus, obwohl<br />

diese um ein Vielfaches höher sind als die<br />

Emissionen innerhalb der EU“, sagt Sascha<br />

Müller-Kraenner, Bundesgeschäftsführer<br />

der Deutschen Umwelthilfe (DUH). Deshalb<br />

sei die Strategie unzureichend. Zudem<br />

fehlten konkrete Reduktionsmaßnahmen<br />

und Gesetzesvorschläge, um eine Emissionsminderung<br />

verbindlich zu verankern.<br />

Der Deutsche Naturschutzring (DNR) fragt<br />

unterdessen: „Mit mehr Messungen zu weniger<br />

Emissionen?“ Hauptsächlich scheine<br />

es der Kommission darum zu gehen,<br />

die Messung von und<br />

die Berichterstattung<br />

über Methanemissionen<br />

zu verbessern. Im<br />

Energiesektor würden<br />

Vorschriften nur „erwogen“,<br />

mit denen zum<br />

Beispiel das routinemäßige<br />

Abfackeln und<br />

Ablassen von Erdgas<br />

verboten werden sollen. Frühestens <strong>2021</strong><br />

wolle die EU-Kommission hierzu erste Gesetzesinitiativen<br />

vorlegen. Zu erkennen seien<br />

„null Verbindlichkeiten“.<br />

Auch die DUH würde gerne die Landwirtschaft<br />

stärker in die Pflicht nehmen, denn<br />

seit sieben Jahren stiegen die Methan-<br />

Emissionen aus der Landwirtschaft in der<br />

EU an. Mehr als die Hälfte der europäischen<br />

Methan-Emissionen stamme aus diesem<br />

Sektor, hauptsächlich aus der intensiven<br />

Tierhaltung. Deshalb seien „verbindliche<br />

Vorgaben zur Minderung der Emissionen<br />

dringend notwendig, um die Klimaschutzziele<br />

einzuhalten“.<br />

Zumindest in einem Punkt hätte sich auch<br />

der DBV in der Methanstrategie eine klare<br />

Positionierung der EU gewünscht: „Die<br />

Herdengesundheit ist in dem Papier kein<br />

Thema“, sagt Umweltreferent Bücheler.<br />

Denn gesündere Tiere erzeugten – in Relation<br />

zum Ertrag, zum Beispiel der Milchleistung<br />

– weniger Methan. Aber die Papiere<br />

der EU-Kommission sind ja ohnehin bislang<br />

nicht mehr als eine grob abgesteckte<br />

Strategie. Was sie wirklich taugen, werden<br />

erst die konkreten Gesetze zeigen.<br />

Sascha Müller-Kraenner<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 />

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BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

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BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Viele Ideen –<br />

aber noch fern<br />

der Tagespolitik<br />

Ein neues Klimaschadenskataster<br />

soll<br />

bundesweit Daten<br />

sammeln, um eine<br />

bessere Basis für<br />

die Finanzierung von<br />

Vorsorgemaßnahmen<br />

zu erhalten.<br />

Die Deutsche Anpassungsstrategie Klimawandel<br />

zeigt vor allem Forschungsthemen<br />

und Ziele auf – die Umsetzung betrifft<br />

Akteure auf allen politischen Ebenen.<br />

Von Bernward Janzing<br />

Die Hinweise auf den Klimawandel häufen<br />

sich. Mehrere trockene und warme Sommer<br />

haben – sichtbar für jeden, der es sehen will<br />

– in den deutschen Wäldern Dürreschäden<br />

hinterlassen. Wenn nun auch ein einzelner<br />

Sommer niemals als Beleg klimatischer Veränderungen<br />

taugt, so sind wiederholte trocken-heiße Sommer aber<br />

doch ein deutliches Indiz.<br />

Klimaschutz ist nun allerdings nur die eine Seite, ohne<br />

Anpassung wird es inzwischen auch nicht mehr gehen.<br />

Daher beschloss die Bundesregierung im Dezember<br />

2008 die „Deutsche Anpassungsstrategie“ – oder<br />

kurz: die DAS. Ähnliche Konzepte gibt es auch schon<br />

auf anderen Ebenen: Viele Bundesländer haben ihrerseits<br />

eigene Strategien der Anpassung ausgearbeitet,<br />

Europa verfolgt eine solche seit 2013. Mit der DAS,<br />

so schreibt das Bundesumweltministerium im besten<br />

Amtsdeutsch, solle „gewährleistet werden, dass die bestehenden<br />

Zielsetzungen der Fachpolitiken auch unter<br />

den Bedingungen des Klimawandels realisiert werden<br />

können“.<br />

Deutschland klimafester machen<br />

Angesichts solch schwammiger Sätze stellt sich die<br />

Frage: Was bedeutet die Strategie nun konkret? Das<br />

Umweltbundesamt erklärt, man wolle mit mehr als 180<br />

Maßnahmen „Deutschland klimafest machen“. Dabei<br />

gehe es um einen „besseren Schutz vor Hoch- und<br />

Niedrigwasser oder Schäden an der Infrastruktur, Beeinträchtigungen<br />

in der Landwirtschaft, Gesundheitsgefahren<br />

und Sicherheitsrisiken in der Wirtschaft.“ Ein<br />

neues „Klimaschadenskataster“ werde bundesweit Daten<br />

sammeln, um so „eine bessere Basis für die Finanzierung<br />

von Vorsorgemaßnahmen“ zu liefern.<br />

Seit Oktober 2020 liegt der zweite Fortschrittsbericht<br />

zur DAS vor; er soll alle vier Jahre erscheinen. Die vergangenen<br />

Jahre belegten unterdessen abermals die<br />

Relevanz des Themas: Der Berichtszeitraum 2014 bis<br />

2017 sei „als Reihung sehr warmer Jahre geprägt von<br />

langen Trockenperioden und Extremereignissen wie<br />

Stürmen und heftigen Starkregenereignissen“. Letztere<br />

hätten in den Frühjahren und Sommern 2016 und<br />

2017 zu Überschwemmungen geführt. Die Indikatoren<br />

legten „sowohl kontinuierliche Veränderungen als<br />

auch die Häufung von klimatischen Extremereignissen<br />

offen“.<br />

In den zurückliegenden vierzig Jahren zeichne sich<br />

„ein Trend zunehmender Hitze-Extrema“ ab. Insbesondere<br />

die Anzahl der „heißen Tage“, an denen die<br />

Höchsttemperatur 30 Grad oder mehr beträgt, habe<br />

signifikant zugenommen. Die Sommer in den Jahren<br />

2003, 2018 und 2019 seien die wärmsten seit Beginn<br />

der Wetteraufzeichnungen gewesen. So sei das Jahresmittel<br />

der Lufttemperatur im Flächenmittel in Deutschland<br />

von 1881 bis 2018 „statistisch gesichert um 1,5<br />

Grad angestiegen“.<br />

Vegetationsphasen verschieben sich<br />

Die Folgen sind spürbar, etwa für die Pflanzenwelt. Die<br />

Dauer der Vegetationsperiode habe sich in den vergangenen<br />

Jahren weiter verlängert; die Entwicklungsstadien<br />

von Wildpflanzen setzten im Frühling und Sommer<br />

früher ein, und jene Vegetationsphasen, die im Spätherbst<br />

und Winter anstehen, verzögerten sich. Diese<br />

veränderten jahreszeitlichen Verläufe könnten sich<br />

in der Landwirtschaft sowohl positiv als auch negativ<br />

auswirken. So ist zum Beispiel mit einer früher eintretenden<br />

Apfelblüte ein höheres Risiko von Spätfrostschäden<br />

verbunden – mit der Folge von Ernteausfällen.<br />

Während die Entwicklung der Hochwassertage „für die<br />

bisherige Zeitreihe weder für das Sommer- noch für<br />

das Winterhalbjahr einen signifikanten Trend“ zeige,<br />

würden „Monate mit unterdurchschnittlich niedrigen<br />

Grundwasserständen signifikant häufiger“. Vor allem<br />

die Niederschlagsdefizite, die über mehrere Jahre<br />

hintereinander auftraten, führten zu sinkenden Grundwasserständen<br />

oder verringerten Quellschüttungen. An<br />

den erfassten Pegeln der Nord- und Ostsee zeige sich<br />

zugleich überwiegend ein „signifikanter Anstieg“ des<br />

FOTO: WWW.LANDPIXEL.EU<br />

60

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

POLITIK<br />

FOTO: ADOBE STOCK_BUSCHEMEDIEN<br />

Meeresspiegels, der Hauptursache für die Erhöhung<br />

des Wasserstandes durch Sturmfluten sei.<br />

Viele Vorschläge, die die DAS nun auflistet, richten sich<br />

an die Forschung – etwa Untersuchungen zur nachhaltigen<br />

Moornutzung. Auch sollen die „Wechselwirkungen<br />

von Klimawandel, Schaderregern und abiotischer<br />

und biotischer Schadfaktoren und deren Einflüssen<br />

auf unsere Wälder“ erforscht werden, ebenso wie die<br />

Bodenbiologie und die „Anpassung von Bewässerungsverfahren<br />

und Pflanzenschutzmaßnahmen an den Klimawandel“.<br />

Aber auch wirtschaftliche Konzepte werden erwähnt,<br />

etwa Zahlungen für Ökosystemleistungen (Payments<br />

for Ecosystem Services, PES). Mit diesen wird ein finanzieller<br />

Anreiz für Landwirte geschaffen, ihr Land<br />

nachhaltig zu bewirtschaften. Solche Ökosystemleistungen<br />

könnten „sowohl durch die Regierung als<br />

auch durch private Unternehmen oder Organisationen<br />

finanziert werden“. Als Beispiel zitiert der Bericht<br />

die Mineralwasser-Marke Vittel in Frankreich, die die<br />

Landwirtschaft für die Dienstleistung einer schonenden<br />

(nitratarmen) Bewirtschaftung der Flächen in der<br />

Umgebung der Vittel-Quelle bezahlt.<br />

Kühlfunktion der Böden stärker nutzen<br />

Des Weiteren regt die DAS an, die jeweils betreffenden<br />

Zielgruppen zu schulen, etwa, um die „Kühlfunktion<br />

und Kohlenstoffspeicherfunktion des Bodens bei seiner<br />

Nutzung“ stärker zu berücksichtigen. Schließlich<br />

könne der Boden durch seine Funktion als Kohlenstoffspeicher<br />

und seine Kühlungsfunktion für die untere<br />

Atmosphäre dem Klimawandel entgegenwirken. Heute<br />

führten allerdings viele Eingriffe in den Boden stattdessen<br />

zu einer Verringerung dieser Klimafunktion.<br />

In der Summe ist die DAS eine beachtliche Sammlung<br />

von Ideen und eine detailreiche Betrachtung aller<br />

Lebensbereiche, die durch den Klimawandel tangiert<br />

werden. Die diskutierten Konzepte betreffen nicht nur<br />

die Raumplanung und naturwissenschaftlich-technische<br />

Anforderungen (etwa die Neufassung technischer<br />

Normen), sondern auch die Anpassung von Rechtsinstrumenten<br />

und die Schaffung von Finanzierungs- oder<br />

Anreizinstrumenten.<br />

Welche Schwierigkeiten es im konkreten Einzelfall später<br />

im politisch-gesellschaftlichen Diskurs geben wird<br />

beim Versuch entsprechende Schritte umzusetzen,<br />

bleibt nun die große ungeklärte Frage. Bisher wird die<br />

Anpassungsstrategie – obwohl sie aus wissenschaftlicher<br />

Sicht ein sehr umfassendes und sorgsam aufbereitetes<br />

Papier ist – im politischen Berlin noch wenig<br />

diskutiert.<br />

Das Umweltbundesamt weist jedenfalls schon einmal<br />

darauf hin, dass besonders positiv jene Maßnahmen zu<br />

bewerten seien, die Klimaschutz und Klimaanpassung<br />

gleichermaßen fördern: „Gedämmte Häuser senken<br />

zum Beispiel nicht nur den Energieverbrauch von Gebäuden.<br />

Sie mindern auch die durch den Klimawandel<br />

steigende Hitzebelastung im Sommer.“ Es sei deshalb<br />

vor allem auch wichtig, solche Synergien von Klimaschutz-<br />

und Anpassungsmaßnahmen zu erkennen –<br />

und besonders zu berücksichtigen.<br />

Mehr renaturieren – weniger Fläche<br />

versiegeln<br />

Dirk Messner, Präsident des Umweltbundesamts, propagiert<br />

konkret die Renaturierung von Feuchtgebieten<br />

und Flussläufen, mehr Raum für Natur in den Städten<br />

und bodenschonende Verfahren in der Landwirtschaft.<br />

Das alles seien „Beispiele dafür, wie Anpassung ökologischen,<br />

ökonomischen sowie sozialen und kulturellen<br />

Nutzen entfaltet“. In welchem Maße die Bundes- und<br />

Länder- und Kommunalpolitik die Vorschläge der DAS<br />

in Zukunft aufgreifen wird, dürfte die entscheidende<br />

Frage der kommenden Jahre sein.<br />

Und dennoch: Wie hilflos die bisher entwickelten Konzepte<br />

mitunter sind, zeigt sich exemplarisch beim Thema<br />

Flächenversiegelung. Diese verschärft die Hochwasser<br />

bei Starkregen und fördert zudem die lokale<br />

Aufheizung der Umgebung bei ohnehin steigenden<br />

globalen Temperaturen. Daher schlägt die Klimaanpassungsstrategie<br />

nun die „bessere Nutzung von Entsiegelungspotenzialen<br />

zur Wiederherstellung von Bodenfunktionen<br />

und zur Klimaanpassung“ vor.<br />

Die Studie muss zugleich aber indirekt einräumen, dass<br />

man von einer Entsiegelung noch Lichtjahre entfernt<br />

ist, denn bislang nimmt – im Gegenteil – der Anteil der<br />

versiegelten Fläche in Deutschland weiterhin rasant zu.<br />

„Derzeit werden in Deutschland täglich etwa 60 Hektar<br />

für Siedlung und Verkehr neu ausgewiesen. Rund die<br />

Hälfte davon wird versiegelt“, liest man in der DAS – es<br />

ist also bisher keine Entsiegelung absehbar. Die Abhilfe<br />

bleibt bisher vage: Seitens des Umweltbundesamtes<br />

würden nun „Verbesserungsvorschläge erarbeitet“.<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 />

Der Rückbau<br />

beziehungsweise die<br />

Entsiegelung von<br />

bebauten Flächen hin<br />

zu mehr grünen Oasen<br />

in urbanen Räumen<br />

ist eine wichtige<br />

Maßnahme gegen den<br />

Klimawandel. Gleichfalls<br />

sollten versiegelte<br />

Flächen industriell oder<br />

gewerblich neu genutzt<br />

werden, anstatt immer<br />

mehr unangetasteten<br />

Boden zu vergeuden.<br />

61

PRAXIS / TITEL BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Weg vom Fass –<br />

hin zum Schlauch<br />

Die Lohnunternehmung Hamester GmbH & Co KG in Nordwestmecklenburg<br />

blickt auf langjährige Erfahrungen mit der Gülle-Ausbringung durch<br />

Schlauchsysteme zurück. Mit den guten Erfahrungen im Hintergrund erwartet<br />

man auch andernorts eine Ausweitung der bodenschonenden Technik.<br />

Von Dierk Jensen<br />

Nahaufnahme vom Heck<br />

des SDS 8000, wo der<br />

Schlauch abgerollt wird.<br />

62

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

FOTOS: DIERK JENSEN<br />

Große Schläge mit 100 Hektar und mehr<br />

sind in der sanft hügeligen Region nordwestlich<br />

von Schwerin nichts Außergewöhnliches:<br />

Große Flächen prägen die<br />

Strukturen dieser Ackerbauregion – in der<br />

auch viele Biogasanlagen Energie erzeugen. Mittendrin<br />

in diesem Umfeld liegt Mühlen Eichsen. In dem kleinen<br />

Dorf mit rund 1.000 Einwohnern befindet sich der<br />

nach eigenen Angaben „größte Gülle- beziehungsweise<br />

Gärrestverschlauchungs-Dienstleister“ der Republik,<br />

die Otto Hamester GmbH & Co. KG.<br />

40 Mitarbeiter, darunter viele polnische und rumänische<br />

Kollegen, zählt der Lohnunternehmer, der ursprünglich<br />

aus dem südlichen Schleswig-Holstein<br />

kommt, aber kurz nach der Wende, Mitte der Neunzigerjahre,<br />

die Dependance in Mühlen Eichsen eröffnete.<br />

Heute schlägt hier das Herz des Unternehmens.<br />

„Wir sind kein Full-Liner“, erklärt Björn Salzwedel am<br />

Steuer eines alten Bundeswehrgeländewagens. „Wir<br />

konzentrieren uns auf die Futterbergung und auf die<br />

Ausbringung von Gülle und Gärresten.“ Eine Million<br />

Kubikmeter bringt sein Team im Auftrag von rund 150<br />

landwirtschaftlichen Kunden im Umkreis von rund 70<br />

Kilometern auf die Felder. Seine Kundschaft reicht vom<br />

kleinen Milchviehbetrieb über Biogasanlagenbetreiber<br />

bis hin zu Großbetrieben mit 3.000 Milchkühen und<br />

Ackerbaubetrieben mit 5.000 Hektar und mehr. Darunter<br />

auch welche, die von Industrieunternehmen in der<br />

Vergangenheit als Anlageobjekt erworben worden sind,<br />

was von vielen Beobachtern kritisch beurteilt wird.<br />

Rund 675.000 Kubikmeter Gülle werden mittlerweile<br />

mit Verschlauchungstechniken ausgebracht. Der<br />

45-jährige Salzwedel lenkt seinen robusten Geländewagen<br />

von der B 208 auf einen Feldeingang zu und<br />

düst über die Grasnarbe des Schlages. Am Horizont<br />

ist der selbstfahrende Gülleausbringer SDS 8000 vom<br />

dänischen Hersteller Agrometer a/s<br />

aus dem jütländischen Grindsted im<br />

Einsatz. Auf einer Kuppe des riesigen<br />

Schlages hält Salzwedel an. In der Ferne<br />

drehen sich große Windenergieanlagen<br />

gemächlich in einem Windpark.<br />

Salzwedel bringt die Vorteile der Verschlauchung<br />

schnell auf den Punkt:<br />

„Hohe Schlagkraft, keine Straßenverschmutzungen,<br />

keine Bodenverdichtung<br />

durch hohen Maschinendruck<br />

und ganz wichtig und nicht zu vergessen:<br />

Wir haben einfach nicht mehr so<br />

viel Nerv mit den Anwohnern.“ Der<br />

Selbstfahrer bringt die Gülle mit einem<br />

36-Meter-Schlauchgestänge aus. Über<br />

eine Haspel wird der Gülleschlauch<br />

vom Vorgewende bis zum Ende des<br />

Feldes ausgerollt. Dort dreht sich die<br />

Kabine des Selbstfahrers um die eigene<br />

Achse und die Apparatur nimmt<br />

„Hohe Schlagkraft, keine Straßenverschmutzungen,<br />

keine Bodenverdichtung<br />

durch hohen Maschinendruck“<br />

den beim Hinweg ausgerollten Schlauch wieder auf die<br />

Haspel auf. Dadurch, dass der Schlauch in der Fahrgasse<br />

unbewegt liegt, besteht auch die Option, in höhere<br />

Maisbestände noch Gülle einzubringen, ohne irgendwelche<br />

Pflanzen zu beschädigen.<br />

In der Kabine sitzt an diesem warmen Oktobertag der<br />

polnische Mitarbeiter Milosz. Über mehrere Bildschirme<br />

überwacht er das Geschehen auf dem Grasschlag,<br />

der zu dieser Jahreszeit ungewöhnlich grün ist. Milosz<br />

passt mit Argusaugen darauf auf, dass die Schläuche<br />

sich in der Haspel akkurat aufrollen – wenn sie sich<br />

verhaspeln würden, gäbe es Ärger mit einem problemfreien<br />

Abrollen. Er kontrolliert zudem die mobile Pumpenstation<br />

am einige Kilometer entfernten Güllepott.<br />

Er hat die jeweiligen Drücke und Durchflüsse im Blick,<br />

damit die angepeilten Ausbringungsmengen eingehalten<br />

werden. In einigen Jahren, so schaut Salzwedel<br />

nach vorne, werde der Gülleausbringer wahrscheinlich<br />

auch ohne Mensch in der Fahrkabine arbeiten, „er wird<br />

gänzlich autonom arbeiten, wir Menschen werden dann<br />

nur noch von einer zentralen Stelle überwachen, was<br />

auf dem Feld passiert.“<br />

Fahrer gesucht<br />

Noch ist es aber nicht soweit. Noch ist es vielmehr so,<br />

dass es an qualifizierten Arbeitskräften mangelt; händeringend<br />

sucht Salzwedel immer wieder nach Personal.<br />

„Hätte ich die Kollegen aus Osteuropa nicht im<br />

Unternehmen, wir würden unser Pensum gar nicht<br />

mehr bewältigen können“, klagt Salzwedel. Da-<br />

Selbstfahrendes Gülleverschlauchungsfahrzeug SDS 8000 von Agrometer aus Dänemark.<br />

Hier mit Schleppschlauchgestänke ausgerüstet.<br />

Björn Salzwedel<br />

63

PRAXIS / TITEL<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Mitarbeiter Milosz<br />

überwacht mittels<br />

mehrerer Bildschirme<br />

die Gülleausbringung<br />

mit dem Selbstfahrer.<br />

Mit Argusaugen passt<br />

er darauf auf, dass<br />

sich die Schläuche in<br />

der Haspel akkurat<br />

aufrollen.<br />

Technische Daten<br />

SDS 8000<br />

Der Selbstfahrer SDS 8000 wiegt bei halber Befüllung<br />

etwa 22 Tonnen, der Dieseltank fasst 800 Liter.<br />

Der Selbstfahrer mit 220-PS-Motor ist 2,99 Meter<br />

breit und hat eine Höhe unter 4 Meter. Das Gerät<br />

kann über 30 km/h auf der Straße fahren, im Fall<br />

von Mühlen Eichsen aber nur 20 km/h, weil diese<br />

Geschwindigkeit noch kein eigenes Kennzeichen<br />

erfordert. Den Selbstfahrer gibt es auch mit Reifendruckregelung,<br />

aber bei Hamester wird diese nicht<br />

eingesetzt, da bei der Ausbringung mit niedrigem<br />

Reifenluftdruck von rund 0,8 bar gefahren wird.<br />

Über die Fahrgeschwindigkeit auf dem Feld wird<br />

die Ausbringungsmenge gesteuert, sie variiert<br />

also. Dabei wird es in Zukunft nicht mehr allein<br />

nach Ausbringvolumen gehen, sondern es wird<br />

exakt nach Nährstoffgaben ausgerichtet sein, die<br />

über einen NIR-Sensor, der die Werte zu Phosphor,<br />

Stickstoff, Kali und Trockensubstanz ermittelt, bestimmt<br />

werden. Dazu sind auch unterschiedliche<br />

spezifische Gaben für einzelne Teilflächen auf dem<br />

Schlag denkbar.<br />

In Mühlen Eichsen sind mehrere Kreiselpumpen der<br />

Firma Bauer (SX 2000) mit einer Leistung von 270<br />

PS im Einsatz. Diese Modelle sind unempfindlich<br />

gegenüber Fremdkörpern. Der Arbeitsdruck liegt<br />

durchschnittlich bei zirka 10 bar, die maximale<br />

Pumpleistung liegt pro Stunde bei 200 Kubikmeter,<br />

im praktischen Einsatz werden aber eher zwischen<br />

150 bis 180 Kubikmeter erreicht. Zu den Schläuchen:<br />

Es sind allesamt Gewebe-Flachschläuche. Es<br />

gibt Zubringerschläuche zum Feldrand, die einen<br />

Durchmesser von sechs Zoll (15 Zentimeter) haben,<br />

die Teilstücke dazu sind entweder 100 oder 200<br />

Meter lang, die Einzelstücke werden mit gängiger<br />

Kuppeltechnik verbunden. Auf mobilen Haspeln<br />

lassen sich 800 Meter Schlauch aufwickeln. In<br />

Mecklenburg kamen schon Zubringerschläuche mit<br />

einer Gesamtlänge von 7,6 Kilometer zum Einsatz.<br />

Zu den Verteilschläuchen: Davon gibt es 4,5-zollige<br />

mit einer Gesamtlänge von 630 Metern, die auf der<br />

Haspel des Selbstfahrers aufgewickelt werden, sodass<br />

rein rechnerisch maximal sieben Kubikmeter<br />

Gülle enthalten sein können; zudem werden auch<br />

5-zollige Verteilschläuche mit einer Länge von 550<br />

Meter verwendet.<br />

Zum Spülvorgang: An der Pumpstation befindet<br />

sich ein 3.000 Liter fassender Wassertank: Wenn<br />

die Ausbringung kurz vorm Beenden ist, wird vom<br />

Selbstfahrer ein entsprechendes Signal an die<br />

Pumpstation gegeben, woraufhin die Güllezuleitung<br />

gesperrt und stattdessen die Wasserzufuhr<br />

aktiviert wird. Das Wasser drückt dann in die Leitung,<br />

schiebt die Gülle bis zum Selbstfahrer vor sich<br />

her, wo ein Sichtfenster am Schlauchende zu erkennen<br />

gibt, wann das Wasser dort angekommen ist.<br />

Der Reinigungsvorgang wird mit einem Schaumstoffball<br />

abgeschlossen, der durch den Schlauch<br />

geschossen und in einem Behälter auf der Selbstfahrerseite<br />

in einem Korb aufgefangen wird und<br />

somit mehrfach verwendet werden kann.<br />

bei schläft die Konkurrenz nicht, der Wettbewerbsdruck<br />

ist da. „Da gilt es immer wieder,<br />

sich zu verbessern“, fügt der gelernte<br />

Landwirt hinzu.<br />

Schon im Jahr 2012 ist die Lohnunternehmung<br />

in die Verschlauchung eingestiegen.<br />

Seither hat das Unternehmen eine intensive<br />

Lernkurve durchschritten. „Wir haben viel<br />

Lehrgeld zahlen müssen“, räumt Salzwedel<br />

ein. So gab es in den Anfangsjahren des<br />

Öfteren Verstopfungen im Schlauchsystem,<br />

die man heute fast gänzlich vermeidet, weil<br />

man die 15 Zentimeter Durchmesser fassenden<br />

Schläuche vor dem Einsatz einmal<br />

mit Wasser durchspült, um so deren Gleitfähigkeit<br />

für die Gülle zu gewährleisten.<br />

Doch hat man die Pionierprobleme inzwischen<br />

im Griff und bemüht sich überdies,<br />

die Logistik am Feldrand noch weiter zu<br />

optimieren, um am Ende beachtliche Tagesleistungen<br />

von 1.500 bis 2.000 Kubikmeter<br />

an Gülle- und Gärreste-Ausbringung<br />

erreichen zu können. Darüber hinaus versucht<br />

das Team um Salzwedel, die Zubringer-Schlauchsysteme<br />

vom Gärdüngerlager<br />

über das Zwischenlager bis hin zum Feld<br />

weiterzuentwickeln. Im Fall von Mühlen<br />

Eichsen haben die Kunden in der Umgebung<br />

schon mehrere Straßen mit Kanälen<br />

untertunnelt, durch die die gülleführenden<br />

Schlauche gezogen werden; und wo kein<br />

Tunnel in den Boden getrieben worden ist,<br />

wird die Gülle von Fall zu Fall auch mal brückenartig<br />

über die Straßen gepumpt.<br />

Auf den ersten Blick erscheint der technische<br />

Aufwand erheblich. Und tatsächlich<br />

erfordert es auch zusätzliche Investitionen,<br />

die sich folgerichtig auch auf den Ausbringungspreis<br />

niederschlagen. So beziffert<br />

Salzwedel die Kosten auf 3 Euro pro<br />

Kubikmeter Gülle/Gärdünger; wenn die<br />

Entfernungen über 2 Kilometer vom Güllebehälter<br />

zunehmen, dann hat der Gülleproduzent<br />

stufenweise noch einen Aufpreis<br />

zu entrichten. „Verschlauchung hat ihren<br />

Preis, daran besteht kein Zweifel“, weiß<br />

Salzwedel.<br />

Mit leichter Technik früher auf<br />

die Flächen<br />

Doch er unterstreicht im gleichen Atemzug<br />

die großen Vorteile gerne noch einmal: Obgleich<br />

die Fahrgassen deutlich geschont<br />

werden und sich die oberflächliche Wasserführung<br />

insgesamt mittlerweile deutlich<br />

sichtbar verbessert, sei aus seiner Sicht<br />

eine Verringerung von Bodenverdichtungen<br />

64

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

Björn Salzwedel: „Die Leute bekommen manchmal<br />

gar nicht mehr mit, dass wir Gülle ausbringen.“<br />

Fahrbare Güllebrücke auf einem Tieflader montiert. So können Wege überspannt<br />

werden, ohne dass Fahrzeuge über den Schlauch fahren müssen.<br />

dennoch nur schwer genau zu ermitteln.<br />

Noch wichtiger erscheint ihm daher der<br />

Aspekt, dass sie allein mit dieser enorm<br />

„leichten“ Ausbringungstechnik rechtzeitig<br />

zum Vegetationsbeginn auf die zu dieser<br />

Jahreszeit oft noch sehr nassen Felder<br />

kommen.<br />

„Nämlich dann, wenn wertvoller organischer<br />

Dünger an die Pflanze beziehungsweise<br />

an die Pflanzenwurzel muss.“ Und<br />

dies fällt zumeist in eine schwierige Phase,<br />

wenn die Läger überall voll sind. Ganz abgesehen<br />

davon hat sich das Verhältnis zu<br />

den Einwohnern in den Dörfern der Umgebung<br />

wesentlich entspannt. „Die Leute<br />

bekommen manchmal gar nicht mehr mit,<br />

dass wir Gülle ausbringen“, konstatiert<br />

Salzwedel.<br />

Dabei gehört er nicht zu denjenigen, die<br />

die neue Düngeverordnung verteufeln;<br />

sie werde vielmehr den Trend – weg vom<br />

Fass, hin zum Schlauch – noch weiter beschleunigen.<br />

„Im Februar können wir die<br />

klassischen Fass-Riesengeschosse auf<br />

ungefrorenem Boden de facto nicht mehr<br />

einsetzen, einfach weil sie auf den nassen,<br />

aufgeweichten Böden Verdichtungen<br />

und Verschlämmungen verursachen. Deshalb<br />

gibt es einfach keine Alternativen<br />

zur Schlauchmethodik“, sieht Salzwedel<br />

für die schonende Technik durchaus<br />

wachsenden Bedarf. Schon heute hat der<br />

Lohnunternehmer vier selbstfahrende Gülleschlauch-Ausbringer<br />

mit bodenschonenden<br />

Reifen (1.050 Millimeter Breite) vom<br />

dänischen Hersteller Agrometer im Einsatz.<br />

Darüber hinaus verfügen die mecklenburgischen<br />

Experten über sechs Verteiler und<br />

eine elektronische, fahrgeschwindigkeitsabhängige<br />

Dosierung, die eine exakte Verteilung<br />

der Gülle auf Acker oder Grünland<br />

ermöglicht.<br />

NIR-Sensor angeschafft<br />

Für Salzwedel ist die Organik aus den Ställen<br />

ein wertvoller Dünger, der für die Kulturpflanzen<br />

passgenau eingesetzt werden<br />

muss. Nicht zuletzt deshalb hat der Lohnunternehmer<br />

erst vor kurzem einen NIR-<br />

Sensor angeschafft, um für die Kunden den<br />

Gehalt der wichtigsten Hauptnährstoffe in<br />

der Gülle genau zu bestimmen. Aber auch<br />

wenn der Schlauch auf dem Vormarsch ist,<br />

stehen dem Lohnunternehmen für längere<br />

Strecken zum Transport von Gülle und Gärdünger<br />

auch neun Lkw mit Tanksattelaufliegern<br />

– ausgestattet mit Drehkolben- und<br />

Vakuumpumpen – im Fuhrpark zur Verfügung.<br />

Alternativ kann dieser Transport auch<br />

mit Schlepper und sieben Dolly-Achsen mit<br />

Tanksattelauflieger erfolgen. Des Weiteren<br />

besteht die Möglichkeit, drei Feldrandcontainer<br />

mit einem Fassungsvermögen von<br />

bis zu 92 Kubikmeter für eine zeitgenaue<br />

Gülleausbringung – sowohl mit Fass oder<br />

mit Schlauch – einzusetzen. Dabei schneidet<br />

die Schlauchausbringungsvariante<br />

auch beim Kraftstoffbedarf im Gegensatz<br />

zur Fassausbringung nicht schlechter ab.<br />

Salzwedel schätzt den Kraftstoffbedarf bei<br />

verschlauchter Gülle mit dem Agrometer<br />

auf 0,18 bis maximal 0,25 Liter Diesel pro<br />

Kubikmeter. Schön wäre natürlich, wenn die<br />

Zugmaschinen irgendwann mit Methan oder<br />

Wasserstoff betankt werden könnten.<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 />

Mit der Pumpstation von Agrometer kann<br />

Gülle auch direkt aus einem Lagerbehälter<br />

zum Verteilfahrzeug gepumpt werden.<br />

65

PRAXIS / TITEL<br />

Schlepper beim Eingrubbern<br />

flüssiger Wirtschaftsdünger.<br />

Im Frontkraftheber befindet<br />

sich eine Trommel, auf die die<br />

leeren Schläuche aufgewickelt<br />

werden. Das Verteilgestänge<br />

zieht den vollen Schlauch<br />

hinter sich her.<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Schlauer mit Schlauch<br />

Die alteingesessene Familie von der Decken betreibt Landwirtschaft und Pferdezucht seit<br />

vielen Generationen. Vor acht Jahren ist sie zudem in die Biogaserzeugung eingestiegen. Und<br />

seit zwei Jahren agieren die Brüder Herwart und Christoph auch als Entwickler und Anbieter<br />

von anwenderfreundlichen und bodenschonenden Gülle-Verschlauchungssystemen.<br />

Von Dierk Jensen<br />

Tiefe Treckerspuren in der Marsch – überall<br />

war diese Entwicklung in den letzten Jahren<br />

zu beobachten. Immer größer werdende<br />

Gespanne von Häckslern, Ladewagen, Traktoren<br />

und Güllefässern haben trotz breiter<br />

Bereifung an vielen Orten starke Bodenschäden hinterlassen:<br />

Die Wasserführung ist auf vielen Schlägen<br />

nachhaltig ruiniert worden. Auch die Biogasbranche<br />

hat sich sicherlich nicht immer mit Ruhm bekleckert.<br />

„Es gibt in der Tat Schwarze Schafe, die so weitermachen<br />

wie bisher“, beobachtet auch Herwart von der<br />

Decken aus dem Kehdinger Land südöstlich von Freiburg/Elbe.<br />

„Unser Boden ist doch unser höchstes<br />

Gut und daher müssen wir diesen so gut<br />

es geht schützen, damit wir auch morgen<br />

noch gute Ernte einfahren“<br />

Herwart von der Decken<br />

Von der Decken bewirtschaftet den traditionsreichen<br />

Betrieb Rutenstein mit einer Ackerbaufläche von 500<br />

Hektar und betreibt zudem seit 2012 eine Biogasanlage,<br />

die mit 500 Kilowatt (kW) Leistung an den Start ging<br />

und von Anfang an mit doppelter Leistung überbaut ist.<br />

So steht die Rutensteiner Bioenergie GmbH & Co. KG<br />

als voll flexibilisierter, direktvermarktender Betrieb mit<br />

guter Wärmenutzung wirtschaftlich zukunftsfähig da.<br />

Der eigene Betrieb, das Freiburger Schulzentrum,<br />

17 weitere Einzelhäuser und ein Altenpflegeheim sowie<br />

eine Korntrocknung werden mit der Abwärme der<br />

Stromproduktion beliefert. Für die Produktion werden<br />

knapp 200 Hektar Energiepflanzen, davon 60 Hektar<br />

Grassilage, 120 Hektar Maissilage, ein bisschen CCM<br />

und 10 bis 15 Hektar Zuckerrüben, neben Hühnertrockenkot<br />

sowie Schweine- und Rindergülle aus benachbarten<br />

Betrieben in die Fermenter gefahren.<br />

Am Standort Rutenstein bei Freiburg/Elbe, unmittelbar<br />

südlich der Elbdeiche, in der fruchtbaren, aber in vielen<br />

Jahren auch nassen und daher schwer zu beackernden<br />

Marsch hat Herwart von der Decken schon immer<br />

darauf geachtet, seinen Acker nicht mit zu schwerem<br />

Gerät zu malträtieren. „Unser Boden ist doch unser<br />

höchstes Gut und daher müssen wir diesen so gut es<br />

geht schützen, damit wir auch morgen noch gute Ernte<br />

einfahren“, sagt er aus voller Überzeugung. Folgerichtig<br />

hat er sich schon zu einem Zeitpunkt über Verschlauchungstechniken<br />

für die Gärdüngerausbringung<br />

Gedanken gemacht, als die meisten Berufskollegen<br />

sich beim nächstbesten Landmaschinenhändler das<br />

nächste größere Güllefass bestellten.<br />

Tatsächlich unternahm von der Decken die ersten Versuche<br />

einer Verschlauchung mit einem Lohnunternehmen<br />

in den Jahren 2011/12. „Das hat allerdings nur<br />

leidlich geklappt“, wie von der Decken einräumt. Seine<br />

Nachbarn haben damals nur den Kopf geschüttelt. „Die<br />

haben gedacht, jetzt drehe ich durch“, schmunzelt er<br />

über die einstige Skepsis gegenüber dem Neuen. Doch<br />

ist er trotz einiger Misserfolge am Ball geblieben.<br />

Schließlich setzte er ab 2013 die Verschlauchungs-<br />

Technik auf eigenen Flächen ein. Zugleich übernahm<br />

Herwart von der Decken mit seinem Freund Friedrich<br />

Reinhold aus der Nähe von Schöningen bei Helmstedt<br />

und seinem Bruder Christoph auch den Deutschland-<br />

Vertrieb für einen österreichischen Hersteller. Zum Einsatz<br />

kamen vom Schlepper gezogene Güllecontainer,<br />

von wo aus die Gärdünger über Pumpen in Schläuche<br />

FOTOS: VERSCHLAUCHUNGSTECHNIK GMBH<br />

66

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

Blick von oben auf den offenen Feldrandcontainer. Dieser wird per Lkw befüllt. Auf der rechten Seite des<br />

Containers befindet sich die Pumpstation, mit der die Gülle aus dem Container zum Verteiler-Schlepper<br />

gepumpt wird. Links im Bild ist der Schlauchanschluss für die Lkw zu sehen.<br />

Nach Herwart von den Deckens Angaben ist mit dem<br />

System eine durchschnittliche Ausbringleistung von<br />

deutlich über 100 Kubikmeter pro Stunde möglich.<br />

weitergeleitet wurden, die zu von Traktoren gezogenen<br />

Ausbringungsgeräten quer übers Feld gezogen wurden.<br />

Eigenes System entwickelt<br />

Die Kooperation hielt vier Jahre. Dann trennten sich<br />

die Brüder vom Vertriebsgeschäft für andere Unternehmen,<br />

weil sie mit den vielen eigenen Praxiserfahrungen<br />

im Hintergrund der Ehrgeiz gepackt hatte, selber etwas<br />

weiterentwickeln zu wollen. Sie wagten den Einstieg<br />

in ein eigenes vollständiges System und gründeten die<br />

Firma Verschlauchungstechnik GmbH; getreu ihrem<br />

Anspruch und ihrer landwirtschaftlichen Anspruchshaltung,<br />

eine „genaue, aber bedienerfreundliche und<br />

leistungsfähige Technik zu bieten“.<br />

Dabei spielt die Pumpstation mit integrierter Güllepumpe<br />

und Kompressor für die Brüder eine zentrale<br />

Rolle. „Sie ist das Herzstück der Verschlauchung“,<br />

betont Herwart von der Decken und identifizierte genau<br />

darin in der bestehenden Technik Defizite, die aus<br />

seiner Sicht durchaus verbesserbar waren. „Wir haben<br />

uns deshalb daran gesetzt, eine Pumpstation zu entwickeln,<br />

die bedienerfreundlich, leistungsstark und<br />

kompakt ist“, erklärt sein Bruder Christoph. „Wichtig<br />

war uns dabei, ein Hydrauliksystem zu entwerfen, das<br />

alle Komponenten von der Güllepumpe über den Kompressor<br />

bis hin zu Steuerung aller Schieber und einer<br />

zusätzlichen Befüll-Pumpe am Container weich und<br />

exakt ansteuern kann“, fügt er hinzu.<br />

Mit dem Bremer Spezialunternehmen Hanse-Flex AG<br />

fanden sie einen starken Partner, der seit mehr als einem<br />

halben Jahrhundert einer der weltweit führenden<br />

Systemanbieter für Hydraulikanwendungen ist. Darüber<br />

hinaus haben die beiden Brüder aus der Elbmarsch<br />

ein oft von Herstellern unterschätztes, aber doch<br />

wichtiges Detail aus der Elbmarsch in ihr System integriert.<br />

„Wir haben einen Füllstandanzeiger mit einer<br />

entsprechenden Intelligenz eingebaut, der dem Fahrer<br />

im Gegensatz zu früher genau angibt, wie viel Gülle<br />

noch im Schlauch bzw. im Container ist, damit er auch<br />

rechtzeitig weiß und kalkulieren kann, welche Menge er<br />

noch zur Verfügung hat.<br />

„Ein Detail, das zielgenaues Düngen ermöglicht“, erklärt<br />

von der Decken. Ein weiteres innovatives Element<br />

im Gesamtsystem ist darüber hinaus eine Automatikschaltung<br />

für die Wendevorgänge, die dem Fahrer<br />

die Bedienung erleichtert und ein Garant für genaues<br />

Ausbringen ist. Das gesamte System scheint zu überzeugen.<br />

So haben die Seiteneinsteiger mittlerweile im<br />

Nischenmarkt Verschlauchen eine Vielzahl an Systemen<br />

an Lohnunternehmen und Landwirte verkaufen<br />

können.<br />

Schlauchlänge bis 2,5 Kilometer<br />

Deren Technik beinhaltet eine Pumpleistung von bis<br />

zu 250 Kubikmeter pro Stunde für einen bis zu 2.500<br />

Meter langen Schlauch. Nach Herwart von den Deckens<br />

Angaben ist mit dem System eine durchschnittliche<br />

Ausbringungsleistung von deutlich über 100 Kubikmeter<br />

pro Stunde möglich. Dabei fahren Lkw den Gärdünger<br />

an den Feldrandcontainer (der ein Standardvolumen<br />

von 55 Kubikmeter aufweist), woraus die<br />

Pumpstation je nach Bedarf die gewünschte Menge<br />

saugt und das Substrat zum ausbringenden Schlepper<br />

pumpt.<br />

Gülleverschlauchung<br />

im Sommer, Ausbringung<br />

auf Getreidestoppeln<br />

mit Schleppschuhverteiler.<br />

67

PRAXIS / TITEL<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Feldrandcontainer mit<br />

Motorpumpstation,<br />

wo die Pumpe von<br />

einem Dieselmotor<br />

angetrieben wird.<br />

Der Dieselmotor lässt<br />

sich an Zapfwellenpumpstationen<br />

später<br />

auch nachrüsten. Der<br />

180-kW-Motor ist ein<br />

Sechszylinder-Aggregat<br />

von Deutz.<br />

Biogas Journal 210x140<br />

Ein am Schlepper angebautes Schleppschuhgestänge<br />

bringt die Organik dann mit geringem Gewicht von<br />

rund zwölf Tonnen insgesamt – statt mit bis zu 50 Tonnen<br />

schweren Schlepper-Güllefässern-Kombis – auf<br />

den Feldern aus. Ein umfassendes Standard-System<br />

kostet zwischen 200.000 und 230.000 Euro. Ein Anschaffungspreis,<br />

der bei einer Ausbringungsmenge in<br />

der Spanne von 25.000 bis 30.000 Kubikmeter nach<br />

Deckens Berechnungen „gegenüber herkömmlicher<br />

Gülletechnik preisneutral ist.“<br />

Er spricht von 2,30 bis 3 Euro Kosten pro Kubikmeter.<br />

„Aber ganz abgesehen davon ist doch das Entscheidende,<br />

dass die Anwender damit keine Strukturschäden<br />

mehr verschulden und sie darüber hinaus in ihrem<br />

ackerbaulichen Handeln wesentlich viel flexibler agieren<br />

können“, wirbt von der Decken für die Verschlauchung<br />

und warnt eindringlich davor, Bodenverdichtungen<br />

zu unterschätzen. Diese würden nach seiner<br />

Einschätzung bis zu einem Viertel (!) an Ertragsdepressionen<br />

verursachen können.<br />

Industriellen Dünger möglichst komplett<br />

ersetzen<br />

Umso vehementer sein Plädoyer dafür, so viel organischen<br />

Dünger wie irgend möglich zu nutzen, um am<br />

Ende bestenfalls den industriell produzierten Dünger<br />

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BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

gänzlich zu ersetzen. Auf seinen Ackerflächen in der<br />

Marsch erreicht er schon heute eine bis zu 80- bis<br />

90-prozentige Abdeckung des Düngerbedarfs durch<br />

den Gärdünger. „Wir haben also nicht zu viel Organik,<br />

sondern es ist vielmehr so, dass die Art der Ausbringung<br />

bisher durch die herkömmliche Technik diktiert worden<br />

ist. Dafür könne man die strengere Düngeverordnung<br />

(DüV) nicht für schuldig erklären – das habe damit gar<br />

nichts zu tun.<br />

„Da das Getreide aber schon im Februar den ersten<br />

Stickstoffdünger braucht, wollen wir mit leichter, bodenschonender<br />

Technik den Gärdünger auf ungefrorene<br />

Böden zeitgenau rauszufahren“, weiß der konventionelle<br />

Ackerbauer, der klassischerweise Raps, Weizen,<br />

Gerste, Mais, Ackerbohnen und Zuckerrüben anbaut<br />

und verschiedene Zwischenfrüchte wie Ramtillkraut,<br />

Wicken, Klee und Phacelia einsetzt.<br />

Allein aus diesem ackerbaulichen Umstand heraus<br />

sieht er ein Potenzial für die Verschlauchung. Daher<br />

setzt der niedersächsische Landwirt darauf, dass die<br />

Landwirtschaft ihr oft hemmendes Credo: „es war schon<br />

immer so“ ablegt. Und stattdessen die Chancen einer<br />

vielleicht „totlangweiligen Verschlauchung“ entdeckt,<br />

bei der die Güllefahrer nicht mehr PS-stark durch die<br />

Dörfer heizen, sondern nur noch auf dem Feld – fast<br />

kontemplativ – ihre Schläuche ziehen. „Wer es schon<br />

mal gesehen hat, der ist davon überzeugt!“ Ganz ohne<br />

tiefe Treckerspuren und Strukturschäden. Die sich langfristig<br />

deutlich negativ auswirken, aber in der kurzsichtigen<br />

monetären Betrachtung oft ausgeblendet werden.<br />

Autor<br />

Dierk Jensen<br />

Freier Journalist<br />

Bundesstr. 76 · 20144 Hamburg<br />

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Hier im Bild ist eine<br />

Variante zu sehen, wo<br />

die Pumpstation per<br />

Schlepperzapfwelle<br />

angetrieben wird.<br />

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69

PRAXIS / TITEL<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Vom Lager per Leitung direkt aufs Feld<br />

Frühjahrsdüngung im<br />

aufwachsenden Getreidebestand:<br />

Die Gülle<br />

wird mit dem Rotomax-<br />

System von Veenhuis<br />

über ein Schlitzgerät in<br />

den Boden appliziert.<br />

Die Gülle liegt im<br />

Getreide im Schlitz im<br />

Boden.<br />

In der Koberland eG Niederalbertsdorf erfolgt die Ausbringung von Gülle und Gärprodukten<br />

komplett über ein Schlauchsystem. Den Vorteil sehen die Landwirte in der für das Pflanzenwachstum<br />

optimalen und dennoch bodenschonenden Düngung im zeitigen Frühjahr.<br />

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

Marco Bräunlich, Vorstand der Koberland<br />

eG Niederalbertsdorf, kennt die erstaunten<br />

oder auch skeptischen Blicke,<br />

wenn der Traktor das Ausbringgerät mit<br />

der riesigen Haspel und dem 12 Meter<br />

breiten Gülleinjektor über den Acker zieht. Während<br />

der ruhigen, gleichmäßigen Pendelfahrt wickelt sich<br />

ein armdicker Schlauch auf dem Ausbringgerät auf<br />

und ab. Der Schlauch führt zu einer Pumpe am Feldrand,<br />

die dem System stetig Wirtschaftsdünger zuführt.<br />

Das Gespann erledigt die Arbeit auf dem Schlag ohne<br />

Unterbrechung, bis die vorgesehene Güllemenge appliziert<br />

ist.<br />

„Wir bringen den gesamten Wirtschaftsdünger auf unseren<br />

Flächen bereits seit acht Jahren mittels Gülleverschlauchung<br />

aus. Das sind pro Saison etwa 50.000 Kubikmeter.<br />

In einer Region, in der hierfür ansonsten nur<br />

Fässer, vor allem Selbstfahrer, unterwegs sind, steht<br />

man da schon unter kritischer Beobachtung“, berichtet<br />

Bräunlich. Der 48-Jährige ist sich jedoch sicher, mit<br />

dem Schlauchzufuhrsystem eine sehr gute Lösung für<br />

seine Wirtschaftsbedingungen gefunden zu haben. Sie<br />

ist das Ergebnis von Auswertungen nach Nutzung unterschiedlicher<br />

Verfahren und Gerätesystemen.<br />

Premiumject 1200 mit Schwenkarm: Der Quergleis wurde durch einen Arm ersetzt, der an das<br />

Front-Hubwerk und das Frontladesystem des Schleppers angeschlossen ist. Dadurch wird<br />

eine ideale Gewichtsverteilung erreicht. Bei längeren Spuren übt dieses System nicht mehr<br />

Druck auf die Hinterachse, sondern auf die Vorderachse des Schleppers aus. Dadurch kann der<br />

Schlepper mit einem wesentlich niedrigeren Reifendruck gefahren werden, was wiederum zu<br />

weniger Bodenverdichtung führt. Der Arm ist um 360 Grad frei schwenkbar, wodurch er immer<br />

die ideale Zuglinie einnimmt und am Vorgewende den Schlauch maximal entlastet.<br />

Ziel: effizient und pflanzenwirksam<br />

Der Agrarbetrieb am Rande des sächsischen Vogtlandes<br />

bewirtschaftet 2.300 Hektar (ha) landwirtschaftliche<br />

Nutzfläche, davon 1.900 ha Ackerland. Auf den<br />

Böden mit 32 bis 43 Bodenpunkten wachsen zu 60<br />

Prozent Druschfrüchte. Hinzu kommt die Milchproduktion<br />

mit 500 Kühen und eigener Nachzucht. In<br />

der Biogasanlage neben dem Stall mit einer elektrischen<br />

Leistung von 498 Kilowatt verbleiben nach der<br />

Energieerzeugung jährlich rund 25.000 Kubikmeter<br />

(m³) Gärprodukte. Zur Ausbringmenge hinzu kommen<br />

weitere 25.000 m³ Gülle aus einer Schweinemastanlage.<br />

Die Applikation über das Schlauchsystem erle-<br />

FOTOS: VEEHUIS<br />

70

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

wir bringen<br />

alles wieder<br />

ins reine.<br />

Schlepper mit Schlauchtrommel im Frontanbau. Hinten am Schlepper ist die Pumpstation „Quanta“<br />

angehängt. Sie zieht die Gülle aus dem Feldrandcontainer und pumpt sie zum Rotomax.<br />

digt die Nates GmbH, eine Tochter der<br />

Koberland eG. „Wir sind ein klassischer<br />

Landtechnikhändler, übernehmen aber<br />

auch Dienstleistungen sowohl innerhalb<br />

des Unternehmensverbundes als auch für<br />

Dritte“, informiert Geschäftsführer Bernd<br />

Gerstner. Neben der Gülleausbringung gehören<br />

Stroh pressen, Cultandüngung, Mulchen,<br />

Kommunalarbeiten und Mähdrusch<br />

zum Angebotsspektrum. Letzteres nach<br />

Aussage des 56-jährigen Firmenchefs mit<br />

abnehmender Tendenz, da immer mehr<br />

Agrarbetriebe die Getreideerntekette mit<br />

Blick auf die Qualitätssicherung lieber<br />

selbstständig managen.<br />

Der Pflanzenbauer Marco Bräunlich und<br />

der Landtechniker Bernd Gerstner – beide<br />

haben in ihrem Fach eine Meisterqualifikation<br />

– knobeln bereits seit geraumer Zeit<br />

an einem optimalen Verfahren zur Applikation<br />

von Wirtschaftsdünger. „Optimal<br />

heißt für mich als Landwirt, die Nährstoffe<br />

zu einem Zeitpunkt bereitzustellen, wenn<br />

die Pflanzen sie sofort begierig aufnehmen<br />

und in Wachstum umsetzen. Darum geht<br />

es doch letztlich in den Regelungen der<br />

Düngeverordnung, bei aller berechtigten<br />

Kritik im Detail. Das bedeutet aber: Ich<br />

muss nach dem Vegetationsstart so früh<br />

wie möglich mit der Technik aufs Feld, bei<br />

noch relativ feuchten Bedingungen in stehende<br />

Kulturen und das, ohne dabei allzu<br />

große Bodenverdichtungen und Ertragsdepression<br />

zu verursachen“, fasst Bräunlich<br />

die Mindestansprüche aus seiner Sicht<br />

zusammen.<br />

70 Prozent der Jahresgüllemenge, so seine<br />

Zielmarke, sollten im zeitigen Frühjahr<br />

aufs Feld gefahren werden, dann also,<br />

wenn ohnehin Handlungsdruck besteht,<br />

weil die Lagerbehälter randvoll sind. „In<br />

Anbetracht des dann zur Verfügung stehenden<br />

Zeitfensters sind außerdem eine<br />

ausreichende Schlagkraft und kurze Rüstzeiten<br />

wichtig sowie eine emissionsarme<br />

Ausbringung, wie sie der Gesetzgeber fordert“,<br />

ergänzt der Nates-Geschäftsführer.<br />

Vom Selbstfahrer zur<br />

Gülleverschlauchung<br />

Der Weg zu diesen Zielen begann in der<br />

nach dem Untergang der DDR neugegründeten<br />

Genossenschaft mit dem TT 353,<br />

einem der letzten Modelle des Dreirad-<br />

Selbstfahrers von Horsch. „Da der nur<br />

11 Kubikmeter fasste und daher nicht zu<br />

schwer war, klappte das ganz gut. Aber es<br />

passte nicht zu den Füllmengen der Anlieferfahrzeuge<br />

von 20 beziehungsweise<br />

bei Lkw von 27 Kubikmetern“, erinnert<br />

sich Bräunlich. Um Wartezeiten in der Zufuhrkette<br />

zu vermeiden, stieg man auf ein<br />

20-m³-Güllefass mit Tandemachse um.<br />

Damit war es nun aber wiederum nicht<br />

möglich, im Frühjahr in die Bestände zu<br />

fahren. So entstand – angeregt durch Gespräche<br />

und Fachartikel – die Idee mit der<br />

Gülleverschlauchung.<br />

2012 starteten die Koberland eG und der<br />

Dienstleister Nates mit dem System eines<br />

gezogenen Schlauches. Hier erwiesen sich<br />

technologisch bedingte Besonderheiten<br />

als Hindernis bei der Umsetzung der Zielstellungen.<br />

„Da das Ausbringfahrzeug den<br />

relativ steifen, weil mit einem Kunststoffschutz<br />

ummantelten Schlauch hinter sich<br />

herzieht, muss die Zuleitung am Feldrand<br />

regelmäßig nachgerückt werden. Das frisst<br />

einen Teil des Zeitgewinns, der sich durch<br />

den Wegfall der Beladung ergibt,<br />

71<br />

wir übernehmen für sie<br />

die lieferung und den tausch<br />

der aktivkohle.<br />

die notwendigen ressourcen<br />

wie geeignete maschinentechnik<br />

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PRAXIS / TITEL<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Marco Bräunlich (links), Vorstand der Koberland eG Niederalbertsdorf, und Bernd<br />

Gerstner, Geschäftsführer des Dienstleisters Nates, entschieden sich vor drei<br />

Jahren für das Schlachzufuhrsystem „Rotomax“ vom Hersteller Veenhuis.<br />

Das Fass der Pumpeneinheit „Quanta“ ist zweigeteilt. Es dient zum einen als<br />

Vorlagebehälter für die nichtselbstansaugende Güllepumpe. Zum anderen<br />

stellt es 7.000 Liter Wasser für Reinigungsarbeiten bereit.<br />

wieder auf“, benennt Gerstner das Hauptproblem.<br />

Zwar habe das motivierte Werkstattteam versucht, mit<br />

ergänzenden Maßnahmen, etwa der Erhöhung des Fördervolumens<br />

der Pumpen, an einigen Stellschrauben<br />

zu drehen. Doch die Ausbringleistung von maximal 500<br />

m³ pro Tag habe einfach nicht für eine Verteilung der<br />

angestrebten Güllemenge im Frühjahr gereicht.<br />

Neues System ermöglicht Einsatz auf<br />

steinigen Böden<br />

Nach fünfjähriger Betriebszeit dieses Schlauchsystems<br />

rückte bei den Überlegungen zur Technikerneuerung<br />

ein vom niederländischen Unternehmen Veenhuis entwickeltes<br />

Verfahren in den Fokus. Dabei handelt es sich<br />

um das gezogene Gerät „Rotomax“ mit großer Haspel,<br />

auf der 600 Meter befüllter Gülleschlauch aufgewickelt<br />

werden können. Dieser wird über einen Schwenkarm<br />

auf dem Boden abgelegt und wieder aufgenommen. Im<br />

Gegensatz zu Systemen, die den Schlauch nachziehen,<br />

ermöglicht dies den Einsatz auf steinigen Böden.<br />

Für den kontinuierlichen Güllestrom vom Lager zum<br />

Injektor sorgt die mobile Pumpeneinheit „Quanta“ mit<br />

Zapfwellenantrieb. Die darin integrierte Bauer-Pumpe<br />

fördert bis zu 250 m³ pro Stunde. Sie ist nicht nur stark<br />

genug, um den Druckaufbau zu gewährleisten, der für<br />

die Ausbringung über den 4,5 Zoll starken Schlauch auf<br />

der Haspel notwendig ist, sondern ermöglicht zudem<br />

die Überwindung einer Distanz von, gemäß Hersteller-<br />

FOTOS: CARMEN RUDOLPH<br />

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BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

angabe, bis zu 5 Kilometer zwischen Lager<br />

und Feldrand durch Verlegung eines<br />

6 Zoll starken Zufuhrschlauches.<br />

Da die Pumpe nicht selbstansaugend<br />

arbeitet, erfolgt zunächst die Befüllung<br />

des darüber montierten Fasses mittels<br />

einer Vakuumpumpe. Nach dem Start<br />

der Bauer-Pumpe und dem Beginn der<br />

Ausbringung füllt sich das Vorlagefass<br />

durch die Aufrechterhaltung des Unterdrucks<br />

selbstständig aus dem Lager<br />

nach. Ein hydraulisch angetriebener<br />

Flügelrad-Beschleuniger in der Saugleitung<br />

unterstützt dies. „Wir haben uns<br />

das beim Hersteller angeschaut, Anwender<br />

konsultiert und schließlich dafür entschieden,<br />

knapp 400.000 Euro für die<br />

Anschaffung des Systems in der von uns gewünschten<br />

Ausstattung in die Hand zu nehmen. Darin enthalten<br />

sind zusätzliche Komponenten, beispielsweise ein Feldrandcontainer<br />

mit 70 m³ Volumen“, sagt Bräunlich.<br />

Verdoppelung der Schlagkraft<br />

Als wichtigsten Vorteil des Verschlauchungssystems<br />

mittels Güllehaspel, das der Dienstleister Nates seit<br />

nunmehr drei Jahren einsetzt, nennt er die Verdoppelung<br />

der Schlagkraft gegenüber dem gezogenen<br />

Schlauch. Mit der jetzt möglichen Ausbringung von<br />

über 1.000 m³ an einem Arbeitstag lasse sich das<br />

Ziel umsetzen, 70 Prozent der Jahresgüllemenge im<br />

Frühjahr auf die Felder zu bringen. Und dies auch bei<br />

feuchteren Bedingungen bodenschonend, da das Gespann<br />

samt Haspel mit vollständig aufgewickeltem und<br />

gefülltem Schlauch nur knapp 20 Tonnen wiegt.<br />

Zwar erreichten Selbstfahrer eine vergleichbare Schlagkraft.<br />

Aber diese seien bei entsprechender Fassgröße<br />

eben auch doppelt so schwer und erforderten dafür<br />

deutlich tragfähigere Böden. Die relativ langsame Arbeitsgeschwindigkeit<br />

von etwa 5 km/h bei der Gülleausbringung<br />

mittels Verschlauchung werde zum einen<br />

durch die kontinuierliche Arbeitsweise ohne Unterbrechungen<br />

und Leerfahrten über den Acker zum Auftanken<br />

des Fasses und zum anderen durch die Arbeitsbreite<br />

des Schlitzgerätes von 12 Metern ausgeglichen.<br />

Da der Schlepper keine Kraft aufwenden muss, um den<br />

Schlauch über den Boden zu ziehen, sind die Anforderungen<br />

an die Traktion entsprechend geringer. Das<br />

Gülle-Gespann mit Haspel kann daher noch früher in<br />

die Saison starten als die bereits zeitig nutzbaren gezogenen<br />

Schlauchsysteme. Zusätzlich sorgt die Reifendruckregelanlage<br />

für Bodenschonung. Der angehängte<br />

Rotomax besitzt außerdem eine Teleskopachse, die<br />

sich beidseitig um 50 Zentimeter ausfahren lässt. Dadurch<br />

wird die zusätzliche Verdichtung unter der Traktorspur<br />

durch ein zweites Überrollen vermieden.<br />

Der mittig montierte,<br />

6 Meter lange<br />

Schlauchführungsarm<br />

gewährleistet, dass<br />

der Schlauch in allen<br />

Positionen neben dem<br />

Injektor mit einer<br />

Arbeitsbreite von 12<br />

Metern abgelegt<br />

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73

PRAXIS / TITEL BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

„Ich habe für jedes Feld eine<br />

eigene Strategie, mit der ich<br />

die Gülle ausbringe“<br />

Stefan Görner<br />

Ein Merkmal des<br />

Schlitzgerätes Premiumject<br />

1200 sind die<br />

an Parallelogrammen<br />

geführten Schneidverteiler<br />

und die starken<br />

Schläuche.<br />

Der Feldrand-Güllecontainer<br />

fasst 70<br />

m³ und dient bei der<br />

Ausbringung mit dem<br />

Schlauchsystem als<br />

Puffer.<br />

Düngung in stehenden Kulturen<br />

„In Kombination mit den extremen Breitreifen und<br />

wegen des technologisch bedingt geringen Gewichts<br />

ergibt sich daraus ein Vorteil bei der Düngung in stehenden<br />

Kulturen, also dann, wenn die Nährstoffe<br />

unmittelbar dem Pflanzenwachstum zugutekommen.<br />

Überhaupt liegt hier die eigentliche Stärke der Gülleverschlauchung<br />

mit Haspel, die ich nicht mehr missen<br />

möchte“, betont Bräunlich.<br />

„Wir praktizieren das sowohl im Getreide bei der 1. und<br />

der 2. Gabe als auch im Mais bis zum 3- bzw. 4-Blatt-<br />

Stadium sowie im Raps, dort jedoch mit geringerem<br />

Druck“, bestätigt der Nates-Geschäftsführer. Gefahren<br />

werde leicht schräg zu den Säreihen (20 bis 30 Grad).<br />

Die Fahrspuren sehe man im Getreide schon kurz nach<br />

der Überfahrt nicht mehr, im Mais noch einige Zeit,<br />

jedoch nicht mehr zur Ernte. Befürchtungen, dass der<br />

Scheibeninjektor den Wurzelraum beschädigt, hätten<br />

sich nicht bewahrheitet.<br />

In der Praxis kommen bei der Ausbringung von Wirtschaftsdünger<br />

mit dem Schlauchsystem auf den im<br />

Schnitt 45 ha großen Schlägen der Koberland eG unterschiedliche<br />

Verfahren zur Anwendung. Die nach Aussage<br />

der Beteiligten optimale Variante basiert auf der<br />

Nutzung eines Außenlagers, das in der arbeitsarmen<br />

Zeit befüllt wird. Es befindet sich auf einer Anhöhe und<br />

fasst brutto 2.800 m³. Auf den umliegenden Feldern<br />

mit insgesamt 150 ha erreiche man Ausbringmengen<br />

von bis zu 1.800 m³ pro Tag.<br />

An anderen Standorten dient entweder der Feldrandcontainer<br />

als Zwischenpuffer oder die Gülle wird bei<br />

kleineren Flächen direkt aus dem Fass des Zubringerfahrzeugs<br />

gezogen. Bei Feldern in der Nähe der Milchviehanlage<br />

steht die Pumpe neben dem Güllelager am<br />

Stall. Die Länge des Zufuhrschlauches von der Pumpe<br />

bis zum Feldrand betrug bisher maximal 2,5 Kilometer.<br />

Fahrer Stefan Görner erklärt die Handhabung: „Ich<br />

habe für jedes Feld eine eigene Strategie, mit der ich<br />

die Gülle ausbringe, ohne Rangierfahrten, ohne bereits<br />

gegüllte Abschnitte zu kreuzen und ohne mich im<br />

Schlauch einzubauen.“ Unterstützung biete dabei das<br />

RTK-Lenksystem. Bei Feldern mit einem Seitenmaß<br />

von 1.000 Metern – und länger seien die Flächen in der<br />

Regel auch nicht – befinde sich die Kupplungsstelle,<br />

beispielsweise die Pumpe mit Güllecontainer, in der<br />

Mitte. Er arbeite dann vom Anschluss weg in einer Pendelfahrt<br />

nach rechts und links.<br />

Am Vorgewende hebe er den Injektor aus, stoppe den<br />

Güllefluss und drossele die Förderleistung der Pumpeneinheit<br />

per Fernbedienung. Das Vorgewende komme<br />

zum Schluss dran. Der mit Rückschlagklappe und<br />

Ventil versehene Schlauch auf der Haspel bleibe bei<br />

Abschluss befüllt, sodass es nach dem Umsetzen der<br />

Pumpeneinheit und des Güllegespanns beim nächsten<br />

Schlag gleich weitergehen kann.<br />

„Damit das Ganze den gewünschten Effekt bringt,<br />

müssen die Mitarbeiter nicht nur ihr Fach beherrschen,<br />

sondern von dem System überzeugt sein“, meint<br />

Bräunlich. Wichtig sei es, den richtigen Zeitpunkt für<br />

den Start ins Feld zu finden. Das klappe nicht immer<br />

wie geplant. Aber dieses Problem bestehe ja bei jeder<br />

Technik. „Für mich überwiegen ganz klar die Vorteile<br />

der Gülleverschlauchung mit Haspel. Wir bleiben bei<br />

dem Verfahren, das sich bei der nächsten Technikmodernisierung<br />

gegebenenfalls noch teilflächenspezifischer<br />

gestalten ließe, etwa durch einen NIR-Sensor“,<br />

so das Resümee des Landwirts.<br />

Autor<br />

Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph<br />

Freier Journalist ∙ Rudolph Reportagen – Landwirtschaft,<br />

Umwelt, Erneuerbare Energien<br />

Kirchweg 10 · 04651 Bad Lausick<br />

03 43 45/26 90 40<br />

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75

PRAXIS / TITEL BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Neuheit! Feldrandcontainer<br />

mit Schlauchtrommel<br />

Seit Anfang September 2020 gibt es in der Systematik der Gülleverschlauchung eine neuartige,<br />

schlagkräftige Ausbringtechnik. Es handelt sich um einen an den Schlepper angehängten<br />

fahrbaren Feldrandcontainer, der um eine Schlauchtrommel ergänzt worden ist.<br />

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

Hubertus Kleuter vor<br />

seinem neu entwickelten<br />

Gülleverschlauchungs-Anhänger.<br />

Er<br />

hält eine Fernbedienung<br />

in den Händen,<br />

mit der sich die wichtigsten<br />

Funktionen der<br />

Pumpstation ansteuern<br />

lassen.<br />

Effizient und bodenschonend flüssigen Wirtschaftsdünger<br />

ausbringen: Das waren die<br />

Grundgedanken von Hubertus Kleuter, als<br />

er die Idee von einer neuen Gülleausbringtechnik<br />

entwickelte. Er kombinierte einfach<br />

vorhandene Bauteile miteinander beziehungsweise ließ<br />

sie teilweise neu konstruieren – so auch den Grundrahmen<br />

des Anhängers. Der wurde auf eine Tandemachse<br />

montiert. Die aufgebaute Schlauchtrommel stammt<br />

aus der Feldberegnung. Dann gesellte er einen geometrisch<br />

neu designten Container dazu und ergänzte die<br />

Hauptkomponenten um Pumpe, Kompressor, Hydraulik<br />

sowie jede Menge Meter Rohrleitungen.<br />

Genauer heißt das: Der gesamte Anhänger ist 11,5<br />

Meter lang, 2,95 Meter breit und 4 Meter hoch. Der<br />

Güllecontainer fängt etwa 2 Meter hinter der Deichselspitze<br />

an und reicht bis zur zweiten Achse des Tandemfahrwerks.<br />

Direkt dahinter aufgebaut befindet sich<br />

die Schlauchtrommel mit einem Durchmesser von 3<br />

Meter und einer Breite von 1,9 Meter. Vorne vor dem<br />

Container über der Deichsel befinden sich die Pumpe,<br />

der Kompressor, die Hydraulikverteilung, Rohrleitungen<br />

und eine Leiter, um in den oben offenen Container<br />

schauen zu können. Die gesamte Einheit wiegt 16,4<br />

Tonnen und hat ein zulässiges Gesamtgewicht von 22<br />

Tonnen.<br />

Verteilstation im Gründerstipendium<br />

realisiert<br />

Realisieren konnte der 28-Jährige seine Erfindung im<br />

Rahmen eines Gründerstipendiums, um das er sich<br />

beim Bundeswirtschaftsministerium beworben hatte.<br />

Es startete am 1. Januar 2020 und endete zum<br />

31.12.2020. Projektträger war das Forschungszentrum<br />

Jülich. Kleuter ist die Landwirtschaft nicht fremd,<br />

kommt er doch von einem landwirtschaftlichen Betrieb<br />

im Münsterland, auf dem die Schweinemast und Bio-<br />

76

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

Kompressor (rot) mit Ölkühler. Der Kompressor ist<br />

ein Schraubenverdichter mit einer Luftleistung von<br />

8.000 Litern pro Minute. Mit ihm lässt sich Luft<br />

nach erledigter Arbeit durch die Gülleleitung sowie<br />

den kompletten Schlauch drücken. Auf diese Weise<br />

werden Leitung und Schlauch gereinigt. In einem<br />

kleinen zylinderförmigen Tank über dem Verdichter<br />

werden Luft und Öl voneinander getrennt.<br />

Die Doda-Güllepumpe wird per Zapfwelle angetrieben.<br />

Darüber befindet sich in der Rohrleitung ein<br />

Rückschlagventil (blau), das beim Entleeren der<br />

Leitung den Güllerückfluss in die Pumpe verhindert.<br />

Stirnseite des<br />

„Schlauchtainers“:<br />

Füllstandsanzeige oben<br />

rechts hinter der Leiter.<br />

FOTOS: MARTIN BENSMANN<br />

gaserzeugung die Hauptbetriebszweige sind. Er hat<br />

Landwirt gelernt und in Osnabrück an der Hochschule<br />

Wirtschaftsingenieurwesen im Agribusiness studiert.<br />

„Meine Bachelorarbeit habe ich bei der Firma Kotte im<br />

niedersächsischen Rieste zum Thema „Nutzenanalyse<br />

des NIR-Sensors für den Einsatz im Bereich flüssiger<br />

Wirtschaftsdünger“ geschrieben. Nach erfolgreichem<br />

Abschluss bin ich zur Uni Hohenheim ins Masterstudium<br />

gewechselt. In meiner Masterarbeit habe ich die<br />

Behandlung von Gülle mit Zusatzstoffen thematisiert“,<br />

erklärt Kleuter seinen Werdegang. Nach dem Studium<br />

begann er im Frühjahr 2018 bei der Landtechnikfirma<br />

Grimme im Bereich Vertrieb Export für Kartoffel- und<br />

Rübentechnik. Dabei hatte er Länder wie Rumänien,<br />

Italien, Marokko und Algerien zu betreuen. Ende 2019<br />

kündigte er, um mit Jahresbeginn 2020 das Gründerstipendium<br />

anzutreten.<br />

Nach der Zeit bei dem Unternehmen Kotte und im weiteren<br />

Verlauf des Studiums reifte bei Hubertus Kleuter<br />

immer mehr die Vorstellung, ein eigenes System<br />

innerhalb der Güllelogistik zu entwickeln. Die Idee<br />

war dann auch die Basis für die Bewerbung um das<br />

Gründerstipendium, von dessen Existenz er im Rahmen<br />

einer Infoveranstaltung für Gründer an der Hochschule<br />

Osnabrück erfuhr.<br />

In Bernd Milte, Geschäftsführer des landwirtschaftlichen<br />

Lohnunternehmens Milte GmbH & Co.KG in Drensteinfurt,<br />

fand Kleuter einen interessierten Mitstreiter.<br />

Beide kannten sich schon, da Milte auf dem elterlichen<br />

Betrieb von Kleuter Lohnarbeiten ausführt. Milte wiederum<br />

hat eine Kooperation mit dem Lohnunternehmer<br />

Karl-Heinz Suttrup in Münster. Der hat schon seit über<br />

25 Jahren Erfahrung mit der Gülleverschlauchung. So<br />

wurde die erste Maschine in Suttrups Werkstatt gebaut.<br />

Nur sieben Monate für Planung<br />

und Montage<br />

„Im Februar 2020 haben wir angefangen, die ersten<br />

Zeichnungen zu machen. Bereits nach vier Wochen haben<br />

wir die ersten Stahlteile, die gelasert werden mussten,<br />

bestellt. Nach nur sieben Monaten Konstruktion<br />

und Montage haben wir Anfang September letzten Jahres<br />

sehr erfolgreich den ersten Feldeinsatz gefahren.<br />

Ende Juni habe ich dann die KleuTec GmbH gegründet,<br />

über die künftig die Verschlauchungsstation verkauft<br />

wird“, erläutert Kleuter weiter.<br />

Doch zurück zu den Details und der Funktionsweise:<br />

Der selbstentwickelte Container wird genauso wie ein<br />

Feldrandcontainer von Zubringerfahrzeugen befüllt.<br />

Er fasst 40 Kubikmeter. Der Containerboden ist von<br />

hinten nach vorne schräg geneigt, sodass der Inhalt<br />

komplett entleert und auch mehr Volumen genutzt werden<br />

kann. Die Innenwände sind mit einem speziellen<br />

Zwei-Komponentenkleber beschichtet, der Korrosion<br />

verhindern soll. Bevor der Container am Feldrand befüllt<br />

werden kann, müssen zwei Stützen vorne – je eine<br />

links und rechts am Anhänger – ausgefahren werden.<br />

Außerdem befindet sich am Heck der Verschlauchungsstation<br />

eine Stütze über die gesamte Fahrzeugbreite,<br />

die abgesenkt werden muss.<br />

Der Inhalt wird mit einer Kreiselpumpe vom italienischen<br />

Hersteller Doda in den Schlauch, der sich auf<br />

der Trommel befindet und abgerollt wird, gepumpt.<br />

Die Pumpe befindet sich vorne über der Deichsel. Sie<br />

wird von der Schlepperzapfwelle mit etwa 1.000 Umdrehungen<br />

pro Minute angetrieben und fördert bis zu<br />

300 Kubikmeter pro Stunde. „Die Stundenleistung<br />

ist aber auch abhängig von der Transportentfernung,<br />

von der Anzahl der Zubringerfahrzeuge und<br />

77

PRAXIS / TITEL<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

vom Trockensubstanzgehalt der Gülle. Bei<br />

der Ausbringung von Rindergülle aus der<br />

Milchviehhaltung konnten wir 180 Kubikmeter<br />

pro Stunde ausbringen“, führt Kleuter<br />

weiter aus.<br />

Mit Luft Schlauch spülen<br />

Angehängt wird die Station in die K80-<br />

Kugelkopfkupplung des Schleppers.<br />

Die Deichsel ist schwingungsgedämpft.<br />

Schlepper ab 150 PS können vor der Maschine<br />

zum Einsatz kommen. Vorne vor der<br />

Stirnwand des Containers befindet sich<br />

auch ein Kompressor mit Ölkühler. Der<br />

Kompressor ist ein Schraubenverdichter<br />

mit einer Luftleistung von 8.000 Litern<br />

pro Minute. Mit ihm lässt sich Luft nach<br />

erledigter Arbeit durch die Gülleleitung sowie<br />

den kompletten Schlauch drücken. Auf<br />

diese Weise werden Leitung und Schlauch<br />

gereinigt. In einem kleinen zylinderförmigen<br />

Tank über dem Verdichter werden Luft<br />

und Öl voneinander getrennt. Das Öl hat<br />

lediglich die Aufgabe, den Kompressor zu<br />

schmieren. Auch der Container kann mit<br />

Gülle gespült werden. Dazu muss an der<br />

Rückwand des Behälters nur ein Absperrhahn<br />

verdreht werden.<br />

Den Kompressor selbst treibt ein Ölmotor<br />

an, der wiederum an die Loadsensing-Hydraulikanlage<br />

des Schleppers angeschlossen<br />

ist. Befüllt werden kann der Container<br />

vorne beidseitig über Rohrstutzen, an die<br />

Schläuche angeschlossen werden können.<br />

Bei der nächsten Maschine ist vorgesehen,<br />

einen Sauganschluss anzubauen, damit<br />

man flüssigen Wirtschaftsdünger aus Lagerbehältern<br />

ansaugen kann. Auf der Stirnseite<br />

befinden sich außerdem eine Zeigerfüllstandsanzeige<br />

sowie ein transparentes<br />

Rohr – letzteres ist oben hinter der Aluleiter<br />

montiert. Mit beiden lässt sich ablesen, wie<br />

viel Gülle im Behälter vorhanden ist. In einem<br />

Rohrstück über der Pumpe haben die<br />

Entwickler ein Rückschlagventil eingebaut.<br />

Das soll beim Entleeren der Leitung den<br />

Güllerückfluss in die Pumpe verhindern.<br />

Mächtig Eindruck macht auch das Fahrwerk.<br />

Die beiden starren Tandemachsen<br />

bekommen Kontakt zum Boden über Reifen<br />

der Größe 650/55 R26.5. Die Achsen<br />

sind luftgefedert. Die Luftbälge gleichen<br />

sich untereinander aus. Die Druckluftbremsanlage<br />

sorgt für eine sichere Verzögerung.<br />

Nochmal ein Wort zur Heckstütze:<br />

Die besteht aus einem soliden<br />

Vierkantstahlrohrrahmen und hat neben<br />

dem Abstützen auch die Aufgabe, Zugkräfte<br />

aufzunehmen, die beim Aufrollen<br />

des Schlauches auf den Anhänger wirken.<br />

So wird verhindert, dass der Anhänger auf<br />

das Feld gezogen wird. An den Schlauch<br />

lassen sich problemlos Schleppschlauchgestänge,<br />

Schlitzsysteme, Gleitschuhverteiler<br />

oder Güllegrubber ankoppeln. Der<br />

Schlauch ziehende Schlepper sollte mindestens<br />

200 bis 250 PS haben.<br />

500 Meter Schlauch auf der<br />

Trommel<br />

Die Schlauchtrommel ist auf einem Baggerdrehkranz<br />

montiert. Der kann aufgrund<br />

seiner Ausführung ebenfalls hohe Zugkräfte<br />

aufnehmen. Die Trommel bekommt<br />

somit eine hohe Stabilität. Die Schlauchtrommel<br />

ist laut Kleuter auf dem Drehkranz<br />

um gut 200 Grad drehbar. Dieser große<br />

Schwenkbereich bietet den Vorteil, dass die<br />

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78

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS / TITEL<br />

Station unter bestimmten Feldeinsätzen<br />

nicht so schnell umgesetzt werden muss.<br />

Der 500 Meter lange Schlauch selbst hat<br />

einen Außendurchmesser von 125 Millimeter<br />

und einen Innendurchmesser von 100<br />

Millimeter.<br />

„Ein kleinerer Durchmesser macht keinen<br />

Sinn, weil es sonst Probleme beim Ausbringen<br />

von dickflüssiger Gülle gibt. Der<br />

PE-Schlauch ist starr und nicht faltbar. Ein<br />

Vorteil ist, dass dadurch die Feldrüstzeiten<br />

kürzer ausfallen. Es kann schon Gülle<br />

in den Schlauch gepumpt werden, wenn<br />

der noch aufgewickelt ist. An den starren<br />

Schlauch lassen sich – falls nötig – noch<br />

mindestens 300 Meter Faltschlauch anschließen.<br />

Allein in den starren Schlauch<br />

passen 4 Kubikmeter Gülle“, hebt Hubertus<br />

Kleuter hervor.<br />

Beim Aufwickeln des Schlauches kommt<br />

ein Ölmotor zum Einsatz, der auf der rechten<br />

Seite der Trommel montiert ist. Dabei<br />

greift ein Zahnrad in eine rund gebogene<br />

Zahnstange. So wird die mechanische<br />

Kraft für den Aufrollvorgang übertragen.<br />

Auf der linken Seite der Trommel treibt ein<br />

Kettenantrieb die Aufspuleinrichtung des<br />

Schlauchs an. Hinten unter der Trommel<br />

wurde ein Stahlkorb verbaut, der für die Ablage<br />

von Kupplungs- oder Adapterstücken<br />

gedacht ist.<br />

Ein angehängtes Arbeitsgerät<br />

Kleuter sagt, dass sich der Schlauch auf<br />

bewachsenen Flächen wie Grünland oder<br />

Getreide leichter ziehen lässt als auf unbewachsenem<br />

Boden. Darüber hinaus weist<br />

er darauf hin, dass die Gülleverteilstation<br />

als angehängtes Arbeitsgerät zugelassen<br />

ist und keiner wiederkehrenden TÜV-Prüfung<br />

bedarf. An den Schlauchanfang will<br />

der junge Entwickler künftig einen Kugelhahn<br />

montieren. So kann beim Umsetzen<br />

der Station von Feld zu Feld die Gülle im<br />

Schlauch verbleiben. Eine wichtige Detailverbesserung.<br />

Ein echtes Highlight der Neuentwicklung<br />

ist auch die mobile Fernbedienung. Die<br />

Empfangseinheit ist an der linken Seite unter<br />

dem Container befestigt. „Wir können<br />

mit der Fernsteuerung den Kompressor<br />

ein- und ausschalten, die Stützen absenken<br />

und anheben sowie die Trommel drehen<br />

und aufwickeln“, freut sich Kleuter.<br />

Ein weiterer Clou ist, dass sich das Fahrwerk<br />

manuell anheben und senken lässt.<br />

Dazu muss nur ein Hebel auf der linken<br />

Seite hinten unten am Container betätigt<br />

werden. „Das verschafft uns bei schwierigen<br />

Geländeverhältnissen Spielraum beim<br />

Rangieren“, macht Kleuter aufmerksam.<br />

Schon im November letzten Jahres liefen<br />

die Planungen für den Bau des nächsten<br />

„Schlauchtainers“ auf Hochtouren. Nach<br />

dem Ende der Ausbringsperrfrist in <strong>2021</strong><br />

wird die Arbeitsmaschine wieder im Praxiseinsatz<br />

zu sehen sein.<br />

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Redakteur Biogas Journal<br />

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79

PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Abb. 1: Vielfalt für die<br />

Felder: Futtererbsen<br />

(Pisum sativum),<br />

Pannonische Wicken<br />

(Vicia pannonica) und<br />

Zottelwicken (Vicia<br />

villosa) im Gemenge<br />

sind eine Bereicherung<br />

für landwirtschaftlich<br />

genutzte Flächen (von<br />

links nach rechts).<br />

Leguminosen-Getreide-Gemenge –<br />

Vielfalt für die Biogasanlage<br />

Der Gemenge- beziehungsweise Mischfruchtanbau ist eine interessante Alternative im<br />

Energiepflanzenanbau. Bei der Sortenwahl sollte bevorzugt auf wüchsige Genotypen mit<br />

einem ausgeprägten Trockenmasse-Ertragspotenzial gesetzt werden. Außerdem bieten<br />

Gemenge hinsichtlich Biodiversitätsaspekten Vorteile.<br />

Von Gawan Heintze und Michael Grieb<br />

Tab. 1: Mögliche Kombinationen von Wintergetreide mit frosttoleranten<br />

Leguminosen für den Anbau als Winterung<br />

Erbse Zottelwicke Pannonische Wicke<br />

Winterroggen ü ü<br />

Wintertriticale ü ü ü<br />

Wintergerste<br />

ü<br />

Mischfruchtanbau von Getreide und Leguminosen<br />

in der Landwirtschaft besitzt<br />

vor allem im ökologischen Landbau<br />

eine lange Tradition. Vornehmlich<br />

die Ganzpflanze wird als proteinreiches<br />

Futtermittel verwendet. Durch den kombinierten Anbau<br />

lassen sich die Ertragssicherheit als auch die<br />

Wirtschaftlichkeit der einheimischen Eiweißproduktion<br />

optimieren – somit können sie eine Alternative zu<br />

Sojaimporten aus dem Ausland darstellen.<br />

Die Gemengepartner, im Vergleich zur Reinsaat, beeinflussen<br />

sich gegenseitig und es kommt zu einer Interaktion.<br />

Diese kann sich sowohl positiv, beispielsweise<br />

durch gegenseitigen Nährstoffaustausch, oder auch<br />

negativ, durch gegenseitige Konkurrenz, ausdrücken.<br />

Werden jedoch die vorhandenen Wachstumsfaktoren<br />

wie Nährstoffe, Wasser oder Licht durch die Gemengepartner<br />

unterschiedlich genutzt, führt dies zu einer<br />

erfolgreichen Etablierung.<br />

Gemeinsam mit dem Getreide findet die Aussaat der<br />

Leguminosen im Herbst statt. Bekannt ist vor allem der<br />

Wickroggen als eine Variante, ein Gemenge bestehend<br />

aus Winterroggen (Secale cereale) und Zottelwicke (Vicia<br />

villosa). Die Bestände sind dabei meist bodenbedeckend<br />

und mindern das Risiko von Erosion und Nährstoffauswaschungen<br />

über den Winter effizient. Hierbei<br />

erweist sich der etablierte Getreidemischungspartner<br />

als Basis für eine stabile Ertragsleistung und profitiert<br />

im Gegenzug von der guten Unkrautunterdrückung der<br />

Wicke. Gleichzeitig kann der Gemengepartner aus der<br />

Familie der Hülsenfrüchtler, auch Leguminosen genannt,<br />

einen Teil des benötigten Stickstoffs ins System<br />

bringen und die Bodenfruchtbarkeit verbessern, während<br />

er vom Roggen als Stützfrucht profitiert.<br />

Maisbetonte Fruchtfolgen auflockern<br />

Leguminosen-Getreide-Gemenge sind für Betriebe mit<br />

unterschiedlichen Produktionsschwerpunkten geeignet.<br />

Sie zeigen sich als interessant für den Energiepflanzenanbau,<br />

bietet sich doch hierbei für einige Biogasbetriebe<br />

die Möglichkeit, ihre maisbetonten Fruchtfolgen aufzulockern<br />

und weiteren Zielen gerecht zu werden:<br />

ffBeitrag zu einer höheren Biodiversität<br />

und Landschaftsqualität,<br />

ffreichhaltiges Angebot von Nektar und<br />

Pollen für Insekten,<br />

ffhohe Ertragsstabilität durch Getreide als<br />

ertragsbildende Komponente,<br />

ffFlexibilisierung des Erntezeitfensters,<br />

FOTO: © TFZ<br />

80

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

ffbessere Unkrautunterdrückung,<br />

ffeffiziente Nutzung von Nährstoffen,<br />

Wasser und Licht,<br />

ffErhaltung der Bodenfruchtbarkeit<br />

durch gute Humuswirkung der<br />

Leguminosen und<br />

ffOptimierung der Klimabilanz<br />

durch Einsparung von mineralischem<br />

N-Dünger.<br />

Roggen und Triticale ertragreicher<br />

als Gerste<br />

Die Auswahl des geeigneten Leguminosen-<br />

Getreide-Gemenges erfolgt primär über<br />

die Wahl der Getreideart und sekundär<br />

über die dazu passende Sortenwahl der<br />

Leguminose. Welche Getreideart und Sorte<br />

dabei angebaut wird, entscheidet sich<br />

sowohl über die vorhandenen Boden- und<br />

Witterungsverhältnisse des Standortes<br />

als auch die Gestaltung der Fruchtfolge<br />

beziehungsweise Stellung innerhalb der<br />

Fruchtfolge. Getreidearten wie Roggen und<br />

Triticale mit einer längeren Standzeit sind<br />

ertragreicher als beispielsweise die frühräumende<br />

Gerste.<br />

Entscheidend sind jedoch der Saat- und<br />

Erntezeitpunkt der Gemengepartner. Bei<br />

der zu kombinierenden Hülsenfrucht sollten<br />

bevorzugt wüchsige Genotypen mit<br />

einem ausgeprägten Trockenmasse-Ertragspotenzial<br />

eingesetzt werden. Zugleich<br />

muss auf eine hohe Standfestigkeit geachtet<br />

werden, um einer Lagerbildung in den<br />

Beständen vorzubeugen. Abbildung 1 und<br />

die Tabelle zeigen drei im Versuch durch<br />

das Technologie- und Förderzentrum (TFZ)<br />

getestete Gemenge und die bestmöglichen<br />

Kombinationen.<br />

Dabei wurden Futtererbsen (Pisum sativum),<br />

Pannonische Wicken (Vicia pannonica)<br />

und Zottelwicken (Vicia villosa) als<br />

Gemengepartner untersucht. Es zeigte<br />

sich im Versuch, dass sich sowohl Erbsen<br />

und Wicken durch ihre Anspruchslosigkeit<br />

als gut geeignete Leguminosen-Arten für<br />

den Mischanbau eignen und auch unter<br />

schlechteren Standort- und Niederschlagsverhältnissen<br />

gut wachsen. Das Auswinterungsrisiko<br />

kann als gering eingestuft<br />

werden.<br />

Allgemeine Anbauhinweise<br />

Die Aussaat von Leguminosen-Getreide-<br />

Gemengen als Winterung sollte bis Ende<br />

September erfolgen. Hinsichtlich des<br />

Saatverfahrens werden alle Komponenten<br />

gleichzeitig mit Getreideabstand von 12,5<br />

bis 15 Zentimeter gedrillt. Dies kann sich<br />

positiv auf die Kosten- und Zeitersparnis<br />

auswirken. Für Getreidearten mit durchschnittlicher<br />

Wüchsigkeit kann eine Saatstärke<br />

deckungsgleich zur Reinsaat festgesetzt<br />

werden.<br />

Beim Roggen ist aufgrund seiner höheren<br />

Wüchsigkeit ein Abschlag in Höhe von etwa<br />

10 Prozent anzusetzen, um eine ausgewogene<br />

Bestandsbildung in Kombination mit<br />

der jeweiligen Leguminose erzielen zu können.<br />

Für den Anteil der Leguminosen im<br />

Gesamtgemenge sollte der vornehmliche<br />

Blühaspekt als Beitrag zu einer höheren<br />

Biodiversität und Landschaftsqualität im<br />

Fokus stehen.<br />

Grundsätzlich zeigte sich im Versuch für<br />

den Praxisanbau von Leguminosen-Getreide-Gemengen,<br />

dass exemplarisch für den<br />

Wickroggen bereits ein sehr geringer Anteil<br />

der Zottelwicke am Gesamtgemenge mit 3<br />

Kilogramm pro Hektar (kg/ha) ausreichend<br />

ist. Bei der weniger wüchsigen Pannonischen<br />

Wicke oder der Erbse als Gemengepartner<br />

werden Anteile von 6 kg/ha beziehungsweise<br />

8 kg/ha für ein ausgewogenes<br />

Bestandsbild empfohlen. Diese sollten<br />

auch im Hinblick einer erhöhten Lageranfälligkeit,<br />

um damit einhergehend einer<br />

erschwerten Beerntbarkeit der Bestände<br />

vorzubeugen, nicht überschritten werden.<br />

Chemischer Pflanzenschutz<br />

nicht möglich<br />

Aufgrund ihrer guten Unkrautunterdrückung<br />

ist eine Unkrautkontrolle innerhalb<br />

von Leguminosen-Getreide-Beständen<br />

meist nicht erforderlich. Sollte es zu Problemen<br />

aufgrund eines erhöhten Unkrautdrucks<br />

kommen, muss der Anbau von<br />

Gemengen an diesem Standort überdacht<br />

werden. Herbizidanwendungen oder andere<br />

chemischen Pflanzenschutzmittel sind<br />

für den Gemengeanbau nicht zulässig.<br />

Ebenso dürfen Wachstumsregler nicht eingesetzt<br />

werden.<br />

Entscheidend ist die Wahl von standfesten<br />

und gesunden Getreidesorten. Die Düngung<br />

erfolgt nach der Bedarfsermittlung wie zu<br />

Ganzpflanzengetreide. Diese ist in Abhängigkeit<br />

des Leguminosen-Anteils anzupassen.<br />

Hierbei gilt es, eine ausreichende<br />

Stickstoffversorgung des Getreides zu gewährleisten,<br />

ohne die Stickstofffixie-<br />

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PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Abb. 2: Mittlere Trockenmasseerträge (TM-Ertrag) der Leguminosen-Getreide-Gemenge<br />

am Standort Straubing, Erntejahre 2014, 2015 und 2016; Darstellung getrennt nach<br />

Getreidemischungspartner<br />

Trockenmasseertrag<br />

200<br />

dt/ha<br />

160<br />

140<br />

120<br />

100<br />

80<br />

60<br />

40<br />

20<br />

0<br />

Leguminosen-Getreide-Gemenge<br />

Getreide-Reinsaaten<br />

Roggen<br />

Triticale<br />

Gerste<br />

Roggen<br />

Triticale<br />

Gerste<br />

Roggen<br />

Triticale<br />

Gerste<br />

2013/2014 2014/2015<br />

2015/2016<br />

Variantengruppe<br />

rungsleistung der Leguminosen übermäßig zu hemmen.<br />

Die Flexibilität hinsichtlich des Erntezeitpunkts zeichnet<br />

die untersuchten Leguminosen-Getreide-Gemenge<br />

im Vergleich zum Ganzpflanzengetreide in Reinsaat aus.<br />

Zwar orientiert sich der Erntezeitpunkt an der Abreife<br />

des Getreidemischungspartners zwischen später Milchund<br />

früher Teigreife, das optimale Zeitfenster wird jedoch<br />

durch den mäßigenden Einfluss der jeweiligen<br />

Leguminose auf den Trockensubstanzgehalt vergrößert.<br />

Kulturspezifische Methanertragspotenziale<br />

beachten<br />

Der dabei anzustrebende Trockensubstanzgehalt des<br />

Erntesubstrats liegt bei 28 bis 35 Prozent Trockenmasse-<br />

und Methanertragspotenzial der Leguminosen-<br />

Getreide-Gemenge. Wichtig für die Beurteilung, wie<br />

Straubig<br />

GRAFIK: © TFZ<br />

gut eine Energiepflanze für die Biogasproduktion<br />

geeignet ist, sind ihre kulturartspezifischen<br />

Trockenmasse- und<br />

Methanertragspotenziale. So sind die<br />

realisierten Trockenmasseerträge des<br />

jeweiligen Leguminosen-Getreide-Gemenges<br />

im Vergleich zur Reinsaat über<br />

die drei untersuchten Versuchsjahre als<br />

positiv zu bewerten.<br />

Diese lagen im ersten Versuchsjahr auf<br />

dem Niveau der Reinsaat oder leicht darüber<br />

und auch 2015 und 2016 waren<br />

die Mindererträge nicht höher als 10<br />

Prozent im Vergleich zu den Getreide-<br />

Reinsaaten. Erwartungsgemäß lagen<br />

die Gersten-Leguminosen-Gemenge am<br />

Standort Straubing über alle drei Versuchsjahre<br />

mit einer durchschnittlichen<br />

Ertragsleistung von 116 ± 8 Dezitonnen<br />

(dt) Trockenmasse pro Hektar (TM/ha)<br />

hinter den Roggen-Leguminosen-Gemengen mit 129 ±<br />

8 dt TM/ha und den Triticale-Leguminosen-Gemengen<br />

mit 146 ± 16 dt TM/ha (siehe Abbildung 2).<br />

Das zunehmende Ertragspotenzial in der Reihenfolge<br />

Wintergerste, Winterroggen, Wintertriticale folgte damit<br />

dem allgemein zu erwartenden Ertragsverlauf bei einer<br />

Ganzpflanzennutzung der jeweiligen Reingetreidebestände.<br />

Die mittels Hohenheimer Biogasertragstest<br />

durch Vergärung der Ganzpflanzensilage im Fermenter<br />

ermittelten Methanausbeuten fielen mit maximal<br />

320 Liter (l) Methan (CH 4<br />

) pro Kilogramm organische<br />

Trockensubstanz (kg oTS) etwas geringer als für entsprechende<br />

Reingetreidevarianten aus. So reichte die<br />

Mehrheit der Varianten nicht an das durchschnittliche,<br />

für Wintergetreide-GPS ausgewiesene Ertragsniveau in<br />

Höhe von 330 l CH 4<br />

/kg oTS heran (KTBL, 2015).<br />

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BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS<br />

Bei den ermittelten Methanausbeuten in<br />

Abhängigkeit des Getreidemischungspartners<br />

lagen die Durchschnittswerte<br />

auf ähnlichem Niveau und waren mit<br />

Abweichungen von 10 Normlitern (Nl)<br />

CH 4<br />

/kg oTS über alle Versuchsjahre<br />

gering (siehe Abbildung 3). Für die<br />

erzielten Methanerträge können die<br />

Abweichungen, angegeben in Normkubikmeter<br />

Methan je Hektar Anbaufläche<br />

(Nm³ CH 4<br />

/ha), somit vor allem auf die<br />

unterschiedlich hohen Trockenmasseerträge<br />

bezogen werden, da diese als<br />

Berechnungsgrundlage dienen.<br />

Sie entsprachen im Versuchsjahr 2014<br />

mit etwa 4.000 Normkubikmetern<br />

(Nm³) CH 4<br />

/ha für Roggen und bis zu<br />

5.000 Nm³ CH 4<br />

/ha für Triticale den für<br />

Getreideganzpflanzensilage ausgewiesenen<br />

Orientierungswerten. Bedingt<br />

Methanertrag<br />

6.000<br />

Nm 3 CH 4<br />

/ha<br />

4.000<br />

3.000<br />

2.000<br />

1.000<br />

Abb. 3: Mittlere Methanausbeuten und Methanerträge der Leguminosen-Getreide-Gemenge<br />

in Abhängigkeit des Getreidemischungspartners am Standort Straubing, Erntejahre 2014,<br />

2015 und 2016<br />

0<br />

GRAFIK: © TFZ<br />

Methanertrag<br />

Roggen<br />

Triticale<br />

Gerste<br />

Methanausbeute<br />

Roggen<br />

Triticale<br />

Gerste<br />

Variantengruppe<br />

Roggen<br />

Triticale<br />

Gerste<br />

2014 2015<br />

2016<br />

durch niedrigere Trockenmasseerträge lagen mit etwa<br />

3.000 Nm³ CH 4<br />

/ha die Methanerträge für alle Leguminosen-Getreide-Gemenge<br />

2015 und 2016 durchweg<br />

auf einem ähnlichen Niveau unter den erreichten Werten<br />

des Vorjahrs (siehe Abbildung 3).<br />

Fazit: Wie die Ergebnisse aus dem Forschungsprojekt<br />

„Bioenergieträger mit Blühaspekt: Leguminosen-<br />

Getreide-Gemenge“ am Technologie- und Förderzentrum<br />

(TFZ) zeigen, sind im Vergleich zum Anbau von<br />

Reingetreidebeständen nur geringe Ertragseinbußen<br />

zu erwarten. Auch die erzielten Methanerträge zeigen,<br />

dass unter guten Bedingungen Gemenge mit Roggen<br />

und Triticale auf einem ähnlichen Niveau wie Getreideganzpflanzensilage<br />

liegen. Damit sollte der ökologische<br />

Zusatznutzen des Gemengeanbaus auch in Hinblick<br />

auf aktuelle Debatten zum Thema des Erhalts der Biodiversität<br />

in der Kulturlandschaft und der Einsparung<br />

von Pflanzenschutzmitteln positiv gewertet werden und<br />

zum Anbau der Leguminosen-Getreide-Gemenge motivieren.<br />

Autoren<br />

Gawan Heintze und<br />

Michael Grieb<br />

Technologie- und Förderzentrum<br />

im Kompetenzzentrum für<br />

Nachwachsende Rohstoffe (TFZ)<br />

Schulgasse 18 · 94315 Straubing<br />

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NI CH 4 /kg oTS<br />

250<br />

200<br />

150<br />

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Methanausbeute<br />

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PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Schluss. Ich hör auf!<br />

Für viele Biogas-Pioniere ist das Ende der EEG-Förderung eine Zäsur, denn es stellt sich<br />

die Frage: Weitermachen oder aufhören? Vier von ihnen kommen zu Wort: Der eine hat<br />

„vorzeitig die Reißleine gezogen“, einer beklagt das Herzblut, auch wenn seine Gesundheit<br />

angeschlagen ist, ein weiterer verabschiedet sich – emotional – frühzeitig und einer legt die<br />

Anlage vorerst still, sucht aber noch nach Möglichkeiten eines Weiterbetriebs.<br />

Von Christian Dany<br />

Ralf Engel hat bislang<br />

wegen des zu geringen<br />

Höchstwertes von zuletzt<br />

16,4 Cent (ct) pro<br />

Kilowattstunde (kWh)<br />

an keiner Ausschreibung<br />

teilgenommen.<br />

2020 war ein denkwürdiges Jahr: Etwas Unsichtbares<br />

stürzte die ganze Welt in eine<br />

Krise und die Biogasbranche in Deutschland<br />

befand sich auf dem Rückzug: Erstmals<br />

wurden weniger Anlagen neu gebaut<br />

als stillgelegt. Der Fachverband Biogas schätzte im<br />

Frühherbst, dass 2020 zwischen 200 und 250 Betreiber<br />

ihre Biogasanlagen außer Betrieb nehmen. Ende<br />

letzten Jahres lief erstmals die 20-jährige EEG-Vergütung<br />

ab – und das für eine große Zahl von Anlagen.<br />

Mit Einführung des EEG<br />

im Jahr 2000 erhielten all<br />

die Pionieranlagen aus den<br />

Neunzigerjahren eine „fiktive<br />

Inbetriebnahme“ zugesprochen.<br />

Das bedeutet,<br />

dass die 1.050 Biogasanlagen,<br />

die zur Jahrhundertwende<br />

in Betrieb waren,<br />

Ende 2020 das Ende der<br />

EEG-Förderung erreicht<br />

haben. Freilich ist ein beträchtlicher<br />

Teil dieser Anlagen<br />

in der Zwischenzeit<br />

umfangreich erweitert und<br />

neu in Betrieb genommen<br />

worden. Dennoch dürften<br />

es einige hundert Anlagen sein, die Ende letzten Jahres<br />

aus der EEG-Förderung fielen.<br />

Wir haben uns bei vier Anlagenbetreibern umgehört,<br />

die angesichts des EEG-Endes vor einer ungewissen<br />

Zukunft standen. Zwei davon ließen erkennen, dass<br />

sie „die Schnauze voll haben“, wozu vielfältige Gründe<br />

beitragen, und den Betrieb einstellen wollen: Während<br />

einer das bereits vollzogen hat, bleiben dem anderen<br />

noch zwei Jahre EEG-Laufzeit, nach denen er aber sicher<br />

aufhören will. Die weiteren zwei Betreiber hofften<br />

Ende November noch auf eine für sie annehmbare<br />

Nachfolgeregelung.<br />

Anlage wurde schon abgebaut<br />

„Unsere Anlage war eine, wie sie eigentlich alle haben<br />

wollen. Aber im Endeffekt hatten wir keine Chance“,<br />

sagt ein Milchviehhalter aus einer Grünlandregion in<br />

Oberbayern, der nicht namentlich genannt werden will.<br />

Die Biogasanlage verwertete die Gülle und Grassilage.<br />

Um das Blockheizkraftwerk (BHKW) mit zirka 100 Kilowatt<br />

elektrischer Leistung (kW el<br />

) auszulasten, kaufte<br />

er noch Körnermais zu. Als das Landratsamt 2019<br />

eine Behälterprüfung anordnete, habe er vorzeitig „die<br />

Reißleine gezogen“. Die Anlage wurde stillgelegt und<br />

mittlerweile bereits abgebaut. Für einen Weiterbetrieb<br />

hätte der Landwirt geschätzte 100.000 Euro an Ersatzund<br />

Ertüchtigungsinvestitionen aufbringen müssen.<br />

Die Biogasanlage ist im Jahr 2001 noch vom Vater des<br />

Milchbauern gebaut worden. Der Technikpionier setzte<br />

neben der Gülle auch Prozesswasser eines Industriebetriebs<br />

ein. Als dieser Betrieb selbst eine Biogasanlage<br />

baute, stellten die Landwirte auf nachwachsende Rohstoffe<br />

um. Der Zukauf von Körnermais habe dann schon<br />

erheblich an der Wirtschaftlichkeit gezehrt.<br />

Die Probleme verschärften sich mit der Düngeverordnung<br />

2017: Nachdem die verstärkte Anrechnung des<br />

Gärrestes zu Stickstoffüberschüssen führte, begann der<br />

Anlagenbetreiber, den Gärdünger zu separieren. „Die<br />

abgepresste Festphase musste ich abgeben, um unter<br />

die Grenze von 170 Kilogramm Stickstoff pro Hektar zu<br />

kommen“, erläutert er. Der frühere Energiewirt legt den<br />

Schwerpunkt seines Betriebs jetzt auf Direktvermarktung<br />

im Hofladen und verschiedene Dienstleistungen.<br />

Er glaubt, dass die Düngeverordnung in Intensivregionen<br />

noch viele Biogas-Landwirte dermaßen bedrängen<br />

wird, dass weitere Anlagenstilllegungen folgen werden.<br />

Düngeverordnung: Wirtschaftlichkeit<br />

vieler Biogasanlagen gefährdet<br />

Ähnlich sieht das Ralf Engel aus Deiningen im Kreis<br />

Donau-Ries: „Die Düngeverordnung wird zu steigenden<br />

Pachtpreisen führen und somit die Wirtschaftlichkeit<br />

vieler Biogasanlagen gefährden“, befürchtet er. Die<br />

150-kW el<br />

-Anlage seines Betriebes für 1.000 Mastschweine<br />

ist eine von über 90 Biogasanlagen im Ries.<br />

Engel meint, dass die enorm hohe „Biogasdichte“ hier<br />

die Behörden veranlasse, besonders streng zu sein.<br />

Der heute 48-Jährige hatte die Anlage 2001 mit geringerer<br />

Leistung gebaut. Nachdem er „viel Pionierund<br />

Entwicklungsarbeit“ geleistet hatte, folgten 2008<br />

die Vergrößerung und der Einsatz nachwachsender<br />

FOTOS: PRIVAT<br />

84

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS<br />

Arma Bio - Mix Flüssigfütterung<br />

Philipp Hofacker<br />

hat mit steigenden<br />

Auflagen zu kämpfen,<br />

die die Rentabilität<br />

einer Kleinanlage<br />

zunichtemachen.<br />

Rohstoffe. Das Inbetriebnahmedatum<br />

blieb dennoch<br />

bei 2001, sodass<br />

die Anlage Ende <strong>2021</strong><br />

aus der EEG-Förderung<br />

fällt. Engel hat zwar ausreichend<br />

Lagerraum, um<br />

der AwSV zu entsprechen.<br />

Sein Gärdüngerlager ist<br />

aber offen: Um auf 150<br />

Tage gasdichte Verweilzeit zu kommen,<br />

muss es entsprechend abgedeckt werden.<br />

Gasspeicher und ein neues Aggregat<br />

für den Flexbetrieb, neue Rührwerke und<br />

Pumptechnik, zählt der bayerische Schwabe<br />

auf. Zur Disposition stünden zudem<br />

AwSV-Maßnahmen wie Leckageerkennung<br />

und Umwallung. Zusammen genommen<br />

könnte sich die nötige Investition auf über<br />

400.000 Euro summieren.<br />

„Bis Ende 2022<br />

läuft die Anlage<br />

noch, dann ist<br />

Schluss“<br />

18,4 Cent reichen nicht aus<br />

Engel hat bislang wegen des zu geringen<br />

Höchstwertes von zuletzt 16,4 Cent (ct)<br />

pro Kilowattstunde (kWh) an keiner Ausschreibung<br />

teilgenommen. „Auch 18,4 ct/<br />

kWh sind für die hohe Investition bei zehn<br />

Jahren Laufzeit nicht ausreichend“, sagt<br />

der Biogas-Landwirt, der auch Geschäftsführer<br />

einer Gemeinschafts-Biogasanlage<br />

mit 900 kW el<br />

ist. Großanlagen könnten<br />

damit auskommen, meint er. Für Gülleanlagen<br />

unter 150 kW fordert er jedoch eine<br />

Festvergütung von mindestens 20 ct/kWh.<br />

Er begründet dies auch mit dem ökologisch<br />

sinnvollen Gesamtkonzept dieser Anlagen<br />

durch kurze Wege für Futter und Gärdünger<br />

und die Integration in betriebliche Abläufe<br />

(Wärmenutzung, Gülleverbesserung, positive<br />

CO 2<br />

-Bilanz).<br />

Sein Anliegen hat Engel schon vielfach<br />

vorgetragen: Letzten September gab er ein<br />

Radiointerview im Bayerischen Rundfunk.<br />

An mehrere Politiker hat er sich direkt gewandt.<br />

„Bewirkt hab ich<br />

nichts. Stattdessen hat<br />

sich die Situation auf<br />

meine Gesundheit niedergeschlagen“,<br />

schildert<br />

er. Engel macht zurzeit<br />

eine Therapie wegen<br />

einer Depression. Auch<br />

wenn in der Biogasanlage<br />

sein Herzblut stecke: „Zu<br />

90 % höre ich auf“, sagt er.<br />

Hannes Geitner betreut am Landwirtschaftsamt<br />

Nördlingen die Biogasanlagen<br />

im Ries. Bisher hielten sich bei ihm die<br />

Nachrichten über Betreiber, die aufhören<br />

wollen, in Grenzen. Geitner kennt jedoch<br />

einen ähnlichen Fall: Ein Landwirt mit einer<br />

45-kW-Kleinanlage, die schon 1999 in<br />

Betrieb ging, will nur weitermachen, wenn<br />

das EEG <strong>2021</strong> so gestaltet werde, dass<br />

sich der Betrieb nur mit Gülle und Mist<br />

ohne große Investitionen lohnt.<br />

Während Engel noch ein Fünkchen Hoffnung<br />

hat, hat Philipp Hofacker schon beschlossen,<br />

den Betrieb einzustellen: „Bis<br />

Ende 2022 läuft die Anlage noch, dann ist<br />

Schluss.“ Hofacker hat einen Ökobetrieb<br />

mit 90 Milchkühen in Bräunlingen am<br />

Rand des Südschwarzwaldes. Seine Biogasanlage<br />

ging 2002 mit 45 kW el<br />

in Betrieb.<br />

2005, als der Begriff „Flexibilisierung<br />

des Anlagenbetriebs“ noch gar nicht<br />

erfunden war, kauften sein Vater und er<br />

ein zweites 45er-BHKW dazu: „Eins läuft<br />

durchgehend, das andere bei Wärmebedarf“,<br />

erläutert er. Mit der Biogaswärme<br />

versorgt der Bräunlinger Stadtgemeinderat<br />

sein Anwesen und eine benachbarte Metzgerei<br />

sowie eine Gaststätte.<br />

„Ich hatte zehn gute Jahre“, sagt Hofacker,<br />

„dann wurde es immer schwieriger.“<br />

Er habe mit steigenden Auflagen zu kämpfen,<br />

die die Rentabilität einer Kleinanlage<br />

zunichtemachen würden: „Eine<br />

Philipp Hofacker<br />

85<br />

Entlastung des Antriebes<br />

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PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Stefan Werthmann<br />

(links) und Udo<br />

Baumeister. Weil letztes<br />

Jahr die wiederkehrende<br />

Betriebssicherheitsprüfung<br />

fällig gewesen<br />

wäre, hat Baumeister<br />

sich entschlossen, zum<br />

Ende des Jahres 2020<br />

die Anlage stillzulegen.<br />

Gasfackel oder eine Betriebssicherheitsprüfung kosten<br />

praktisch dasselbe wie für eine 500-kW-Anlage“, gibt<br />

er zu denken. Besonders hart traf ihn, dass ein großer<br />

Teil seiner Betriebsfläche 2010 in eine Wasserschutzgebiets-Zone<br />

II kam.<br />

Daraufhin war er auf Zukauf von konventionellem Substrat<br />

angewiesen – was im Ökolandbau nicht so gern<br />

gesehen wird. Vor allem der Demeter-Verband, dem<br />

der 35-Jährige seit einigen Jahren angehört, legt Wert<br />

auf den betrieblichen Nährstoffkreislauf und möchte<br />

konventionelles Futter von außen am liebsten ganz unterbinden.<br />

„Ich arbeite im Ein-Mannbetrieb. Da hab ich keine<br />

Lust mehr auf die 24-Stunden-Bereitschaft“, nennt<br />

Hofacker einen weiteren Grund. Sein Entschluss, aufzuhören,<br />

stehe fest; auch wenn er einräumt, dass ohne<br />

Biogasanlage neue Herausforderungen kommen werden:<br />

Er möchte die bestehende Wärmeversorgung aufrechterhalten.<br />

„Zumindest übergangsweise<br />

soll das mit einer Hackschnitzelheizung<br />

funktionieren“, sagt er. Langfristig denke<br />

er darüber nach, Strom aus seinen Photovoltaikanlagen<br />

– Hofacker hat insgesamt<br />

280 kW installiert – in Wärme umzuwandeln.<br />

Außerdem erkundige er sich schon<br />

nach dem Anbau von Kulturen mit weniger<br />

Stickstoffbedarf.<br />

Hoher Investitionsbedarf für<br />

komplexe Anlage<br />

Das nahende EEG-Förderende betrifft<br />

zwar zunächst hauptsächlich Betreiber<br />

von Kleinanlagen – aber nicht nur: Udo<br />

Baumeister betreibt in Breckerfeld im<br />

Sauerland eine Biogasanlage mit 500 kW el<br />

auf seinem Eiererzeugungs-Betrieb. Mit<br />

120.000 Legehennen, aufgeteilt in drei Ställen mit Boden-,<br />

Freiland- und Kleingruppenhaltung, gehört Baumeister<br />

zu den größten Eierproduzenten Nordrhein-<br />

Westfalens. Die Baumeister Frischei GmbH & Co. KG<br />

beschäftigt 85 Mitarbeiter. Sie erzeugt die Eier nicht<br />

nur, sondern verarbeitet sie mit Kochen, Schälen oder<br />

Färben auf Wunsch auch weiter. „Wir liefern gekochte<br />

und geschälte Eier in Salzlake-Eimern an Gastroversorger<br />

und Salathersteller“, erläutert Baumeister einen<br />

wichtigen Betriebszweig.<br />

Die Biogasanlage verwertet die anfallenden 7 Tonnen<br />

Hühnertrockenkot pro Tag, die rund 35 Prozent der<br />

Einsatzstoffe ausmachen. Der Rest kommt von Energiepflanzen<br />

auf Baumeisters 200 Hektar großem Landwirtschaftsbetrieb.<br />

Die Anlage ist sehr komplex: Den<br />

zwei Rundfermentern sind jeweils kleinere, rechteckige<br />

Pfropfenstromfermenter vorgeschaltet. Wie Baumeister<br />

schildert, sei die Anlage im Jahr 2001 gebaut und<br />

86

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS<br />

„Wir hören ein Jahr früher<br />

auf und warten, ob sich eine<br />

Lösung bietet“<br />

Udo Baumeister<br />

dann quasi im Praxisbetrieb weiterentwickelt worden:<br />

„Wir haben fast zehn Jahre dran rumgewerkelt, bis sie<br />

endlich zuverlässig lief.“ So weiß der Westfale von einigen,<br />

zum Teil kuriosen Anekdoten zu erzählen, wie<br />

einer geplatzten Dachfolie. Auch der BHKW-Betrieb<br />

habe immer wieder Probleme bereitet. Besserung sei<br />

erst eingetreten, als die Sauerländer auf ein Aggregat<br />

eines Herstellers aus Österreich wechselten. Dieses<br />

habe aber mittlerweile über 100.000 Betriebsstunden<br />

auf dem Buckel. Eigentlich würde die Anschaffung eines<br />

neuen BHKW anstehen, doch Baumeister ist sich<br />

unsicher.<br />

Denn will er langfristig weiter Biogas erzeugen, braucht<br />

es weitere Investitionen: Rührwerke, die einschaligen<br />

Gashauben und auch die Rohrleitungen aus Kunststoff<br />

müssten ersetzt werden. „Bei dem hohen Investitionsbedarf<br />

kommen wir mit 18,4 ct/kWh nicht hin“, sagt<br />

der Firmenchef. Weil letztes Jahr außerdem die wiederkehrende<br />

Betriebssicherheitsprüfung fällig gewesen<br />

wäre, habe er sich entschlossen, zum Ende des<br />

Jahres 2020 die Anlage stillzulegen: „Wir hören ein<br />

Jahr früher auf und warten, ob sich eine Lösung bietet.“<br />

Baumeister hat bereits eine übergangsmäßige Vereinbarung<br />

mit einem Abnehmer des Hühnertrockenkots<br />

getroffen.<br />

Zusammen mit Geschäftsführer-Kollege Stephan<br />

Werthmann steht er in Kontakt mit einem Biogasberater,<br />

mit dem schon einige Lösungsmöglichkeiten durchgerechnet<br />

wurden. Eine davon ist der Wechsel von der<br />

EEG-Stromeinspeisung in die Eigenversorgung. Doch<br />

auch hier sei die Rentabilität für den Investitionsbedarf<br />

der für diesen Zweck relativ großen Anlage nicht sicher.<br />

Attraktiver wäre das, wenn das Biogas auch als Kraftstoff<br />

genutzt werden könnte. „Wir haben sechs Lkw, die<br />

täglich bis zu 400 Kilometer in der Region unterwegs<br />

sind“, erläutert Werthmann. Doch für die Investition<br />

in die Aufbereitung des Gases zu Biomethan sei die<br />

Anlage wiederum zu klein.<br />

Auch mit dem Ersatz von Mais durch weitere Reststoffe<br />

beschäftigen sich die Eiererzeuger. „Bei den meisten<br />

Abfällen ist die Energiedichte zu gering“, gibt Baumeister<br />

zu bedenken. Überlegenswert sei jedoch Pferdemist,<br />

was aber eine aufwendige Logistik und eine<br />

teure Anlage zur Aufbereitung des Mistes erfordere.<br />

„Bei kleinen und mittelgroßen Biogasanlagen gibt es<br />

nur für die Gülleanlagen unter 75 kW eine auskömmliche<br />

Vergütung. In diese Klasse können wir aber nicht<br />

wechseln: Zum einen sind wir dafür zu groß, zum andern<br />

dürfen dann nur noch bis zu 20 Prozent Hühnertrockenkot<br />

eingesetzt werden. Für das Segment zwischen<br />

75 kW und 500 kW wird zu wenig getan“, lautet<br />

die Meinung des Firmenchefs, „in vier bis fünf Jahren<br />

werden sehr viele dieser Anlagen vom EEG-Ende betroffen<br />

sein. Wenn es dann eine Lösung geben wird, haben<br />

wir nichts mehr davon.“<br />

So ist vor allem nun die Politik gefordert, Rahmenbedingungen<br />

zu schaffen, um das Biogasanlagen-Sterben<br />

aufzuhalten und auch Ralf Engel und Udo Baumeister<br />

eine Perspektive für den Weiterbetrieb zu ermöglichen.<br />

Autor<br />

Christian Dany<br />

Freier Journalist<br />

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87

PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Hauke Koll reinigt die<br />

Käseformen, in denen<br />

der Käsebruch gepresst<br />

und gewendet und<br />

dann nach einigen<br />

Stunden entnommen<br />

wird.<br />

Funktionsweise der<br />

Biogasproduktion<br />

Die Molkevergärungsanlage ist so konzipiert, dass sie aus der<br />

Molke während einer Verweilzeit von etwa 30 Tagen alle vergärbaren<br />

Bestandteile entzieht und in Biogas umwandelt. Dieser<br />

Prozess, der bei 25 bis 37 Grad Celsius stattfindet, ist mit dem<br />

Vergärprozess in konventionellen Biogasanlagen vergleichbar.<br />

Um die völlig feststofffreie Molke zu vergären, benötigt es jedoch<br />

besondere Starterkulturen in Form von anaeroben Pellets, die aus<br />

dem Sektor der Kartoffel- oder Papierindustrie bezogen werden<br />

können. Nur mithilfe dieser Startbiomasse kann der Gärprozess<br />

der Molke in Gang kommen. Auch nach der Vergärung im Biogasfermenter<br />

hat die Molke noch eine organische Restbelastung<br />

(CSB), sodass sie nicht ohne weitere Behandlung in die öffentliche<br />

Kanalisation abgeleitet werden kann.<br />

Dazu kommen die Belastungen bei Ammoniumstickstoff und<br />

Phosphat, die über den Grenzwerten der deutschen Abwasserverordnungen<br />

liegen. Deshalb wird in der zweiten Behandlungsstufe<br />

eine biologische Abwasserbehandlung mit einer Nitrifikation/Denitrifikation<br />

zum Ammoniumabbau, eine Phosphatfällstufe und eine<br />

sogenannte Belebungsstufe eingesetzt – vergleichbar mit Klärstufen<br />

wie sie in großen, kommunalen Klärwerken im Einsatz sind.<br />

Der anaerobe Gärprozess ist in der Lage, rund 95 Prozent der<br />

organischen Kohlenstofffracht umzuwandeln. Die Belastungen<br />

mit Ammoniumstickstoff und Phosphat werden in der zweiten<br />

Behandlungsstufe vorbehandelt. Die Wasserqualität am Ablauf<br />

der Gesamtanlage unterschreitet dann die Grenzwerte der kommunalen<br />

Satzung.<br />

Pellwormer<br />

Käse – fast<br />

klimaneutral<br />

Auf der Nordseeinsel Pellworm hat eine Käserei<br />

aus einem Problemstoff einen Nutzstoff<br />

gemacht. Die anfallende Molke wird<br />

nun zur Energieerzeugung verwendet. Das<br />

macht die Käserei hinsichtlich des Wärmebedarfs<br />

fast autark.<br />

Von Dierk Jensen<br />

Er ist ein Mann der Ausdauer. Nach einem<br />

langen Arbeitstag in seiner Pellwormer Käserei<br />

läuft er schon mal locker eine Strecke<br />

in der Länge eines halben Marathons. Kein<br />

Zweifel, Hauke Koll ist mit seinen 55 Jahren<br />

fit wie ein neuer Turnschuh. Das muss er letztlich auch<br />

sein, um sein großes Arbeitspensum in der Insel-Käserei<br />

Pellworm, die er mit seiner Frau Maike und den drei<br />

erwachsenen Kindern Leve, Ove und Christine neben<br />

der Betriebsstätte in Ostenfeld als Familienbetrieb seit<br />

2016 betreibt, auch bewältigen zu können.<br />

So stellen er und sein kleines Team ein handwerklich<br />

geprägtes Schnittkäsesortiment her, das durch verschiedene<br />

Geschmacks- und Reifegrade überzeugt.<br />

Unter Produktnamen wie „Deichgraf“ und „Rungholt“<br />

erfreuen sich seine Käseprodukte großer Beliebtheit<br />

bei Insulanern wie bei den Touristen, die mehrmals<br />

in der Woche vor dem Verkaufsstand in der Käserei<br />

Schlange stehen. Darüber hinaus wird der Pellwormer<br />

Käse auch auf dem Festland vermarktet.<br />

„Rund 100 Tonnen Käse stellen wir hier jährlich her“,<br />

erzählt Koll beim Arbeitsfrühstück in seinem Pellwormer<br />

Büro. Mehrere selbstproduzierte Schnittkäse offeriert<br />

er – darunter auch eine Sorte mit Bockshornklee.<br />

Für seine Inselproduktion benötigte Koll bisher jährlich<br />

rund 900.000 Liter Kuhmilch, die er von zwei Biobetrieben<br />

auf Pellworm bezieht; zusätzlich verarbeitet er<br />

in einem Jahr rund 100.000 Liter Ziegenmilch vom<br />

Festland. Zum Vergleich: Die etwas mehr als ein Dutzend<br />

übrigen Milchviehhalter auf der Insel erzeugen<br />

gegenwärtig rund 9 Millionen Liter Milch, die in der<br />

Meierei in Witzwort aufbereitet wird.<br />

FOTOS: DIERK JENSEN<br />

88

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS<br />

Molke musste früher teuer zum Festland<br />

gebracht werden<br />

Derzeit ist die Nachfrage etwas schwächer als sonst,<br />

„auch uns hat Corona nicht ganz verschont“, so Koll.<br />

Aber unabhängig von den temporären Auswirkungen<br />

der Pandemie fallen bei der Inselkäserei normalerweise<br />

bei 1 Million Liter zu Käse verarbeiteter Milch rund<br />

900.000 Liter Molke an. Wohin aber mit dem anfallenden<br />

Nebenprodukt? „Die Landwirte auf der Insel haben<br />

dafür keine Verwendung, sodass ich die Molke bisher<br />

mit großem logistischen Aufwand aufs Festland bringen<br />

musste“, seufzt Koll, „die Entsorgung der Molke<br />

hat uns daher in der Vergangenheit viel Geld gekostet.“<br />

Damit soll nun aber bald Schluss sein. Mit einer Molkevergärungsanlage<br />

der Firma Almawatech GmbH aus<br />

dem südhessischen Babenhausen will Käsehandwerker<br />

Koll dem Problem nun auf die Pelle rücken. Vor drei<br />

Jahren hat er sich die erste dieser Art in Deutschland im<br />

Allgäu bei einem Kollegen angeschaut. „Das hat mich<br />

überzeugt“, bekräftigt Koll, kann er doch mit der Vergärungsanlage<br />

zwei Fliegen mit einer Klappe schlagen.<br />

Zum einen ermöglicht die Vergärung mit nachgelagerter<br />

Abwasseraufbereitung eine problemlose Einleitung<br />

in die öffentliche Kanalisation des Abwassers bei einem<br />

Chemischen Sauerstoffbedarf (CSB)-Wert von<br />

800 Milligramm pro Liter (mg/l). Zum anderen gibt<br />

es den durchaus positiven Nebeneffekt, dass bei der<br />

anaeroben Vergärung Biogas anfällt, das er über einen<br />

Brennkessel energetisch im Betrieb nutzen kann. „Aus<br />

einem Liter Molke mit einer durchschnittlichen CSB-<br />

Konzentration von 70.000 mg/l entsteht eine Gasmenge<br />

von 40 Liter, davon 50 bis 60 Prozent Methan, das<br />

entspricht rund 20 bis 24 Liter Methan“, rechnet Johanna<br />

Hüther, Mitglied der Geschäftsführung der mittelständischen<br />

Almawatech GmbH vor.<br />

Käselager der<br />

Inselkäserei von<br />

Hauke Koll.<br />

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89

PRAXIS<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Das Milchsammelfahrzeug der Käserei und hinten links sind<br />

die Behälter der Molkevergärungsanlage zu sehen.<br />

Maike Koll unterstützt ihren Mann im<br />

Verkaufsladen der Käserei.<br />

18.000 Liter Heizöl ersetzt<br />

Im Fall der Pellwormer Käserei wäre das am Ende umgerechnet<br />

eine Methanmenge, die ungefähr die gleiche<br />

Energie wie 18.000 Liter Heizöl aufweist. Das ist ungefähr<br />

die Heizölmenge, die Koll bisher für das Pasteurisieren<br />

der Milch, der Warmwasseraufbereitung als auch<br />

fürs Heizen der Büroräume verbraucht hat. „Wir können<br />

in Zukunft also mit der Vergärung der Molke unseren<br />

Wärmebedarf fast komplett abdecken“, kalkuliert<br />

Koll, „damit haben wir dann eine mehr oder weniger<br />

klimaneutrale Produktion.“ Das klingt in Zeiten einer<br />

zwar von der Politik immer wieder beschworenen, aber<br />

an vielen Stellen doch ins Stocken geratenen Energiewende<br />

ziemlich überzeugend.<br />

Für das Pioniervorhaben auf der Nordseeinsel – es ist<br />

die erste von Almawatech – sind direkt am Käsereigebäude<br />

vier Behälter mithilfe lokaler Firmen errichtet<br />

worden: Molketank, Fermenter, Nachgärer und<br />

Schlammbehälter, in dem bei einer Molkemenge von<br />

zirka 1 Million Liter jährlich 30.000 bis 50.000 Liter<br />

Klärschlamm anfallen, der problemlos auf die Felder<br />

gebracht werden kann. Das erzeugte Gas wird schließlich<br />

über eine Leitung zur benachbarten Gastherme<br />

transportiert. Auch die Beschickung eines kleinen<br />

Blockheizkraftwerkes war in den Planungen erörtert<br />

worden, aber im Fall von Pellworm nicht zum Einsatz<br />

gekommen, weil die Gasmenge einfach zu gering sei.<br />

Sowohl die Inselgemeinde, die Aktivregion Uthlande,<br />

das Land Schleswig-Holstein und die EU leisten finanzielle<br />

Unterstützung. Rund 30 Prozent der Investition<br />

wird von der öffentlichen Hand gefördert. Dennoch<br />

ist das Vorhaben kein Pappenstiel. „Eine Anlage bestehend<br />

aus der Biogasstufe und der nachfolgenden<br />

Abwasserbehandlung für etwa 5.000 Liter Molke pro<br />

Tag ist je nach regionaler Situation mit 350.000 bis<br />

400.000 Euro zu kalkulieren. Dazu kommt noch der<br />

Umbau oder die Einrichtung einer Biogasheizanlage“,<br />

beziffert Johanna Hüther vom Hersteller den enormen<br />

finanziellen Aufwand.<br />

Molke wird immer weniger verfüttert<br />

Nichtsdestoweniger sieht die Babenhausener Spezialfirma<br />

für ihre Anlagentechnik einen Markt. Und zwar<br />

überall dort, wo für Molkereien eine direkte Molkeverwertung<br />

entweder im Lebensmittelbereich oder in der<br />

Tierfütterung nicht möglich beziehungsweise nicht<br />

wirtschaftlich ist. „Gerade durch den Rückgang bei der<br />

mittelgroßen Schweinemast als Abnehmer werden immer<br />

mehr Betriebe Schwierigkeiten beim Molkeabsatz<br />

haben“, meint Hüther und fügt gleich hinzu, „natürlich<br />

muss es auch eine sinnvolle Verwendung für das Methangas<br />

geben.“<br />

Dies ist auf Pellworm der Fall. Allerdings braucht das<br />

ganze Projekt eine lange Laufzeit, damit es sich am<br />

Ende über den Imagegewinn für die Käseprodukte hinaus<br />

tatsächlich trägt und rechnet. Dabei ist durchaus<br />

Luft nach oben. So kann die Anlage von ihrer Kapazität<br />

her bis zu 2 Millionen Liter Molke abwassergerecht<br />

verarbeiten und damit perspektivisch auch andere Gebäude<br />

in der unmittelbaren Nachbarschaft klimaneutral<br />

mit Bioenergie versorgen. An Perspektiven fehlt<br />

es wahrlich nicht, die begrenzenden Faktoren liegen<br />

woanders.<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 />

90

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

PRAXIS<br />

Biogasanlage des Monats November:<br />

Hof Büdding<br />

In der Biogasanlage des Monats November werden ausschließlich<br />

Rindertretmist und Pferdemist sowie Güllefeststoffe und<br />

Futterreste, die zu 90 Prozent von Fremdbetrieben stammen,<br />

vergoren. Daraus erzeugt Jan Bernd Büdding in seiner Biogasanlage<br />

im münsterländischen Bocholt pro Jahr rund 643.000 Kilowattstunden<br />

klimafreundlichen Strom. Pro Jahr vermeidet er so<br />

über 900 Tonnen CO 2<br />

und neutralisiert damit den CO 2<br />

-Ausstoß<br />

von 77 Bundesbürgern.<br />

Biogasanlage des Monats Dezember:<br />

BGAS GmbH & Co. KG<br />

Mehr als 100 Haushalte versorgt Ulrich Bader aus dem oberbayerischen Buch<br />

am Erlbach mit klimafreundlicher Wärme aus seiner Biogasanlage. Dadurch<br />

werden pro Jahr mindestens 220.000 Liter Heizöl eingespart. Im Sommer<br />

wird die Wärme zur Trocknung von Getreide, Körnermais und Hackschnitzel<br />

eingesetzt. Darüber hinaus erzeugt seine 2006 errichtete NawaRo-Biogasanlage<br />

mit einer installierten elektrischen Leistung von 549 Kilowatt jährlich<br />

gut 4,5 Millionen Kilowattstunden (kWh). Insgesamt vermeidet die in den<br />

landwirtschaftlichen Betrieb integrierte Anlage, die mit Silomais, Roggen-<br />

GPS, Grassilage, Zuckerrüben, Mist und Gülle gefüttert wird, pro Jahr rund<br />

3.000 Tonnen CO 2<br />

.<br />

91

WISSENSCHAFT<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Humusersatz und Strohvergärung:<br />

Widerspruch oder Patentlösung?<br />

Der globale Bevölkerungszuwachs steigert auch die Nachfrage nach Nahrungsmitteln und<br />

Energie. Ein Teil dieser Energie wird derzeit aus landwirtschaftlicher Biomasse bereitgestellt.<br />

Mit dieser Entwicklung ergeben sich neue Herausforderungen für die Landwirtschaft und<br />

den Energiesektor aufgrund von Nutzungskonkurrenzen zwischen Nahrungsmittelproduktion<br />

und energetischer Biomassenutzung. Die energetische Nutzung von Ernteresten, wie<br />

zum Beispiel Stroh, könnte diese Konkurrenzsituation ein Stück weit entschärfen.<br />

Von Lucas Knebl 1) , Benjamin Blumenstein 2) , André Wufka 3) , Christopher Brock 1) ,<br />

Detlev Möller 2) und Andreas Gattinger 4)<br />

Stellt Stroh auf der einen Seite einen attraktiven<br />

Rohstoff für die energetische Nutzung<br />

dar, hat es auf der anderen Seite eine wichtige<br />

Rolle für den Humuserhalt landwirtschaftlicher<br />

Böden. Eine stoffliche oder<br />

Tabelle 1: Spezifische Biogas-/Methanerträge<br />

Einsatzstoffe Biogasertrag Methanertrag<br />

(NI/kg oTR)<br />

energetische Nutzung des Strohs muss daher mit Vorsicht<br />

bedacht werden, soll der Erhalt der Bodenfruchtbarkeit<br />

gewährleistet werden. In diesem Zusammenhang<br />

steht allerdings auch eine weitere entscheidende<br />

Frage im Vordergrund: Wie kann eine nachhaltige, die<br />

Bodenfruchtbarkeit erhaltende Bewirtschaftung<br />

der Böden gelingen, ohne<br />

betriebswirtschaftliche Ziele zu vernachlässigen?<br />

Lösungsansätze wurden<br />

im Projekt SOMenergy untersucht.<br />

Im Jahr 2011 bewerteten Weiser und<br />

andere das Potenzial der Strohproduktion<br />

in Deutschland für die energetische<br />

Nutzung eingehender. Fokus ihrer<br />

Untersuchung lag auf der potenziellen<br />

Strohmenge, die zur energetischen Nutzung<br />

verwendet werden könnte, ohne<br />

die Humusversorgung der Ackerflächen<br />

nachträglich zu beeinflussen. Grundlage<br />

ihrer Bewertung waren Ergebnisse<br />

aus der Humusbilanz. Die Autoren<br />

schlussfolgerten, dass unter diesen Vor-<br />

(NI CH 4<br />

/kg oTR)<br />

Hühnertrockenkot (ohne Stroh)* 500 325<br />

Weizenstroh kurz gehäckselt* 370 188<br />

Weizenstroh (zerkleinert und pelletiert)<br />

(94,3 % TR, 95 % oTR)**<br />

Bio-Hühnertrockenkot (extrudiert)<br />

(40 % TR, 55 % oTR)**<br />

Batch** 593 304<br />

Batch** 359 239<br />

Strohpellets + Hühnertrockenkot** SOMenergy Pilotierung 2017 bis 2018** 556 285 (51,3 Vol.% CH 4<br />

)<br />

*KTBL 2005 sowie Ergebnisse zu Gaserträgen aus Batchuntersuchungen und kontinuierlicher Versuchsdurchführung<br />

**IKTS 2016 bis 2018<br />

FOTO: ADOBE STOCK_ANDY ILMBERGER<br />

92

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

WISSENSCHAFT<br />

Tabelle 2: Herkunft, Aufbereitung und Eigenschaften der im Feldversuch verwendeten Dünger<br />

Düngersubstrat TS C N NH 4<br />

-N pH Herkunft/Spezifikation<br />

[%] [%] [%] [mg*100 g -1 ]<br />

Stroh 95 48,6 0,4 4,2 6,3<br />

Weizenstroh, gehäckselt (Feldversuch) bzw. pelletiert<br />

(Biogasanlage und Laborversuch)<br />

Hühnertrockenkot (HTK) 49 30,3 2,8 256,0 7,7 Biologische Hühnerhaltung (Freiland)<br />

Gärprodukt flüssig 21 42,4 2,05 64,5 8,5 Fraunhofer Institut, Vergärung von Strohpellets und HTK<br />

Gärprodukt fest 26 42,7 1,8 71,9 n.a.<br />

Fraunhofer Institut, Vergärung von Strohpellets und HTK,<br />

Gärprodukt mechanisch teilweise entwässert<br />

Rottemist 32 24,2 2,2 134,0 n.a. Versuchsbetrieb Gladbacherhof, aus Festmiststall (Rinder)<br />

n.a. = keine Angabe; Gärprodukt flüssig = komplettes verbleibendes Gärprodukt; Gärprodukt fest = komplettes Gärprodukt teilentwässert<br />

Tabelle 3: Kohlenstoffbilanz auf der Feldebene für die jeweiligen Düngervarianten im Mittel<br />

der Versuchsstandorte und -jahre<br />

C-Input auf Feld durch Düngervarianten<br />

[t C * ha -1 ]<br />

C-Mengen in CO 2<br />

und CH 4<br />

(über Winter)<br />

[t C * ha -1 ]<br />

C-Mengen durch CO 2<br />

- und CH 4<br />

-<br />

Produktion [t C * ha -1 ] (über gesamte<br />

Vegetationsperiode)<br />

Kontrolle Stroh Stroh+HTK GP_flüssig GP_fest Rottemist<br />

0 3,6 4,4 1,7 1,0 1,2<br />

1,1 1,3 1,3 1,1 1,1 1,1<br />

2,1 2,9 2,7 2,1 2,5 2,4<br />

Gesamt C-Bilanz [t C * ha -1 ] -2,1 0,8 1,7 -0,4 -1,4 -1,2<br />

Kontrolle = nicht gedüngte Kontrollparzelle; Stroh = Strohdüngung eingearbeitet; Stroh+HTK = Stroh eingearbeitet + Hühnertrockenkot oberflächlich<br />

ausgebracht; GP_flüssig = Gärprodukt flüssig oberflächlich ausgebracht; GP_fest = Gärprodukt fest oberflächlich ausgebracht<br />

aussetzungen in Deutschland jährlich eine Strohmenge<br />

von 7 bis 13 Millionen (Mio.) Tonnen für die energetische<br />

Nutzung zur Verfügung stünden.<br />

Dabei wurde deutlich, dass die ausgewiesene Menge<br />

stark methodenabhängig ist. Es muss angemerkt werden,<br />

dass bei der Untersuchung von Weiser von einer<br />

Entfernung des Strohs von der Ackerfläche ohne teilweise<br />

Rückführung ausgegangen wurde. Wird das Stroh<br />

auf der Ackerfläche belassen, so kann dies in einer fasst<br />

vollständigen Umsetzung und damit in dem Verlust des<br />

im Stroh enthaltenen Kohlenstoffs resultieren (Joschko<br />

u.a. 2011). In einer Studie von Nielsen et al. (2011)<br />

wird geschlussfolgert, dass die Rückführung von Gärprodukten<br />

unter Umständen eine positivere Wirkung auf<br />

den Humusaufbau gegenüber den Ausgangssubstraten<br />

haben könnte. Hierzu lagen bislang jedoch keine belastbaren<br />

Ergebnisse vor.<br />

Verbundprojekt SOMenergy<br />

Im Zeitraum 2016 bis 2019 förderte die Fachagentur<br />

Nachwachsende Rohstoffe e.V. das Projekt „Gewährleistung<br />

einer ausreichenden Humusreproduktion bei<br />

der Nutzung von Getreidestroh für die Biogasproduktion“<br />

(SOMenergy; FKZ 22408412/22402914).<br />

Die Professur für Ökologischen Landbau der Justus-<br />

Liebig-Universität Gießen und das Fachgebiet Betriebswirtschaft<br />

des Fachbereichs Ökologische Agrarwissenschaften<br />

der Universität Kassel stellten in dem Projekt<br />

die Frage, wie die Humusreproduktionsleistung von<br />

Gärprodukten aus der Strohvergärung zu bewerten ist<br />

und wie sich vor diesem Hintergrund Produktionssysteme<br />

mit energetischer Verwertung von Getreidestroh<br />

unter besonderer Berücksichtigung einer gesicherten<br />

Humusbilanz und der betriebswirtschaftlichen Effekte<br />

darstellen. Hierzu wurde ein Gärprodukt aus der Weizenstrohvergärung<br />

nach unterschiedlicher Aufbereitung<br />

in einem Feldversuch und einem Laborversuch bezüglich<br />

seiner Effekte auf die Humusreproduktion untersucht.<br />

Anschließend erfolgte auf der Grundlage dieser<br />

Untersuchungen eine Humusbilanzierung.<br />

Das Fraunhofer-Institut für keramische Technologien<br />

und Systeme in Dresden (IKTS) arbeitet seit Jahren<br />

an verfahrenstechnischen Entwicklungen zur energetischen<br />

Nutzung von Getreidestroh und stellte als<br />

Projektpartner die untersuchten Gärprodukte her. Es<br />

handelte sich dabei um Produkte einer anaeroben Vergärung<br />

von Weizenstrohpellets und Hühnertrockenkot<br />

(HTK) bei einem Mischungsverhältnis von 4,4:1.<br />

Das Gärprodukt wurde in der empirischen Untersuchung<br />

zum einen komplett verwendet (Gärprodukt<br />

flüssig) und zum anderen teilweise entwässert (Gärprodukt<br />

fest). Verglichen wurden die Effekte der Gärprodukte<br />

mit einer reinen Strohdüngung, einer Düngung<br />

von Stroh mit zusätzlicher HTK-Gabe und einer Rottemistdüngung.<br />

Letztere diente der vergleichenden Bewertung<br />

der Substrate vor dem Hintergrund der<br />

93

WISSENSCHAFT<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Tabelle 4: Humusbilanzen der in HU-MOD bewerteten Fruchtfolgen<br />

Ökologisch (ÖKO)<br />

Konventionell (KON)<br />

Fruchtfolgefeld<br />

Hauptfrucht<br />

Basisertrag<br />

[t FM*ha -1 ]<br />

Humusbilanz<br />

HUMOD<br />

[kg C*ha -1 *a -1 ]<br />

Fruchtfolgefeld<br />

Hauptfrucht<br />

Basisertrag<br />

[t FM*ha -1 ]<br />

Humusbilanz<br />

HUMOD<br />

[kg C*ha -1 *a -1 ]<br />

Sandböden/Nord-Ost<br />

Strohdüngung<br />

1 (GD) Luzernegras 25 236,0 GD Senf 7,5 359,1<br />

2 (GD) Luzernegras 25 1383,6 1 Kartoffeln 35<br />

3 Dinkel 2,2 1165,3 2 Winterroggen 3,9 195,2<br />

4 Hafer 2,7 -577,9 GD Senf 7,5<br />

5 Winterroggen 3,3 -531,4 3 Erbsen 3,1 -170,5<br />

6 Sommergerste 2,7 -490,6 4 Winterroggen 3,9 571,3<br />

Fruchtfolgebilanz 197 Fruchtfolgebilanz 239<br />

Düngung mit Gärprodukten<br />

1 (GD) Luzernegras 25 236,0 GD Senf 7,5 462,9<br />

2 (GD) Luzernegras 25 1383,6 1 Kartoffeln 35<br />

3 Dinkel 2,42 2116,8 2 Winterroggen 3,9 73,8<br />

4 Hafer 2,97 -728,0 GD Senf 7,5<br />

5 Winterroggen 3,63 -11,7 3 Erbsen 3,1 -170,5<br />

6 Sommergerste 2,97 -725,5 4 Winterroggen 3,9 571,3<br />

Fruchtfolgebilanz 379 Fruchtfolgebilanz 234<br />

Börde/NRW<br />

Strohdüngung<br />

1 (GD) Kleegras 62,5 590,0 GD Senf 17,5 -545,7<br />

2 Winterweizen 7,6 2200,4 1 Zuckerrüben 70<br />

3 Kartoffel 38,5 -1131,6 2 Winterweizen 9,9 652,5<br />

4 Ackerbohne 4,7 -827,5 GD Senf 17,5<br />

5 Hafer 4,9 -210,7 3 Wintergerste 7,9 484,0<br />

6 Winterroggen 5,9 -1012,1<br />

Fruchtfolgebilanz -65 Fruchtfolgebilanz 197<br />

Düngung mit Gärprodukten<br />

1 (GD) Kleegras 62,5 590,0 GD Senf 17,5 -184<br />

2 Winterweizen 8,36 3378,5 1 Zuckerrüben 70<br />

3 Kartoffel 42 -125,2 2 Winterweizen 9,9 635<br />

4 Ackerbohne 4,7 -827,5 GD Senf 17,5<br />

5 Hafer 5,39 -305,9 3 Wintergerste 7,9 484,0<br />

6 Winterroggen 6,49 -1381,2<br />

Fruchtfolgebilanz 221 Fruchtfolgebilanz 311<br />

94

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

WISSENSCHAFT<br />

Ökologisch (ÖKO)<br />

Konventionell (KON)<br />

Fruchtfolgefeld<br />

Hauptfrucht<br />

Basisertrag<br />

[t FM*ha -1 ]<br />

Humusbilanz<br />

HUMOD<br />

[kg C*ha -1 *a -1 ]<br />

Fruchtfolgefeld<br />

Hauptfrucht<br />

Basisertrag<br />

[t FM*ha -1 ]<br />

Humusbilanz<br />

HUMOD<br />

[kg C*ha -1 *a -1 ]<br />

Mittelgebirge/Süd-West<br />

Strohdüngung<br />

1 (GD) Kleegras 35 -544 1 Winterraps 3,3 -449,5<br />

2 (GD) Kleegras 35 1062 2 Winterweizen 7,9 310,2<br />

3 Dinkel 3,5 1516 GD Senf 12,5<br />

4 Kartoffel 30 -1012 3 Sommergerste 5,9 337,2<br />

5 Triticale 5 -923 GD Senf 12,5<br />

4 Triticale 5,9 390,7<br />

Fruchtfolgebilanz 20 Fruchtfolgebilanz 147<br />

Düngung mit Gärprodukten<br />

1 (GD) Kleegras 35 -544,3 1 Winterraps 3,3 -217,6<br />

2 (GD) Kleegras 35 1062,4 2 Winterweizen 7,9 226,2<br />

3 Dinkel 3,85 1447,5 GD Senf 12,5<br />

4 Kartoffel 33 -1,4 3 Sommergerste 5,9 361,2<br />

5 Triticale 5,5 -1023,7 GD Senf 12,5<br />

4 Triticale 5,9 390,7<br />

Fruchtfolgebilanz 188 Fruchtfolgebilanz 190<br />

Humusbilanzierung. Tabelle 1 auf Seite 92<br />

zeigt Biogas-/Methanerträge der vom IKTS<br />

getesteten Einsatzstoffe. Tabelle 2 können<br />

die Parameter der Düngereigenschaften<br />

entnommen werden.<br />

C-Bilanz auf der Feldebene<br />

An der Justus-Liebig-Universität Gießen<br />

wurde der Frage nachgegangen, wie sich<br />

die Gärprodukte gegenüber der reinen<br />

Strohdüngung sowie Rottemist auf den<br />

Humusgehalt von Ackerböden auswirken.<br />

Hierzu wurden zwei Feldversuche mit vergleichsweise<br />

schwereren und leichteren<br />

Böden angelegt (Parabraunerdestandort<br />

im Hintertaunus; Sandstandort in der hessisches<br />

Ried). Auswirkungen auf den Humushaushalt<br />

beziehungsweise (bzw.) die<br />

organische Bodensubstanz sind in kurzzeitigen<br />

Feldversuchen nur sehr schwer zu ermitteln.<br />

Dies liegt an der Tatsache, dass der<br />

Humus nur einen sehr geringen Anteil der<br />

Gesamtbodenmasse ausmacht und dessen<br />

jährliche Änderungen wiederum sehr gering<br />

sind. Aus diesem Grund wurde die CO 2<br />

- und<br />

CH 4<br />

-Produktion über den Jahresverlauf<br />

erfasst, die auf vegetationsfreien, ge-<br />

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WISSENSCHAFT<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

düngten Kleinparzellen zu beobachten war. Die CO 2<br />

-<br />

Mengen werden als Indikator für das Umsatzgeschehen<br />

im Boden herangezogen und zusammen mit der<br />

CH 4<br />

-Produktion für die Kohlenstoffbilanz der Düngervarianten<br />

verwendet. Die CO 2<br />

-Produktion auf den vegetationsfreien<br />

Parzellen wird als das Maximum an standortabhängigen<br />

CO 2<br />

-Mengen betrachtet. Die Ergebnisse<br />

dienten dem Vergleich der Düngervarianten und der<br />

Bewertung der Varianten in der Humusbilanz. Der<br />

zweijährige Feldversuch zeigte, dass kein signifikanter<br />

Effekt der Dünger auf die CO 2<br />

-Produktion der Ackerflächen<br />

gegenüber einer nicht gedüngten Kontrollflä-<br />

Humusbilanzen (kg C/ha -1 und a -1 ) und Direkt- und Arbeitserledigungskostenfreie Leistung (DAKL €/ha -1 und a -1 ) konventioneller Modell-<br />

Marktfruchtbetriebe (ohne Futter-Mist-Kooperation) mit Vergleich des Strohverbleibs und der Strohnutzung in der Biogasanlage<br />

350<br />

300<br />

Sandböden / Nord-Ost<br />

Börde<br />

Mittelgebirge / Süd-West<br />

Biogasnutzung<br />

250<br />

Strohverbleib<br />

Biogasnutzung<br />

C org<br />

-Bilanz [kg C ha -1 a -1 ]<br />

200<br />

150<br />

100<br />

Strohverbleib<br />

Biogasnutzung<br />

Strohverbleib<br />

50<br />

0<br />

0 100 200 300 400 500 600 700 800<br />

DAKL [€ ha -1 a -1 ]<br />

FOTO: ADOBE STOCK_MEGAKUNSTFOTO<br />

96

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

che besteht. Auch die unterschiedlichen<br />

Standorte zeigten keinen signifikanten<br />

Einfluss. Die Kohlenstoffbilanz wird demnach<br />

vornehmlich durch die Rückführung<br />

von Kohlenstoff auf die Ackerfläche durch<br />

die Düngevarianten bestimmt.<br />

Tabelle 3 auf Seite 93 veranschaulicht<br />

die beobachtete C-Bilanz auf Feldebene<br />

im Mittel der Versuchsjahre und Standorte.<br />

Bei der Strohdüngung wurde von einer<br />

anfallenden Strohmenge von 7,5 Tonnen<br />

Stroh pro Hektar (ha) ausgegangen. Das<br />

Stroh wurde in Form von Strohpellets in der<br />

Biogasanlage (BGA) zusammen mit Hühnertrockenkot<br />

(HTK) vergoren (Verhältnis<br />

Stroh zu HTK 4,4:1). Die Gärproduktmenge<br />

ergab sich aus dem produzierten Gärprodukt<br />

je Kilogramm (kg) fermentierten<br />

Strohs. Die Ausbringungshöhe des Gärproduktes<br />

wurde an die Strohmengen der Varianten<br />

Stroh und Stroh+HTK angepasst (1<br />

kg Stroh ergeben etwa 2,9 Liter Gärprodukt<br />

flüssig). Die HTK-Gabe entsprach in ihrer<br />

Höhe der dem Stroh zugeführten Menge<br />

bei der Vergärung in der Biogasanlage.<br />

Die Rottemist-Gabe war angelehnt an<br />

die N-Menge in der Variante Gärprodukt<br />

flüssig (GP_flüssig). Aus den Ergebnissen<br />

kann geschlossen werden, dass eine<br />

Strohdüngung insbesondere mit zusätzlicher<br />

Stickstoffgabe durch Hühnertrockenkot<br />

zu den besten C-Bilanzen auf der<br />

Feldebene führt und die Verwendung des<br />

gesamten Gärproduktes (hier GP_flüssig)<br />

eine positivere Wirkung als das teilentwässerte<br />

Gärprodukt (hier GP_fest) hat. Bei<br />

der Bewertung der Kohlenstoffbilanzen<br />

muss berücksichtigt werden, dass sich<br />

die Ergebnisse innerhalb eines Pflanzenbestandes<br />

aufgrund von Effekten auf die<br />

Ernte- und Wurzelrückstände sowie den<br />

C-Entzug durch die Erntemenge anders<br />

ausdifferenzieren können.<br />

Berechnung der Humusbilanz<br />

Die Ergebnisse der Feld- und Laborversuche<br />

wurden in der Humusbilanzierung<br />

aufgegriffen und das verwendete Humusbilanzmodell<br />

(HU-MOD) entsprechend<br />

parametrisiert. Um Unterschiede des<br />

Strohverbleibs oder der Strohnutzung in<br />

der Biogasanlage auf die Humusbilanzierung<br />

und die Ökonomik unter unterschiedlichen<br />

Standortbedingungen untersuchen<br />

zu können, wurden bei der Bewertung drei<br />

verschiedene Boden-Klima-Räume unterstellt:<br />

1. Nährstoffarme Sandböden, niedriges<br />

Ertragsniveau, vorherrschende<br />

Bodenart lehmiger Sand, vorkommend<br />

insbesondere im Nordosten Deutschlands<br />

(zum Beispiel Brandenburg).<br />

2. Fruchtbare, nährstoffreiche Börde-<br />

Böden, hohes Ertragsniveau, vorherrschende<br />

Bodenart Parabraunerde auf<br />

Löß (zum Beispiel Zülpicher Börde,<br />

NRW).<br />

3. Böden mit Klimabedingungen höherer<br />

Mittelgebirgslagen, mittleres Ertragsniveau,<br />

vorherrschende Bodenart<br />

Braunerde/Rendzina (zum Beispiel<br />

Schwäbische Alb).<br />

Um die Auswirkungen der Gärproduktnutzung<br />

von Stroh zu verdeutlichen, wurden<br />

viehlose Betriebstypen unterstellt (konventionell<br />

und ökologisch), die auch keinerlei<br />

Futter-Mist-Kooperation betreiben.<br />

Für die unterschiedlichen Boden-Klima-<br />

Räume wurden mit Experten abgestimmte<br />

regionaltypische Fruchtfolgen mit regional<br />

angepassten Ertragsniveaus für die Modellierung<br />

definiert. Die Produktionssysteme<br />

und deren modellierte Humusbilanzierung<br />

abhängig von der Düngevariante (Strohdüngung,<br />

Düngung mit Gärprodukten)<br />

können Tabelle 4 auf den Seiten 94 und<br />

95 entnommen werden.<br />

In der Humusbilanzierung mit dem Modell<br />

HU-MOD ergeben sich für alle Szenarien<br />

mit Ausnahme des Ökolandbau-Szenarios<br />

mit Strohverbleib in der Region Börde/<br />

NRW rechnerisch positive Humusbilanzen<br />

(siehe Tabelle 4). Die Abfuhr und energetische<br />

Verwertung des Getreidestrohs mit<br />

anschließender Rückführung der Gärprodukte<br />

wirkt sich dabei grundsätzlich positiv<br />

auf die Versorgung der Böden mit organischer<br />

Substanz aus. Der Vergleich der<br />

Szenarien mit ökologischer und konventioneller<br />

Bewirtschaftung zeigt bei Strohdüngung<br />

grundsätzlich höhere Humusbilanzsalden<br />

bei den konventionellen Varianten.<br />

Dies liegt in der Annahme begründet, dass<br />

Pflanzenbestände bei konventioneller Bewirtschaftung<br />

aufgrund der mineralischen<br />

Nährstoffdüngung weniger Nährstoffe aus<br />

der Mineralisierung organischer Substanz<br />

in Anspruch nehmen.<br />

Bei den konventionellen Szenarien wirkt<br />

sich die Strohvergärung deutlich weniger<br />

stark und positiv auf die Humusbilanzen<br />

aus als bei den ökologischen Szenarien.<br />

Der Grund hierfür ist, dass die zu-<br />

97<br />

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BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

sätzliche N-Zufuhr über den Hühnertrockenkot in den<br />

Biogas-Varianten einen deutlich geringeren Effekt auf<br />

die konventionellen Systeme hat, da Stickstoff auch<br />

bei den Strohvarianten mineralisch zugeführt werden<br />

kann. Aus Sicht der Humusbilanz muss die energetische<br />

Nutzung von Stroh in der Biogasanlage daher<br />

insbesondere bei ökologischer Bewirtschaftung als vorteilhafte<br />

Nutzungsoption bewertet werden. Bei konventioneller<br />

Bewirtschaftung kann durch die Nutzung der<br />

Gärprodukte zwar möglicherweise keine erhebliche Verbesserung<br />

der Humusbilanzen erwartet werden, aber<br />

die N-Zufuhr mit dem organischen Substrat reduziert<br />

den Bedarf an Mineraldünger-N in den Fruchtfolgen.<br />

Ökonomie der Strohlogistik, -aufbereitung<br />

und -vergärung<br />

Im SOMenergy-Projektverbund wurden Kostenvergleiche<br />

für interdisziplinär abgestimmte Szenarien<br />

der Strohvergärung durchgeführt. Untersucht wurden<br />

dabei Aspekte wie die Strohkompaktierung (Ballen vs.<br />

Pelletierung), Transportmechanisierung bei steigenden<br />

Entfernungen (Lkw vs. Schlepper), Gärprodukt-<br />

Behandlung (unsepariert vs. Separierung) sowie die<br />

Bewertung von Kosten und Leistungen aus der Strohvergärung<br />

selbst.<br />

Die im Vergleich zur Quaderballenbergung relativ hohen<br />

Kosten einer mobilen Stroh-Pelletierung werden<br />

nach den angestellten Berechnungen erst ab Transportentfernungen<br />

von mehr als 100 Kilometern ausgeglichen<br />

durch die deutlich höhere Transportwürdigkeit der<br />

Pellets. Allerdings dürfen die betriebswirtschaftlichen<br />

Vorteile im Hinblick auf die Vergärung nicht vernachlässigt<br />

werden, stellt die Pelletierung doch bereits eine<br />

Aufbereitung des Strohs dar, die im Folgenden zu Kosteneinsparungen<br />

an der Biogasanlage bzw. erhöhten<br />

Gaserträgen bei der Biogaserzeugung führen kann.<br />

Zusätzliche Aufbereitungskosten von in Ballen gepresstem<br />

Stroh müssen mit etwa 0,01 Euro pro Kilowattstunde<br />

(€/kWh el)<br />

veranschlagt werden. Darüber hinaus<br />

kann sich der Methanertrag aus Stroh durch eine Strohaufbereitung<br />

um bis zu etwa 100 Normliter pro Kilogramm<br />

organische Trockensubstanz erhöhen.<br />

Lkw-Transporte dem Schlepper vorziehen<br />

Basierend auf Standardwerten des Kuratoriums für<br />

Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft (KTBL<br />

e.V.) können sowohl Stroh- als auch Gärprodukttransport<br />

oft auch schon bei geringeren Transportentfernungen<br />

mit einer Lkw-Mechanisierung kostengünstiger<br />

als mit einer Schleppermechanisierung realisiert<br />

werden. Der Kostenvergleich ist selbstverständlich eng<br />

geknüpft an die jeweiligen Transportmengen und die<br />

Auslastung der Transportfahrzeuge.<br />

Die Separierung des Gärprodukts in eine Fest- und eine<br />

Flüssigphase ermöglicht die Reduzierung von Transportkosten<br />

bzw. einen verhältnismäßig weiteren Transport<br />

des Feststoffs aufgrund des verringerten Wassergehalts.<br />

Die Zusatzkosten der Entwässerung reichen von<br />

3 Euro pro Tonne (€/t) Gärprodukt bei der Separation<br />

über etwa 13 €/t für die Trocknung des Gärproduktes<br />

FOTO: ADOBE STOCK_ALEXEY MOROZOV<br />

98

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

WISSENSCHAFT<br />

bis hin zu rund 20 €/t bei der Ultrafiltration<br />

(Rolink 2013). Im Vergleich zum Transport<br />

des unseparierten Gärprodukts können die<br />

kostenrelevanten Vorzüge der Gärproduktaufbereitung<br />

trotz Zusatzkosten der Aufbereitung<br />

bereits ab Transportentfernungen<br />

zwischen 25 und 30 Kilometern zum Tragen<br />

kommen.<br />

Basierend auf den im SOMenergy-Projekt<br />

durchgeführten Gärversuchen (Stroh mit<br />

Hühnertrockenkot) und den erzielten<br />

Biogas- und Methanerträgen sind für unterschiedliche<br />

Varianten wie zum Beispiel<br />

ohne/mit Strohaufbereitung, unterschiedliche<br />

Anlagenkonstellationen mit niedrigen<br />

(0,1014 €/kWh el<br />

) oder hohen (0,1474 €/<br />

kWh el<br />

) Stromgestehungskosten sowie einer<br />

unterstellten durchschnittlichen Stromvergütung<br />

von 0,12 €/kWh el<br />

und einer<br />

Wärmevergütung von 0,03 €/kWh therm<br />

die<br />

Kosten und Leistungen der Strohvergärung<br />

kalkuliert worden. Bei ungünstigen Bedingungen<br />

(keine Strohaufbereitung, niedriger<br />

Biogasertrag, hohe Gestehungskosten)<br />

übersteigen die Kosten der Strohvergärung<br />

die Einnahmen geringfügig, unter günstigen<br />

Bedingungen (pelletiertes/aufbereitetes<br />

Stroh, hohe Biogaserträge, niedrige Gestehungskosten)<br />

kann ein positiver Saldo<br />

von mehr als 400 €/ha erzielt werden.<br />

Zusätzliche Leistungen aus der Strohvergärung<br />

dienen zum einen der Gewinnerzielung<br />

der Biogasanlage, können aber zum anderen<br />

auch dafür aufgewendet werden, das<br />

Stroh über weitere Transportentfernungen<br />

zur Biogasanlage zu transportieren. Werden<br />

lediglich die Kosten des Strohtransports berücksichtigt,<br />

kann eine zusätzliche Transportentfernung<br />

zwischen Feld und Biogasanlage<br />

abhängig von der Mechanisierung<br />

und dem Szenario (Nebenbedingungen)<br />

zwischen rund 25 und sogar bis zu 390 Kilometer<br />

(km) realisiert werden.<br />

Niedrige Stromgestehungskosten<br />

ermöglichen mehr<br />

Transportkilometer<br />

Werden sowohl die Kosten des Stroh- als<br />

auch des Gärprodukttransports den Einnahmen<br />

der Strohvergärung gegenübergestellt,<br />

sind zusätzliche Transportentfernungen<br />

zwischen 5 km (Schlepper; ungünstige<br />

Nebenbedingungen) und knapp 135 km<br />

(Lkw; günstige Nebenbedingungen) möglich,<br />

bis die Leistungen aufgebraucht sind.<br />

Je niedriger die Stromgestehungskosten<br />

einer jeweiligen Biogasanlage, desto höher<br />

auch der Spielraum für zusätzliche Transportkilometer.<br />

Biogasanlagenbetreiber würden zwar nicht<br />

alle Zusatzleistungen aus der Vergärung<br />

zur Beschaffung von Substraten mit hoher<br />

Transportentfernung nutzen, da die Biogasanlage<br />

ja auch Gewinn abwerfen muss.<br />

Dennoch verdeutlichen die Berechnungen<br />

die Spielräume für Transportentfernungen<br />

für Stroh bei einer gegebenen Anlagenkonstellation.<br />

Ökonomisch wurden Fruchtfolgesysteme<br />

und Düngungsvarianten mit der Kennzahl<br />

der Direkt- und Arbeitserledigungskostenfreien<br />

Leistung (DAKL, €/ha und Jahr;<br />

nach KTBL) bewertet. Neben den anfallenden<br />

Arbeitserledigungskosten des Marktfruchtbaus<br />

und der jeweiligen Düngungsvariante<br />

finden also auch die Leistungen<br />

der jeweiligen Marktfrüchte Berücksichtigung.<br />

Es wurden mittlere Feldentfernungen<br />

und Schlaggrößen von 5 km bzw. 5<br />

ha unterstellt. Bei der Düngungsvariante<br />

des Strohverbleibs ergeben sich lediglich<br />

Zusatzkosten von 10 €/ha aufgrund<br />

der Zuschaltung des Häckselaggregats<br />

am Mähdrescher. Bei der Strohvergärung<br />

fallen Bergungs- und Transportkosten des<br />

Strohs sowie Kosten für Rückführung und<br />

Ausbringung des entstehenden Gärprodukts<br />

an.<br />

Für den Vergleich der Varianten wurden<br />

zudem die Leistungen und Kosten der<br />

Strohvergärung berücksichtigt. Es wurden<br />

die bereits erwähnten mittleren Stromgestehungskosten<br />

von 0,1014 €/kWh el<br />

sowie<br />

eine Stromvergütung von 0,12 €/kWh el<br />

und<br />

eine Wärmevergütung von 0,03 €/kWh therm<br />

unterstellt. Darüber hinaus können Literaturangaben<br />

zufolge vor allem in ökologischen<br />

Fruchtfolgesystemen positive Ertragseffekte<br />

beobachtet werden.<br />

Dies ist insbesondere auf die verbesserte<br />

Dünger- bzw. N-Verfügbarkeit durch Bereitstellung<br />

eines zeitlich und räumlich<br />

flexibel verfügbaren N-Düngers (Gärprodukt)<br />

sowie durch die Verhinderung einer<br />

N-Sperre zurückzuführen. In den konventionellen<br />

Fruchtfolgesystemen spielt der<br />

Ertragseffekt durch Strohvergärung und<br />

Gärproduktnutzung eine untergeordnete<br />

Rolle, da Stickstoff in mineralischer Form<br />

von extern zugeführt werden kann. Dennoch<br />

kann der über das Gärprodukt ins<br />

System gebrachte Stickstoff hier als Düngegutschrift<br />

Kosten für Mineraldüngemittel<br />

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WISSENSCHAFT<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Berechnungen findet ein nährstoffbasierter<br />

Wert des Gärprodukts von 8,77 €/m³ Berücksichtigung.<br />

Strohvergärung wirtschaftlich<br />

vorteilhafter gegenüber<br />

Strohverbleib<br />

Die Ergebnisse der betriebswirtschaftlichen<br />

Auswertung zeigen deutliche Unterschiede<br />

der verschiedenen Standorte im<br />

Vergleich, die auf die Ertragsfähigkeit der<br />

unterschiedlichen Boden-Klima-Räume<br />

zurückzuführen sind (siehe Abbildung auf<br />

Seite 96). Über die Standorte hinweg sind<br />

jedoch in fast allen Fällen (hier nicht alle<br />

abgebildet) die Verfahren mit Strohvergärung<br />

wirtschaftlich vorteilhafter als lediglich<br />

der Verbleib des Strohs auf dem Feld.<br />

Die höheren Logistikkosten der Szenarien<br />

mit Strohabfuhr und -nutzung werden zumeist<br />

durch die (vorsichtig) angesetzten<br />

Ertragserhöhungen der Marktfrüchte (Öko-<br />

Fruchtfolgen) kompensiert.<br />

Bei einer gemeinsamen Bewertung von Humusbilanz<br />

und Ökonomie kann analysiert<br />

werden, ob bei der Strohvergärung im Vergleich<br />

zum Strohverbleib positive humusbilanzielle<br />

Effekte auch mit Vorteilen im ökonomischen<br />

Bereich einhergehen oder ob<br />

Zielkonflikte bestehen. Bei einer Betrachtung<br />

der Abbildung zeigen Werte im oberen<br />

rechten Bereich sowohl eine hohe C-Bilanz<br />

als auch ein gutes betriebswirtschaftliches<br />

Ergebnis und damit Synergieeffekte der<br />

jeweiligen Fruchtfolge durch die jeweilige<br />

Nutzungsform des Strohs. Eine ungünstige<br />

Konstellation von Humusbilanz und Ökonomie<br />

würde sich beispielsweise bei einem<br />

Wert im rechten unteren Bereich der Abbildung<br />

ergeben, wo zwar ein gutes betriebswirtschaftliches<br />

Ergebnis, aber eine ungünstige<br />

Humusbilanz zu erwarten wären,<br />

oder aber etwa bei Werten im oberen linken<br />

Bereich der Abbildung (gute Humusbilanz,<br />

schlechte ökonomische Ergebnisse).<br />

Bei den in der Abbildung dargestellten konventionellen<br />

Fruchtfolgeszenarien werden<br />

durch die Strohvergärung im Vergleich zum<br />

Strohverbleib auf dem Mittelgebirgs- sowie<br />

dem Bördestandort sowohl verbesserte Humusbilanzen<br />

als auch betriebswirtschaftliche<br />

Ergebnisse erzielt. Auf dem Sandboden-Standort<br />

verbessert sich lediglich<br />

die ökonomische Vorteilhaftigkeit, die humusbilanzielle<br />

Bewertung deutet auf eine<br />

Abnahme der Boden-C-Vorräte hin. Bei den<br />

ökologischen Fruchtfolgesystemen werden<br />

durch die Strohvergärung im Vergleich zum<br />

Strohverbleib auf allen Standorten sowohl<br />

verbesserte Humusbilanzen als auch betriebswirtschaftliche<br />

Ergebnisse erzielt<br />

(Ergebnisse hier nicht abgebildet).<br />

Unter den im Projekt getroffenen Annahmen<br />

der vorgestellten Modell-Fruchtfolgen<br />

lassen sich kaum Zielkonflikte zwischen<br />

Kohlenstoff-Versorgung der Böden und ökonomischer<br />

Vorteilhaftigkeit bei Vergärung<br />

des Getreide-Strohs identifizieren. Trotz der<br />

Nutzung eines Teils des Stroh-Kohlenstoffs<br />

bei der Vergärung (Methan) ist eine optimierte<br />

C-Versorgung im Vergleich zum Belassen<br />

des Strohs auf dem Feld zu erkennen, genau<br />

wie ein verbessertes betriebswirtschaftliches<br />

Ergebnis. Dies ist insbesondere auf die<br />

günstigere Stickstoff-Verfügbarkeit und die<br />

vermiedene N-Sperre zurückzuführen, die<br />

steigende Ertragsniveaus erwarten lassen<br />

(ökologische Fruchtfolgesysteme) oder zu<br />

Kosteneinsparungen führen können (konventionelle<br />

Fruchtfolgesysteme).<br />

Handlungsempfehlungen<br />

aus humusbilanzieller und<br />

ökonomischer Sicht<br />

Die Nutzung von Stroh in der Biogasanlage<br />

kann aus Sicht der Humusbilanzierung<br />

empfohlen werden, insbesondere dann,<br />

wenn die Gärprodukte und damit auch Kohlenstoff<br />

und Stickstoff in ausreichendem<br />

Maße auf die Fläche, der das Stroh entnommen<br />

wurde, zurückgeführt werden. Dennoch<br />

kann das Stroh beim Belassen auf dem Feld<br />

trotz ungünstigerer humusbilanzieller Eigenschaften<br />

zahlreiche ökologische Funktionen<br />

(Erosions- und Verdunstungsschutz,<br />

Beikrautunterdrückung, Futter für Regenwürmer)<br />

übernehmen. Daher ist neben der<br />

Strohvergärung durchaus eine Kombination<br />

unterschiedlicher Strohnutzungsstrategien<br />

anzudenken. Aus ökonomischer Sicht lassen<br />

sich aus den Projektergebnissen folgende<br />

Handlungsempfehlungen ableiten:<br />

ffDie Vergärung von Stroh ermöglicht<br />

insbesondere für viehlose Betriebe eine<br />

verbesserte Verfügbarkeit organischer<br />

Wirtschaftsdünger und damit besonders<br />

für Ökobetriebe mögliche Ertragssteigerungen<br />

auf allen vorgestellten<br />

Standorten. Daher ist aus betriebswirtschaftlicher<br />

Sicht für alle untersuchten<br />

Boden-Klima-Räume die Vergärung<br />

des Marktfrucht-Getreide-Strohs zu<br />

empfehlen.<br />

ffJe vorteilhafter die Standortvoraussetzungen<br />

(Boden-Klima-Raum, Ertragspotenziale),<br />

desto größer ist tendenziell<br />

auch der ökonomische Nutzen aus der<br />

Vergärung des Getreidestrohs. Dies<br />

liegt darin begründet, dass bei hohem<br />

Ertragspotenzial sowohl der Strohinput<br />

für die Vergärung und das daraus abzuleitende<br />

Biogaspotenzial als auch der<br />

Zusatznutzen über mögliche Ertragszuwächse<br />

proportional deutlich steigen.<br />

f f Über welche Entfernungen Stroh<br />

und Gärprodukt unter wirtschaftlich<br />

tragfähigen Rahmenbedingungen<br />

transportiert werden können, wird<br />

unter anderem maßgeblich von der<br />

Höhe der Stromgestehungskosten der<br />

Biogasanlage beeinflusst. In erster<br />

Linie muss es daher das Ziel der<br />

Biogasanlage sein, die sonstigen Gestehungskosten<br />

(außer Strohsubstrat)<br />

möglichst gering zu halten, um einen<br />

wirtschaftlichen Einsatz von Stroh zu<br />

ermöglichen. Aber auch die Wahl der<br />

Mechanisierung (Lkw-Transporte meist<br />

kostengünstiger) oder der Handlungsalternative<br />

(Gärproduktseparation)<br />

sind aus betriebswirtschaftlicher Sicht<br />

zu berücksichtigen.<br />

Autoren<br />

1)<br />

Lucas Knebel und Christopher Block<br />

Forschungsring für Biologisch-<br />

Dynamische Wirtschaftsweise<br />

Brandschneise 5 · 64295 Darmstadt<br />

2)<br />

Benjamin Blumenstein und Detlev Möller<br />

Universität Kassel<br />

Fachbereich Ökologische Agrarwissenschaften<br />

Fachgebiet Betriebswirtschaft<br />

Steinstr. 19 · 37213 Witzenhausen<br />

3)<br />

André Wufka<br />

Fraunhofer-Institut für Keramische<br />

Technologien und Systeme IKTS<br />

Biomassekonversion und Wassertechnologie<br />

Winterbergstraße 28 · 01277 Dresden<br />

4)<br />

Andreas Gattinger<br />

Justus-Liebig-Universität Gießen<br />

Professur für Organischen Landbau<br />

Institut für Pflanzenbau und Pflanzenzüchtung II<br />

Karl-Glöckner-Str. 21 C · 35394 Gießen<br />

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WISSENSCHAFT<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Mikrobiologische Entschwefelung von<br />

Biogas unter anoxischen Bedingungen<br />

Es handelt sich um ein neuartiges Verfahren, das keine Luftzufuhr und keine energieaufwändige<br />

Regenerationsstufe benötigt. Dabei wird Gärdünger als Absorptionsmittel verwendet,<br />

um ein schwefelfreies Biogas zu produzieren.<br />

Von Dipl.-Ing. Alejandra Lenis, B.Sc. Cedric Thull und Dr.-Ing. Kristoffer Ooms<br />

Die vielen negativen Eigenschaften von<br />

Schwefelwasserstoff (H 2<br />

S) machen die<br />

Entschwefelung zum wichtigsten Einzelprozess<br />

in der Biogasbehandlung. H 2<br />

S<br />

kann mit dem Dampf im Biogas zu Schwefelsäure<br />

reagieren, die eine korrosive Wirkung auf Leitungen<br />

und Motoren hat. Bei der Verbrennung von H 2<br />

S<br />

entstehen Schwefeloxide (SO X<br />

), die in der Atmosphäre<br />

umweltgiftig sind und Apparate zur katalytischen Abgasreinigung<br />

in ihrer Funktion einschränken.<br />

Zudem hat H 2<br />

S schon in sehr geringen Dosen eine hoch<br />

toxische Wirkung auf viele Organismen (R. J. Reiffenstein,<br />

1992). Zahlreiche Ansätze zur Biogasentschwefelung<br />

sind aus diesen Gründen entwickelt worden.<br />

Die häufigste mikrobiologische Reinigungsmethode<br />

ist die direkte biologische Entschwefelung im Fermenter.<br />

Dabei wird Sauerstoff (O 2<br />

) durch Lufteintrag<br />

in den Gasraum des Fermenters gegeben und durch<br />

die mikrobielle Reaktion zwischen H 2<br />

S und O 2<br />

fast<br />

eine komplette Entfernung von H 2<br />

S erzielt.<br />

Ein Nachteil des Lufteintrages ist die Verschlechterung<br />

der Brenneigenschaften des Biogases durch die<br />

Vermischung mit dem zusätzlichen Stickstoff in der<br />

Luft. Dieser Nachteil wird bei Biofiltern und Biowäschern<br />

umgangen, da ein indirekter Lufteintrag praktiziert<br />

wird. Bei Biofiltern und -wäschern beruht das<br />

Verfahren auf der Absorption in eine Flüssigkeit, die<br />

durch einfache physikalische Auflösung oder durch<br />

Auflösung mit gleichzeitiger Reaktion erfolgen kann.<br />

Diese Verfahren basieren auf dem Gegenstromfluss<br />

des Gases und des Absorptionsmittels gefolgt von einem<br />

Regenerationsschritt des Absorptionsmittels zu<br />

seiner Rückgewinnung (Schobert, 2013). Dies erhöht<br />

allerdings die Verfahrenskomplexität und ist oft mit<br />

hohen Betriebskosten verbunden, da das Absorptionsmittel<br />

und die Zusatzstoffe regelmäßig ersetzt werden<br />

müssen.<br />

Um die Vorteile der Absorptionsverfahren bei gleichzeitiger<br />

Reduktion der Nachteile zu nutzen, wird im<br />

Rahmen des vom Bundesministerium für Wirtschaft<br />

und Energie (BMWi) geförderten Projektes – Nitro-SX –<br />

die Erprobung und systematische Untersuchung der<br />

mikrobiologischen anoxischen Entschwefelung vom<br />

Biogas durchgeführt. Es handelt sich um ein Verfahren,<br />

das keine Luftzufuhr und keine energieaufwändige<br />

Regenerationsstufe benötigt.<br />

Dabei wird Gärdünger als Absorptionsmittel verwendet,<br />

um ein schwefelfreies Biogas sowie in der Gärdünger-Regenerationsstufe<br />

einen mit Schwefel – in<br />

elementarer Form sowie als gelöster Sulfat-Ion (SO 4<br />

) 2– –<br />

angereicherten Gärdünger zu produzieren. Der Gärdünger<br />

kann in dieser Form anschließend nach wie<br />

vor als Düngermittel in der Landwirtschaft eingesetzt<br />

werden.<br />

FOTOS: RWTH AACHEN (FIW) E.V.<br />

102

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

WISSENSCHAFT<br />

Außen- und Innenansicht der Nitro-SX Anlage<br />

Fließschema der Versuchsanlage<br />

PI<br />

Entschwefeltes Biogas<br />

FIC<br />

Nitratsalz-Lösung<br />

(KNO 3<br />

, Ca(NO 3<br />

) 2<br />

)<br />

Absorptionskolonne<br />

T, pH, SO 4<br />

2-<br />

, NO 3-<br />

Gärrest /<br />

Abwasser<br />

MBBR<br />

Biogas<br />

FIC<br />

PI<br />

Schlamm angereichert mit<br />

elementarem Schwefel<br />

GRAFIK: RWTH AACHEN (FIW) E.V.<br />

Theoretische und praktische Grundlagen<br />

Das beschriebene Verfahren wurde in einer halbtechnischen<br />

Versuchsanlage im Herbst 2020 auf dem Gelände<br />

der Graff Energiewirtschaft GmbH & Co. KG in<br />

Simmerath (NRW) erprobt (siehe Fotos).<br />

Das Verfahrensschema wird in obiger Abbildung dargestellt.<br />

Das im Fermenter der Biogasanlage produzierte<br />

Biogas wird auf 50 mbar Überdruck verdichtet und im<br />

unteren Bereich der Absorptionskolonne eingespeist.<br />

Das Biogas strömt von unten nach oben in die Absorptionskolonne,<br />

in der die Waschflüssigkeit (Gärdünger)<br />

von oben nach unten durchfließt. Das Ziel ist, das im<br />

Biogas enthaltene H 2<br />

S in der Waschflüssigkeit aufzulösen<br />

und somit aus dem Biogas vollständig zu entfernen.<br />

Da H 2<br />

S einen hohen Bunsenschenabsorptionskoeffizienten<br />

von 2 Nm³ H 2<br />

S/(m³ (H2O)<br />

*bar) in Wasser (Maß für<br />

Absorbierbarkeit eines Gases in einer Flüssigkeit) (Ebeling,<br />

1999) aufweist, lässt sich der Prozess bei niedrigen<br />

Drücken (bis 50 mbar Überdruck) ohne negativen<br />

Einfluss auf die Reinigungsleistung durchführen. In der<br />

Absorptionskolonne befindet sich ein Trägermaterial<br />

der Firma EvU ® Innovative Umwelttechnik, um<br />

103

WISSENSCHAFT<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Tabelle 1: Ergebnisse eines repräsentativen Versuches zur Erprobung der Absorptionskolonne<br />

H 2<br />

S-Roh [ppm] IL [g H2S<br />

/(m³/h)] RE [%] EC [g H2S<br />

/(m³/h)] HRT [s]<br />

120,45 1,43 99,69 1,42 451,74<br />

Tabelle 2: Vergleich des Nitro-SX Verfahrens mit Literatur<br />

Nitro-SX 2020 Fernandez et al. 2014 Ramirez et al. 2019<br />

H 2<br />

S-Roh [ppm] 1.239 2.735 3.860<br />

IL [g H2S<br />

/(m³*h)] 15,82 93 31,5<br />

RE [%] 99,1 99,8 99,5<br />

EC [g H2S<br />

/(m³*h)] 15,69 92,81 31,34<br />

HRT [s] 457,7 144 600<br />

die Absorptionsoberfläche für den Lösevorgang zwischen<br />

Waschflüssigkeit und Biogas zu erhöhen.<br />

Der mit gelöstem H 2<br />

S geladene Gärdünger wird anschließend<br />

in einen Moving Bed Biofilm Reaktor<br />

(MBBR) eingespeist. Der MBBR ist ebenfalls mit Trägermaterial<br />

der Firma EvU ® Innovative Umwelttechnik<br />

gefüllt, worauf sich ausreichend Mikroorganismen ansiedeln<br />

können, um das gelöste H 2<br />

S vollständig abzubauen.<br />

Zur Oxidation des H 2<br />

S diente die Zufuhr von<br />

Kaliumnitrat (KNO 3<br />

). Der pH-Wert und die Nitratkonzentration<br />

im MBBR wurden kontinuierlich gemessen<br />

und automatisch auf einen vom Betreiber voreingestellten<br />

Wert reguliert. Als mikrobielles Abbauprodukt<br />

entstehen reiner Schwefel und gelöste Sulfat-Ionen.<br />

Der somit entstandene Schwefel und Sulfat können die<br />

Düngewirkung des Gärdüngers erhöhen (Kaltschmitt,<br />

2016) und dem Boden zugeführt werden, sodass ein<br />

geschlossener Ressourcenkreislauf garantiert wird.<br />

Da die Oxidation von H 2<br />

S mit NO 3<br />

- über die Denitrifikation<br />

stattfinden kann, sind für die Vorversuche dieses<br />

Projektes die Bakterien Thiobacillus denitrificans<br />

und Thiomicrospira denitrificans von Bedeutung. Die<br />

folgenden Reaktionsgleichungen beschreiben den gewünschten<br />

Oxidationsprozess (Dumont, 2015):<br />

(I) 5H 2<br />

S+2NO 3<br />

- 5S+N 2<br />

+4H 2<br />

O+OH -<br />

(II) 5H 2<br />

S+8NO 3<br />

- 5SO 4 2- +4N 2<br />

+4H 2<br />

O+2H +<br />

Wie aus Reaktionsgleichung (I) zu erkennen ist, wird<br />

ein Verhältnis von 5 mol H2S<br />

zu 2 mol NO3 - benötigt, um<br />

den Oxidationsprozess zur Schwefelproduktion stöchiometrisch<br />

zu bevorzugen. Reaktionsgleichung (II) zeigt<br />

die notwendige Stöchiometrie, um die Produktion von<br />

Sulfat zu bevorzugen.<br />

Folgende Betriebsparameter wurden während der Forschungsphase<br />

vom Betreiber geändert, um den optimalen<br />

Betriebspunkt der Anlage zu identifizieren: die<br />

Höhe der Schüttung, Druck in der Kolonne, der Biogas-<br />

und Gärdüngerdurchfluss durch die Kolonne und<br />

die Nitratkonzentration im MBBR. Der pH-Wert wurde<br />

zwischen 6 und 7 gehalten. Da die Versuchsanlage an<br />

den Fermenter der Biogasanlage angeschlossen war, ist<br />

die Temperatur des Gases sowie des Gärdüngers nicht<br />

kontrolliert worden und schwankte zwischen 15 und 30<br />

Grad Celsius (°C). Um die Effizienz des Verfahrens zu<br />

beurteilen, sind relevante verfahrenstechnische Kennzahlen<br />

bestimmt und mit der Literatur verglichen worden.<br />

Die Kennzahlen werden im Folgenden erläutert:<br />

der Inlet Load IL<br />

IL = (⩒ / V Kolonne<br />

)*C H2S,in<br />

[g H2S<br />

*m -3 *h -1 ]<br />

die Reinigungsleistung RE<br />

RE = 100*(C H2S,in<br />

– C H2S,out<br />

)/C H2S,in<br />

[%]<br />

die Eliminationskapazität EC<br />

EC = (RE*IL)/100 [g H2S<br />

*m -3 *h -1 ]<br />

die Verweilzeit in der Absorptionskolonne HRT<br />

HRT = V Kolonne<br />

/ ⩒ [s]<br />

Dabei entspricht ⩒ dem Gasdurchfluss (m 3 *h -1 ), V Kolonne<br />

ist das Festbettvolumen (m 3 ) und C H2S,in<br />

und C H2S,out<br />

sind die H 2<br />

S-Eingangs- und Ausgangskonzentration.<br />

Der Inlet Load (IL) beschreibt den H 2<br />

S-Konzentrationsdurchfluss<br />

in die Absorptionskolonne. Die Reinigungsleistung<br />

(RE) gibt in Prozent an, wieviel H 2<br />

S in<br />

der Kolonne eliminiert wurde. Die Eliminationskapazität<br />

ergibt sich als das Produkt des IL und RE und<br />

beschreibt die Entfernungsrate des H 2<br />

S in Bezug auf<br />

die ursprüngliche Systembeladung. Die Verweilzeit in<br />

der Absorptionskolonne (HRT) gibt an, wie lange das<br />

Biogas in der Kolonne geblieben ist, um die entsprechende<br />

Reinigung erzielen zu können.<br />

104

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

WISSENSCHAFT<br />

Ergebnisse und Diskussion<br />

Die Versuchsphase lief von August bis November 2020<br />

und bestand aus fünf Untersuchungsphasen. Diese<br />

dienten der Inbetriebnahme und Kultivierung der gewünschten<br />

Bakterienkultur, der Analyse der einzelnen<br />

Kernschritte des Prozesses sowie deren einheitlichen<br />

Zusammenhang. Im Rahmen der Analyse der einzelnen<br />

Kernschritte wurde als erstes die Effizienz der<br />

Absorptionskolonne untersucht, im zweiten Teil wurde<br />

die Nitrat-Abbauleistung im MBBR analysiert und anschließend<br />

wurde die Gesamtanlage untersucht. Insgesamt<br />

sind während der gesamten Versuchsphase 77<br />

Versuche durchgeführt worden. Im Folgenden werden<br />

einige Versuchsergebnisse zur Effizienz der Absorptionskolonne<br />

erläutert.<br />

Die Ergebnisse eines repräsentativen Versuches (T Biogas<br />

= 20 °C, p = 50 mbar, ⩒ Biogas<br />

= 0,7 m³/h, ⩒ Gärrest<br />

= 0,2<br />

m³/h) sind der Tabelle 1 zu entnehmen. Dieser Versuch<br />

wurde mit einer niedrigen H 2<br />

S-Konzentration im Biogas<br />

von etwa 120 ppm und einem IL von 1,34 g H2S<br />

*m -3 *h -1<br />

betrieben, um die Stabilität des Verfahrens zu testen.<br />

Durch die resultierende Reinigungsleistung von 99,69<br />

Prozent zeigt sich, dass das Verfahren sich für die Feinentschwefelung<br />

von Biogas eignet.<br />

In der Tabelle 2 sind die Ergebnisse einer Versuchsreihe<br />

mit einer höheren H 2<br />

S-Belastung von 1.239 ppm zu<br />

sehen. Diese wurden unterschiedlichen Literaturquellen<br />

gegenübergestellt. Die Bedingungen der Versuchsreihe<br />

waren T Biogas<br />

= 16,33 °C, T Gärrest<br />

= 21,87 °C, p = 50<br />

mbar, ⩒ Biogas<br />

= 0,7 m³/h, ⩒ Gärrest<br />

= 0,43 m³/h.<br />

Aus Tabelle 2 wird ersichtlich, dass in der Nitro-SX-Anlage<br />

Eliminationsleistungen in der Größenordnung von<br />

99 Prozent erreicht wurden. Dieses Ergebnis stimmt<br />

mit der Literatur überein. Die Biogasaufenthaltszeit<br />

liegt mit 457,7 s auch in dem angegebenen Literaturbereich<br />

zwischen 144 s und 600 s. Es ist allerdings zu<br />

erwähnen, dass im Vergleich zur Literatur die Absorptionskolonne<br />

der Nitro-SX-Anlage mit einem geringeren<br />

H 2<br />

S-Massenstrom beansprucht wurde. Der IL der Versuchsanlage<br />

betrug 15,7 g H2S<br />

/(m³*h), während der IL<br />

der angegebenen Literaturquellen zwischen 31,5 und<br />

93 g H2S<br />

/(m³*h) liegt. Dies deutet darauf hin, dass noch<br />

höhere Eliminationsleistungen in der Nitro-SX Anlage<br />

erreicht werden können.<br />

Wirtschaftliche Perspektive<br />

Die Investitionskosten der bestehenden Versuchsanlage<br />

inklusive Anlagen- und MSR-Technik liegen bei rund<br />

85.000 Euro. Die bisherigen Betriebskosten liegen bei<br />

rund 202 Euro/Monat. Die Betriebskosten wurden nur<br />

durch Verbrauchsmaterialien betrachtet. Da der benötigte<br />

Strom (etwa 1,2 kWh/m³) aus der Biogasan-<br />

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105

WISSENSCHAFT<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

lage vor Ort entnommen wird, fallen keine Stromkosten<br />

an. Zu den höchsten Betriebskosten zählen die Zugabe<br />

von zusätzlichen Chemikalien, wie zum Beispiel Nitrat-Salze,<br />

die in den MBBR zudosiert wurden. Andere<br />

Chemikalien wie beispielsweise Salzsäure und Natronlauge<br />

dienen der Regulierung des pH-Wertes im MBBR<br />

und werden als Betriebskosten im großtechnischen<br />

Maßstab ebenfalls vorkommen. Da die Versuchsanlage<br />

noch nicht im kontinuierlichen Betrieb über Nacht<br />

läuft, wird diese aus Sicherheitsgründen mit Stickstoff<br />

gefüllt.<br />

Sobald die Anlage vollständig im Automatikmodus<br />

betrieben werden kann, werden sich die Kosten für<br />

Stickstoff maßgeblich reduzieren. Eine quantitative<br />

Bewertung des Nitro-SX-Verfahrens ist aufgrund des aktuellen<br />

Maßstabes noch nicht mit einer ausreichenden<br />

Genauigkeit durchführbar. Allerdings werden mit dem<br />

vorgestellten Verfahren mittlere Betriebskosten und<br />

gleichzeitig eine hohe Reinigungseffizienz im Industriemaßstab<br />

erwartet. Es könnte davon ausgegangen<br />

werden, dass durch Skalierungseffekte die großtechnische<br />

Realisierung dieses Verfahrens keinen höheren<br />

Preis als die aerobe Entschwefelung aufweisen wird.<br />

Danksagung: Die Durchführung dieser Arbeit wurde<br />

durch die Finanzierung und Unterstützung des Ministeriums<br />

für Wirtschaft und Energie (BMWi) möglich.<br />

Die Autoren dieses Beitrages möchten sich ebenfalls<br />

bei den Projektpartnern EvU ® Innovative Umwelttechnik<br />

GmbH, aquatec-Reuter GmbH und die Graff<br />

Energiewirtschaft GmbH & Co. KG für die kooperative<br />

Mitarbeit herzlich bedanken.<br />

Hinweis: Die Literaturangaben sind auf Anfrage<br />

bei den Autoren erhältlich.<br />

Autoren<br />

Dipl.-Ing. Alejandra Lenis<br />

B.Sc. Cedric Thull<br />

Dr.-Ing. Kristoffer Ooms<br />

Forschungsinstitut für Wasserund<br />

Abfallwirtschaft an der<br />

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106

ELEKTROAKTIVE MIKROORGANISMEN<br />

Bakterien mit Strombügel<br />

Zahlreiche Arten anaerober Bakterien betreiben unter bestimmten Voraussetzungen einen<br />

regen Elektronenaustausch mit ihrem Umfeld. Mittels dieses direkten Drahts erzeugen sie<br />

über ihren Stoffwechsel Strom und lassen sich als mikrobielle Brennstoffzelle für die<br />

Gewinnung elektrischer Energie nutzen. Elektroaktive Mikroorganismen können jedoch<br />

auch Strom und damit Elektronen aufnehmen. Dies ermöglicht eine gezielte Einflussnahme<br />

auf ihre „Verdauungsprozesse“ und die dabei entstehenden Substanzen. Für beide<br />

Wirkmechanismen dieser mikrobiellen bioelektrochemischen Systeme (BES) gibt es<br />

spannende Anwendungen.<br />

Links: Prof. Falk<br />

Harnisch zeigt einen<br />

der speziellen Laborkolben<br />

zum Kultivieren<br />

von elektroaktiven<br />

Mikroorganismen.<br />

Rechts: Laborkolben<br />

mit Fütterungslösung.<br />

An dem Graphitstab im<br />

Vordergrund hat sich<br />

ein roter Biofilm aus<br />

elektroaktiven Bakterien<br />

angesiedelt.<br />

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

FOTOS: CARMEN RUDOLPH<br />

Der aus wissenschaftlicher Sicht wohl größte<br />

Schatz im Labor von Prof. Dr. Falk Harnisch<br />

am Helmholtz-Zentrum für Umweltforschung<br />

(UFZ) in Leipzig sind die rotbraunen<br />

Biofilme. Sie umhüllen Graphitstäbe,<br />

die in zahlreichen Glaskolben stecken. „Das sind Kulturen<br />

elektroaktiver Bakterien“, sagt der 38-Jährige<br />

und hält einen der Kolben in die Höhe. Er hat ihn zuvor<br />

aus einem Laborschrank entnommen, einer Art Brutkasten,<br />

in dem dichtgedrängt gleichartig geformte gläserne<br />

Laborgefäße stehen.<br />

Deren vier nach oben auslaufende Röhren sind mit einem<br />

Korken verschlossen. Es soll kein Luftsauerstoff<br />

eindringen. Im Kolbeninneren herrschen anaerobe Bedingungen,<br />

wie sie die elektroaktiven Bakterien bevorzugen.<br />

Die verschiedenen Brutkästen im Labor sichern<br />

zudem stets die Wohlfühltemperatur für die jeweilige<br />

Bakterienkultur. Futterrationen aus Abwässern oder<br />

kontaminierten Bodenlösungen sichern den Fortbestand<br />

und die Vermehrung.<br />

Die wichtigsten Komponenten, um die elektroaktiven<br />

Mikroben im Biofilm bei Laune zu halten, sind jedoch<br />

Graphitstäbe und die daran angeschlossenen elektrischen<br />

Leitungen. In diesem Geräteaufbau verbirgt sich<br />

zugleich der Grund für die aufwändige Stammhaltung<br />

der Bakterien. Es ist ihre außergewöhnliche Fähigkeit<br />

zum Elektronenaustausch mit den stromleitenden Materialien,<br />

auf denen sie sich ansiedeln, beispielsweise<br />

einem Graphitstab.<br />

Elektronentransfer aus der Zelle<br />

Die meisten Lebewesen decken den Energiebedarf in<br />

ihren Zellen durch Atmung. Um die in der Nahrung<br />

gespeicherte Energie in einer sauerstoffhaltigen Atmosphäre<br />

freizusetzen und in Form des Moleküls Adenosintriphosphat,<br />

kurz ATP, nutzbar zu machen, werden<br />

die aufgenommenen organischen Stoffe zu Kohlendioxid<br />

(CO 2<br />

) oxidiert. Die dabei frei werdenden Elektronen<br />

erhält der Sauerstoff (O 2<br />

). In anaeroben Milieus<br />

werden die aus der Oxidation der Nahrung gewonnenen<br />

Elektronen anstelle von O 2<br />

auf andere reduzierbare<br />

Substanzen übertragen.<br />

Im Biogasreaktor entstehen bei der Carbonatatmung<br />

(Acetogenese und Methanogenese) beispielsweise organische<br />

Säuren und aus diesen schließlich Methan.<br />

Diese Vorgänge erledigen die unterschiedlichen<br />

107

WISSENSCHAFT<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Im „Brutschrank“<br />

des Labors im UFZ<br />

finden die Kulturen<br />

elektroaktiver Bakterien<br />

beste Lebensbedingungen,<br />

einschließlich<br />

eines stromableitenden<br />

Graphitstabes zum<br />

Ansiedeln.<br />

Versuchsaufbau für<br />

eine energieautarke<br />

Lösung zur gezielten<br />

Absenkung der<br />

Stickstofffracht<br />

in Abwässern von<br />

Fischzuchtanlagen<br />

mittels elektroaktiver<br />

Bakterien.<br />

Bakterien in der Regel stets innerhalb der Zellen. Doch<br />

es gibt eine Ausnahme: Elektroaktive Mikroben können<br />

die beim oxidativen Stoffabbau freigesetzten Elektronen<br />

durch die Zellwand transferieren und so „entsorgen“.<br />

Dies wird als extrazellulärer Elektronentransfer<br />

(EET) bezeichnet.<br />

Die Funktion des Elektronenakzeptors, also des Aufnehmers<br />

der überschüssigen Elektronen, erfüllt in diesem<br />

Falle die Graphitelektrode, an der sich die elektroaktiven<br />

Bakterien mit Vorliebe ansiedeln. Der Stromfluss<br />

entsteht dann mittels einer zweiten Elektrode für die<br />

elektrochemische Sauerstoffreduktion. Mit dieser sogenannten<br />

mikrobiellen Brennstoffzelle lässt sich aus Organik<br />

ohne zusätzliche Umwandlungen und Zwischenstufen<br />

Strom erzeugen.<br />

Der Elektronentransfer durch die Zellwand hindurch<br />

kann aber ebenso umgekehrt erfolgen. Zur Anregung<br />

gewünschter reduktiver Stoffwechselprozesse werden<br />

dann durch das Anlegen von Strom am Graphitstab die<br />

notwendigen Elektronen bereitgestellt. Verbinden die<br />

Wissenschaftler zwei Elektroden über einen Verbraucher<br />

oder eine Spannungsquelle und taucht sie in ein<br />

anaerobes Medium, das Organik<br />

enthält, siedeln sich<br />

daran nach einiger Zeit mit<br />

hoher Wahrscheinlichkeit<br />

elektroaktive Bakterien an<br />

und bilden in Gemeinschaft<br />

mit anderen Mikroben einen<br />

elektroaktiven Biofilm.<br />

Nur so lassen sie sich übrigens<br />

auch entdecken,<br />

kultivieren und schließlich<br />

nutzbar machen. „Obwohl<br />

allgegenwärtig, sind Mikroben<br />

mit diesen Eigenschaften<br />

daher schwer mit konventionellen<br />

Techniken zu<br />

isolieren. Das macht unsere<br />

Stammhaltung so wertvoll“,<br />

sagt Harnisch. Bislang hätten<br />

Forschergruppen 120<br />

Arten elektroaktiver Bakterien<br />

aufgespürt. Vermutlich<br />

gebe es aber sehr viel mehr.<br />

Labortechniker Philipp Haus misst den<br />

pH-Wert des Milieus einer Kultur mit<br />

elektroaktiven Bakterien.<br />

Abwasser steckt voller Energie<br />

Der Umweltwissenschaftler interessierte sich schon<br />

während des Studiums der Biochemie in Greifswald für<br />

die außergewöhnlichen Mikroorganismen. Sie waren<br />

Thema seiner Diplomarbeit und Promotion. „Das ist<br />

jetzt 15 Jahre her. Damals war es noch ein Exotenthema.<br />

Heute forschen daran weltweit etwa 300 Teams“,<br />

weiß Harnisch, der am UFZ die Arbeitsgruppe Elektrobiotechnologie<br />

leitet.<br />

Im Fokus der Tätigkeit des Leipziger Forscherteams<br />

steht gegenwärtig die Nutzung mikrobieller Brennstoffzellen<br />

bei der Abwasserreinigung. Hintergrund ist der<br />

hohe Energieverbrauch der Kläranlagen. Insbesondere<br />

wegen der aufwendigen Belüftung zum Sauerstoffeintrag<br />

in die Belebungsbecken werden hier pro Kubikmeter<br />

(m³) Abwasser 0,25 bis 0,5 Kilowattstunden<br />

(kWh) benötigt. Rund 10 Milliarden m³ der schmutzigen<br />

Brühe fallen allein in den kommunalen Klärwerken<br />

Deutschlands an. Wegen der mitgeführten organischen<br />

Fracht ist dies aber eigentlich ein gewaltiges Potenzial.<br />

„In 10 Litern Abwasser steckt so viel Energie, wie in 10<br />

Gramm Schokolade oder in einem kleinen Apfel“, hat<br />

Harnisch errechnet. Diese Ressource soll nun mithilfe<br />

der elektroaktiven Mikroorganismen erschlossen werden.<br />

Ziel der Forscher ist eine energieautarke Abwasserreinigung<br />

und im Zuge der Verfahrensentwicklung<br />

eine darüber hinausgehende Bereitstellung von Strom.<br />

Kläranlagen würden sich damit vom Energiefresser<br />

zum Energieerzeuger wandeln. Dass es technisch<br />

108

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

WISSENSCHAFT<br />

funktioniert, beispielsweise indem das Abwasser Biofilm-Anoden<br />

umströmt, zeigen Versuchsanlagen in Braunschweig und Goslar.<br />

Ein großtechnischer Einstieg könnte in Kombination mit konventionellen<br />

Verfahren erfolgen. Dabei konzentriert sich der Einsatz<br />

elektroaktiver Mikroben auf den kostengünstigen Abbau besonders<br />

problematischer Substanzen. Überhaupt liegen die Stärken<br />

der mikrobiellen Brennstoffzelle nach Ansicht der Wissenschaftler<br />

in der Aufbereitung hoch belasteter, aber dafür homogener<br />

Abwasserströme, etwa aus Molkereien. Deren Energiedichte sei<br />

bis zu zehnmal höher als bei Siedlungsabwässern.<br />

Anhand eines Versuchsaufbaus im benachbarten Laborraum<br />

demonstriert Harnisch eine weitere Einsatzmöglichkeit. In dem<br />

Verbundprojekt knobeln Wissenschaftler aus Ägypten, Italien,<br />

Tunesien und Spanien an einer zielgenauen Absenkung des Gehalts<br />

von Ammoniumnitrat in Abwässern aus Fischzuchtanlagen.<br />

Der Stickstoff soll nicht gänzlich entfernt, aber auf einen vorgegebenen<br />

Wert eingestellt werden, um so bei der Bewässerung in<br />

Hydrokulturen gleichzeitig einen Düngeeffekt zu erzielen.<br />

Die angestrebte Low-Budget-Variante besteht aus einem PVC-<br />

Rohr, das mit Graphitgranulat gefüllt ist. Die an dem Granulat<br />

anhaftenden elektroaktiven Bakterien reduzieren im oberen<br />

Rohrbereich den Ammoniumgehalt durch Oxidation und im<br />

unteren Bereich die Nitratfracht durch Reduktion. Der bei der<br />

Oxidation erzeugte Strom dient als Elektronenquelle für die reduktiven<br />

Stoffwechselprozesse. So benötigt das System keinen<br />

Stromanschluss. Die Regulierung des Nitratgehalts erfolgt über<br />

die Durchflussmenge und die Steuerung des Stroms zwischen<br />

Biofilm-Anode und -kathode.<br />

Eine Fülle weiterer Einsatzoptionen<br />

Wissenschaftliche Veröffentlichungen verweisen mittlerweile auf<br />

eine Fülle von Optionen für den Einsatz mikrobieller, bioelektrischer<br />

Systeme. Die Palette reicht von der Nutzung der Biofilmelektroden<br />

zur Überwachung und Steuerung von Prozessen<br />

in Bioreaktoren über die Beseitigung von Schadstoffen im Boden,<br />

energieeffiziente Meerwasserentsalzung, die Umsetzung von<br />

Glycerol – einem Abfallprodukt bei der Biodieselherstellung –<br />

zu Ethanol bis zur Speicherung erneuerbaren Stroms in Form von<br />

bioelektrochemisch erzeugten Chemikalien und Kraftstoffen.<br />

Die Elektrobiotechnologie erlebt gegenwärtig einen großen Aufschwung.<br />

Ständig entdecken Forschergruppen weltweit neue<br />

Arten elektroaktiver Mikroorganismen und berichten über deren<br />

besondere Eigenschaften. „Wir stehen da noch ganz am Anfang<br />

einer spannenden Entwicklung“, ist Prof. Falk Harnisch überzeugt.<br />

Autor<br />

Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph<br />

Fachjournalist<br />

Rudolph Reportagen – Landwirtschaft,<br />

Umwelt, Erneuerbare Energien<br />

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109

WISSENSCHAFT<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Verschiedene Blaualgenmedien,<br />

die hier geschüttelt<br />

werden.<br />

Was der Koi-Karpfen mit Biogas zu tun hat<br />

Eine bestimmte Blaualgenart produziert ein spezielles Zuckerpolymer, das gegen das<br />

Koi-Herpes-Virus erfolgreich eingesetzt werden kann. Die kohlenstoffreiche Zelldebris<br />

der Algen könnte nach der Wertstoffgewinnung zur energetischen Verwertung in der<br />

Biogasanlage verwendet werden.<br />

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

Algen abmelken<br />

Eine interessante Idee, die im Projekt erforscht<br />

wird: Die Algen sollen nicht mehr sterben, wenn<br />

ihnen die Proteine entnommen werden. „Die Biomasse<br />

kann durch ein elektrisches Feld „gereinigt“<br />

werden. Die Alge macht kurz auf, der Farbstoff<br />

wird entnommen, hinterher lebt sie weiter“,<br />

erklärt Prof. Christoph Lindenberger das System,<br />

das er „Algen abmelken“ nennt. „Ich schätze, das<br />

dauert noch zehn Jahre. Aber wenn das klappen<br />

würde, wäre es ideal. Quasi der Heilige Gral für<br />

Algen.“<br />

WRA<br />

Im Rahmen früherer Arbeiten des Projektleiters<br />

wurde ein Gewinnungsverfahren von EPS aus A.<br />

platensis entwickelt und deren Wirksamkeit gegen<br />

den hochinfektiösen Koi Herpes Virus (KHV) sowie<br />

die ökonomische Tragfähigkeit gezeigt“, verlautet<br />

die Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe (FNR) über<br />

Professor Christoph Lindenberger. „A. platensis“ steht<br />

als Abkürzung für Artrosphira Platensis.<br />

Wem dieser Begriff nichts sagt: Hierzulande heißen sie<br />

eher Spirulina und gehören zu den Blaualgen. Blaualgen<br />

sind eigentlich hierzulande ungern gesehen, weil<br />

sie den Badebetrieb an Seen und Weihern schon mal<br />

zum Erliegen bringen können.<br />

EPS wiederum sind Exopolysaccharide:<br />

hochmolekulare<br />

Zuckerpolymere, die von Mikroorganismen<br />

abgeschieden werden<br />

– zum Beispiel von jenen<br />

Blaualgen.<br />

Bei diesen „früheren Arbeiten“<br />

hatte Professor Lindenberger<br />

aber nicht gewartet, bis die<br />

Blaualgen das EPS langsam<br />

produzieren: Er hat die Algen<br />

dazu gebracht, diese Zuckerpolymere<br />

effizient herzustellen. Und weil diese EPS den<br />

Koi-Herpes-Virus besiegen können, hat der Professor<br />

dadurch sehr viel dafür getan, dass die – gerade in Südostasien<br />

hochgeschätzten und deshalb sehr teuren –<br />

Koi-Karpfen bessere Überlebenschancen haben.<br />

Als Lindenberger mit anderen Forschern diese karpfenschützende<br />

Wirkung herausfand, war er noch an<br />

der Außenstelle der Friedrich-Alexander-Uni Erlangen-<br />

Nürnberg (FAU) in Busan aktiv, der zweitgrößten Stadt<br />

Südkoreas. Vor zwei Jahren folgte er dem Ruf auf eine<br />

Professur an der Ostbayerischen Technischen Hochschule<br />

Amberg-Weiden (OTH). Aber auch dort beschäftigt<br />

er sich mit Blaualgen. Doch vordergründig geht es bei<br />

diesen Forschungen nicht mehr nur um Karpfenschutz,<br />

sondern auch um Fragen wie: Lassen sich Blaualgen in<br />

einer Wertschöpfungskette gleich mehrfach nutzen, darunter<br />

auch als „Futter“ für Biogasanlagen-Bakterien?<br />

Algenzucht an Biogasanlage koppeln<br />

Jetzt sind Algen bekanntlich schon länger als Biogassubstrat<br />

im Gespräch, ja sogar vielfach im Einsatz. Das<br />

alleine wäre also kein Forschungsthema, dem heutzutage<br />

noch eine öffentliche Förderung zuteil würde.<br />

Doch der Verbund-Projekt-Antrag, den die OTH gemeinsam<br />

mit der Technischen Universität Berlin (TU)<br />

FOTOS: HEINZ WRANESCHITZ<br />

110

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

WISSENSCHAFT<br />

„Das CO 2<br />

aus dem<br />

Abgas des Blockheizkraftwerks<br />

könnte man<br />

abtrennen und damit<br />

die Algen zusätzlich<br />

füttern“<br />

Prof. Christoph Lindenberger<br />

formuliert, geht wesentlich über die reine<br />

Algenzucht zur biogaslichen Nutzung hinaus.<br />

Die Kopplung der Algenzucht an<br />

eine Biogasanlage ist nur „ein besonderes<br />

Merkmal der Wertschöpfungskette“, heißt<br />

es von der FNR, dem zuständigen Förder-<br />

Projektträger.<br />

Das Vorhaben verfolgt das übergeordnete<br />

Ziel, eine dezentral realisierbare und ökonomisch<br />

tragfähige Wertschöpfungskette<br />

für Arthrospira platensis zu entwickeln<br />

und in einer relevanten Einsatzumgebung<br />

zu testen. Die vorgeschlagene Wertschöpfungskette<br />

umfasst als primäres Produkt<br />

die Gewinnung von EPS mit antiviraler<br />

Wirkung für den Einsatz in der Süßwasserfischzucht.<br />

Prof. Lindenberger ergänzt: „In Korea werden keine<br />

Süßwasserfische gegessen – deshalb wird jetzt untersucht,<br />

gegen welches Virus EPS sonst noch hilft.“<br />

Sprich: Man schaut nicht nur auf Viren, die Zierfischen<br />

wie Koi oder den hiesigen Speisekarpfen gefährlich<br />

werden, sondern es geht auch um andere Viren in der<br />

Massenfischhaltung. Dieses EPS ist übrigens „ein Naturstoff,<br />

der nicht patentierbar ist. Der Stoff ist sogar<br />

prophylaktisch einsetzbar“, stellt der Forscher das<br />

große Potenzial für den Zuchtfischschutz heraus. Das<br />

weitere Ziel des Vorhabens ist laut FNR, „die kohlenstoffreiche<br />

Zelldebris nach der Wertstoffgewinnung<br />

zur energetischen Verwertung in die Biogasanlage zurückzuführen“.<br />

Das bedeutet in diesem – einfachsten –<br />

Fall: Zucker für die Fische – den Rest der Alge zur Vergärung.<br />

Kaskadierte Algennutzung nicht nur zur Biogas-Produktion:<br />

Professor Christoph Lindenberger leitet ein Forschungsprojekt,<br />

bei dem die Ostbayerische Technische Hochschule OTH<br />

Amberg-Weiden mit der Technischen Universität Berlin kooperiert.<br />

Im Labor in Amberg stehen jede Menge Reaktoren mit<br />

Blaualgen, die eigentlich grün aussehen, aber auch Rotalgen.<br />

Blaualgenstämme wachsen<br />

unter definiertem Kunstlicht.<br />

der ist ja im Protein“, erklärt der Professor die Biochemie<br />

der Algentrennung. Der große Vorteil ist, wenn dieser<br />

40-Prozent-Rest in der Biogasanlage vergoren wird:<br />

Das Substrat enthält kaum N, und damit ist auch das<br />

Biogas-Gärprodukt stickstoffarm.<br />

Doch es gibt einige Probleme. Zum Glück aber gibt es<br />

etwa 30.000 verschiedene Algenarten, nur ein geringer<br />

Teil davon sei chemisch erforscht, weiß Prof. Lindenberger.<br />

Die meisten der bekannten Sorten<br />

Phycocyanin: 1 Kilogramm kostet<br />

100.000 Euro<br />

Doch Algen haben noch weit mehr Potenzial, betont<br />

Christoph Lindenberger. Da ist vor allem das Protein<br />

Spirulina Blau, Fachbegriff Phycocyanin, der einzige<br />

natürliche blaue Farbstoff für Lebensmittel. Mit einem<br />

maximalen Marktwert von 100.000 Euro pro Kilogramm<br />

ist hochreines Phycocyanin ein echtes Wertprodukt.<br />

„Wenn die Zelle wirklich viel davon herstellt,<br />

kann man pro Kilogramm Alge 600 Gramm Farbstoff<br />

gewinnen. Man muss es halt ‚nur‘ aus der Zelle herausbekommen“,<br />

nennt er das zentrale Problem. Doch wird<br />

das geschafft, „dann ist im Rest kaum noch Stickstoff,<br />

Verschiedene Algenstämme: Je älter die Algen sind, umso undurchsichtiger<br />

sind die Reaktorgefäße (links: neu. Mitte: alt, rechts: mittelalt.)<br />

111

WISSENSCHAFT<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

sind aus der blauen Algenreihe;<br />

die roten sind weniger bekannt –<br />

und auch in ihrer Sortenzahl geringer:<br />

„Wir sind in der Prozessführung<br />

mit Algen heute auf dem<br />

Stand von 1900 bei der Feldbestellung.“<br />

Bekannt ist: Grundsätzlich sind<br />

Algen schnellwachsende Biomasse.<br />

Aber manche Arten wachsen<br />

zehnmal so schnell wie andere.<br />

Und das tun sie nur, wenn sie<br />

Sonnenlicht bekommen. Doch<br />

schon einen Zentimeter unter<br />

der Wasseroberfläche kommt nur<br />

noch ein Prozent der Strahlung<br />

an. Deshalb ist es wichtig, eine gute Durchmischung<br />

der Flüssigkeit im Reaktor zu<br />

erreichen, damit jede einzelne Alge genug<br />

Licht abbekommt.<br />

Deshalb stehen in Lindenbergers Labor an<br />

der OTH in Amberg zahlreiche Bio-Reaktoren<br />

für die Algenzucht. Es gibt Behälter mit<br />

blauen und welche mit roten Algen. Alle<br />

sind durchsichtig; alle sind sie mit definiertem,<br />

künstlichem Sonnenlicht beleuchtet,<br />

um die Anwendung unter freiem Himmel zu<br />

Das Verbundvorhaben „Antivirale<br />

Substanzen und Pigmente“<br />

Das „Teilvorhaben 1: Kultivierung“ wird von Prof. Christoph Lindenberger<br />

an der OTH Amberg-Weiden durchgeführt. Um die Wirtschaftlichkeit zu<br />

verbessern, wird laut FNR in dem Projekt die eingeführte Gewinnung von<br />

Phycocyanin aus Algen um die Produktion eines weiteren Wertprodukts<br />

ergänzt – eben um jene Exopolysacchariden (EPS) mit antiviraler Wirkung<br />

für den Einsatz in der Süßwasserfischzucht. Durch die Ankopplung an eine<br />

Biogasanlage wird deren Wärmeenergie ebenso besser genutzt wie die<br />

Nährstoffe der Algen, was die Ökobilanz doppelt erhöht.<br />

Das „Teilvorhaben 2: Downstream“ steht unter der Leitung von Prof. Cornelia<br />

Rauh am Institut für Lebensmittelsicherheit und -chemie der TU<br />

Berlin. Hier werden die einzelnen Technologien entwickelt, die in Amberg<br />

praktisch getestet werden. Die Komplettförderung durch die FNR liegt bei<br />

etwa einer halben Million Euro. Das Projekt mit den Förderkennzeichen<br />

2219NR287 (TU) und 22017518 (OTH) startete am 1. Oktober 2020 und<br />

soll am 30. September 2023 beendet sein.<br />

WRA<br />

simulieren. Es gibt Gefäße aus Kunststoff,<br />

teilweise opak, andere sind aus Glas, „das<br />

bessere Material“, wie der Laborchef festgestellt<br />

hat. Bis zu eineinhalb Jahre laufen<br />

die einzelnen Versuche.<br />

Um die Algenproduktion zu stimulieren,<br />

helfen eine gewisse Wärme – um die 30<br />

Grad Celsius gelten als ideal – und Kohlendioxid.<br />

An dieser Stelle bringt Prof.<br />

Lindenberger wieder die Nähe zu einer Biogasanlage<br />

ins Spiel: „Das würde gut zusammenpassen:<br />

Die nicht nutzbare<br />

Wärme eines Nahwärmerücklaufs<br />

könnte man nutzen. Und das CO 2<br />

aus dem Abgas des Blockheizkraftwerks<br />

könnte man abtrennen<br />

und damit die Algen zusätzlich<br />

füttern.“<br />

Um auch das in „echt“ testen zu<br />

können, soll im Labor ein kleiner<br />

Biogasreaktor installiert werden.<br />

„Wir hoffen, dass wir nichts als<br />

Algen zufüttern müssen.“ Aber<br />

noch sei man auf der Suche nach<br />

einer kleinen Verbrennungsmaschine.<br />

Später sei dann nur noch<br />

das Aufskalieren der Reaktorgröße,<br />

also des Fermenters, auf den Bedarf des<br />

Biogas-BHKW notwendig.<br />

Autor<br />

Dipl.-Ing. Heinz Wraneschitz<br />

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112

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

WISSENSCHAFT<br />

Methanemissionen bei der Biogaserzeugung<br />

und deren Minderung<br />

Das Forschungsvorhaben „EvEmBi – Bewertung und Minderung von Methanemissionen<br />

aus verschiedenen europäischen Biogasanlagenkonzepten” hatte unter anderem das Ziel,<br />

Emissionsfaktoren verschiedener Biogasanlagenkonzepte zu bestimmen. Erste Ergebnisse<br />

liegen nun vor.<br />

Von Dipl.-Ing. (FH) Torsten Reinelt und Dr. Tina Clauß<br />

Infolge des Klima-Übereinkommens von Paris und<br />

den damit verbundenen nationalen Klimaschutz-<br />

Zielstellungen sollen die Treibhausgas-(THG)-<br />

emissionen in Deutschland bis zum Jahr 2030 um<br />

mindestens 55 Prozent und bis 2050 um mindestens<br />

80 bis 95 Prozent gesenkt werden. Neben Kohlendioxid<br />

spielt dabei Methan als zweitwichtigstes Treibhausgas<br />

eine entscheidende Rolle. Bezogen auf 100<br />

Jahre hat es die 28-fache Wirkung von Kohlendioxid.<br />

Seit 2007 erhöht sich die Konzentration in der Atmosphäre<br />

mit steigender Geschwindigkeit [momentan 10<br />

parts per billion (ppb) pro Jahr].<br />

Im Jahr 2018 waren rund 62 Prozent der Methanemissionen<br />

in Deutschland auf den Sektor Landwirtschaft<br />

und dort hauptsächlich auf die Tierhaltung und<br />

das Wirtschaftsdüngermanagement zurückzuführen.<br />

Eine schnelle und signifikante Emissionsminderung in<br />

diesem Bereich gilt als schwierig. Eine sehr wichtige<br />

Option für die Landwirtschaft, Methan- und THG-Emissionen<br />

im Allgemeinen zu senken, ist die Erzeugung<br />

und Verwertung von Biogas.<br />

Insbesondere die Nutzung von landwirtschaftlichen<br />

Reststoffen (zum Beispiel Wirtschaftsdünger) als Substrat<br />

erhielt eine zunehmende Priorisierung durch das<br />

Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in den vergangenen<br />

Jahren, um den Anteil verwerteter Wirtschaftsdünger in<br />

Biogasanlagen zu erhöhen. Aus Sicht des Klimaschutzes<br />

ist aber auch der Anlagenbetrieb selbst wichtig.<br />

Abbildung 1: Anzahl der detektierten Leckagen in Abhängigkeit der Anlagenkomponente der untersuchten EvEmBi-Biogasanlagen<br />

Anzahl der Leckagen<br />

40<br />

38<br />

36<br />

34<br />

32<br />

30<br />

28<br />

26<br />

24<br />

22<br />

20<br />

18<br />

16<br />

14<br />

12<br />

10<br />

8<br />

6<br />

4<br />

2<br />

0<br />

DE-01 DE-02 DE-03 DE-04 DE-05 DE-06<br />

DE-07 DE-08 DE-09 DE-10 DE-13 Gesamt<br />

Art der Leckage<br />

113

WISSENSCHAFT<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Abbildung 2: Anzahl der detektierten Leckagen in Abhängigkeit des Baujahres<br />

der untersuchten EvEmBi-Biogasanlagen<br />

Anzahl der Leckagen<br />

35<br />

30<br />

25<br />

20<br />

15<br />

10<br />

5<br />

0<br />

Baujahr der Anlage<br />

Anzahl Leckagen<br />

Methanverluste: schlecht fürs<br />

Klima und die Wirtschaftlichkeit<br />

Ungewollte Methanemissionen während<br />

der Biogasproduktion beeinträchtigen zum<br />

einen die THG-Bilanz der Biogastechnologie,<br />

können aber auch ökonomisch relevant<br />

sein, sofern die eingesetzten Substrate<br />

Kosten verursachen (zum Beispiel durch<br />

Zukauf von Energiepflanzen). Nicht zuletzt<br />

spielen sie aber auch für die Anlagensicherheit<br />

eine gewichtige Rolle. Insbesondere<br />

der letzte Punkt wurde in den vergangenen<br />

Jahren durch neue technische Regeln<br />

nochmals konkretisiert (siehe TRAS 120),<br />

wobei der Emissionsschutz beziehungsweise<br />

die Emissionsminderung im Anlagenbetrieb<br />

eher als beigeordnetes Nebenziel in<br />

der Schwebe steht.<br />

Dem widmet sich jedoch das internationale<br />

Forschungsvorhaben „EvEmBi – Bewertung<br />

und Minderung von Methanemissionen<br />

aus verschiedenen europäischen Biogasanlagenkonzepten”<br />

1) . Das Vorhaben hat<br />

sich zum Ziel gesetzt, Emissionsfaktoren<br />

verschiedener Biogasanlagenkonzepte zu<br />

bestimmen und diese für die nationalen<br />

Biogasanlagenbestände in den teilnehmenden<br />

Partnerländern (Deutschland, Österreich,<br />

Schweiz, Dänemark und Schweden)<br />

abzuschätzen sowie in einem Modell<br />

abzubilden.<br />

Als Datengrundlage dienen Ergebnisse von<br />

Emissionsmessungen und Umfragen der<br />

Projektpartner aus früheren und aktuellen<br />

Messungen sowie sonstige Literaturwerte.<br />

Weitere wesentliche Ziele bestanden in der<br />

Implementierung und Bewertung von Emissionsminderungs-Maßnahmen<br />

an ausgewählten<br />

Biogasanlagen durch Emissionsmessungen<br />

vor und nach deren Umsetzung<br />

sowie in dem Wissenstransfer in die Praxis.<br />

Modell für die Bestimmung<br />

eines Emissionsfaktors für den<br />

deutschen Biogasanlagenbestand<br />

Als Grundlage für die Entwicklung des Modells<br />

wurde der für das Erdgasnetz entwickelte<br />

Ansatz von Balcombe et al. (2018)<br />

herangezogen und für den Biogasanlagenbestand<br />

weiterentwickelt. Dafür wurde eine<br />

Vorgehensweise erarbeitet, mit der die gesammelten<br />

Daten genutzt werden können,<br />

um mithilfe des Modells folgende Fragen<br />

zu beantworten:<br />

ffWelche Emissionen lassen sich<br />

statistisch für ein bestimmtes<br />

Anlagenkonzept vorhersagen?<br />

ffSind die gemessenen Emissionen<br />

an einer bestimmten Anlage als<br />

hoch oder niedrig einzustufen? Gibt<br />

es noch Minderungspotenziale?<br />

ffWie hoch sind die Emissionen im<br />

gesamten Anlagenbestand?<br />

Mit den gesammelten Daten aus EvEmBi<br />

sowie verfügbaren Literaturwerten können<br />

Wahrscheinlichkeitsdichten für verschiedene<br />

Emissionsquellen bestimmt und anschließend<br />

für Monte-Carlo-Simulationen<br />

verwendet werden. Gute Datenbestände<br />

gibt es inzwischen für die Emissionen von<br />

pneumatisch vorgespannten Doppelmembrangasspeichern,<br />

Blockheizkraftwerken<br />

(BHKW: Methanschlupf im Abgas und<br />

Leckagen), Biogasaufbereitungsanlagen<br />

(BGAA: getrennt nach Aufbereitungstechnologie).<br />

Für eine detaillierte Beschreibung<br />

des Modells und erste Zwischenergebnisse<br />

sei auf Clauß etal. (2019) (Beitrag zum 14.<br />

Rostocker Bioenergieforum) verwiesen.<br />

Für die Ermittlung der Emissionen des gesamten<br />

Anlagenbestands muss das Modell<br />

jedoch noch zur Ermittlung der Emissionen<br />

aus offener Gärproduktlagerung präzisiert<br />

werden. Hierfür besteht weiterer<br />

Forschungsbedarf. Außerdem sind noch<br />

genauere Bestandsdaten notwendig, die<br />

eine Aussage über die Methanproduktion<br />

bestimmter Anlagenkonzepte zulassen.<br />

Methanemissionsquellen und<br />

Minderungsmaßnahmen<br />

Biogasanlagen bestehen aus mehreren Prozessstufen,<br />

unter anderem:<br />

ffSubstratlagerung, -vorbehandlung<br />

und -einbringung in den Gärprozess.<br />

ffFermentation und Gasspeicherung.<br />

ffGastransport und -konditionierung.<br />

ffGasverwertung.<br />

ffGärproduktaufbereitung und -lagerung.<br />

Emissionsquellen können dabei entlang<br />

der gesamten Prozesskette auftreten. Es<br />

sei an dieser Stelle auf zwei Quellarten im<br />

Detail eingegangen, und zwar Leckagen an<br />

der gasführenden Anlagentechnik und das<br />

betriebsbedingte Auslösen von Über-/Unterdrucksicherungen<br />

der Gasspeicher.<br />

Biogasleckagen spielen für die gesamte<br />

gasdichte Prozesskette eine Rolle. Exemplarisch<br />

dafür stehen die elf untersuchten<br />

Biogasanlagen (DE-Nr.) im Vorhaben<br />

EvEmBi, an denen unter anderem eine<br />

umfangreiche Leckagesuche durchgeführt<br />

wurde (Abbildung 1 auf Seite 113). Die Resultate<br />

bestätigen Auswertungen bekannter<br />

Dienstleister. An drei geprüften Anlagen<br />

wurden jeweils mindestens zehn Leckagen<br />

detektiert (DE-07, -09, -10). Bleiben diese<br />

unberücksichtigt, wurden im Mittel dennoch<br />

4,5 Leckagen (Median: 5) je Anlage<br />

detektiert.<br />

Häufige Problemstellen sind die Folienanbindung<br />

der Gasspeicher zur Behälterwand<br />

(Klemmschlauch, Klemmschiene), undichte<br />

Seildurchführungen von Tauchmotorrührwerken,<br />

Mikrorisse in Beton- bzw.<br />

Festdachbehältern und die Anlagen zur<br />

Gasverwertung. Ursachen hierfür liegen<br />

114

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

WISSENSCHAFT<br />

zum einen in der Materialalterung und<br />

der mechanischen Belastung durch Witterungseinflüsse.<br />

So zeigte sich bei den<br />

untersuchten Anlagen die Tendenz, dass<br />

sich die Anzahl detektierter Leckagen mit<br />

zunehmenden Alter erhöht (Abbildung 2).<br />

Zum anderen werden Leckagen aber auch<br />

durch eine mangelnde Sorgfalt bei der<br />

Montage oder Wartung verursacht (siehe<br />

Tabelle). So wurden beispielsweise an<br />

einem neu gebauten Gasspeicher an der<br />

Anlage DE-09 aufgrund der mangelhaften<br />

Montage der Klemmschiene zahlreiche<br />

Leckagen festgestellt, die im Rahmen der<br />

Gewährleistung kostenfrei repariert werden<br />

konnten. Es kann nur jedem Anlagenbetreiber<br />

empfohlen werden – soweit möglich<br />

– neu errichtete Anlagenkomponenten<br />

nochmals eigenständig auf Gasdichtigkeit<br />

zu prüfen, um gegebenenfalls auftretende<br />

Mängel innerhalb der Gewährleistungsfrist<br />

beim Hersteller anzuzeigen.<br />

Ein weiterhin sehr wichtiges Thema bleibt<br />

die Vermeidung von Methanemissionen aus<br />

Über-/Unterdrucksicherungen (ÜUDS). An<br />

den elf Biogasanlagen des EvEmBi-Vorhabens<br />

wurden zum einen an drei Anlagen<br />

Leckagen an den ÜUDS entdeckt (mangelhafte<br />

Wasservorlagen oder offene Kugelhähne).<br />

Es ist also sehr wichtig, diese<br />

Sicherheitseinrichtungen regelmäßig einer<br />

Sichtprüfung zu unterziehen, um Fehlfunktionen<br />

zu vermeiden. Zum anderen wurde<br />

aber auch an vier von elf untersuchten Anlagen<br />

das betriebsbedingte Auslösen der<br />

ÜUDS registriert.<br />

Langzeitmessungen des Auslösens von<br />

ÜUDS zeigten, dass diese eine relevante<br />

Emissionsquelle sein können, aber auch,<br />

dass sich diese Emissionen im Anlagenbetrieb<br />

durch ein geeignetes Biogasspeichermanagement<br />

mindern oder sogar ganz<br />

vermeiden lassen. Besonders wichtig dabei<br />

ist das Füllstandniveau der Gasspeicher<br />

im Normalbetrieb. Es sind ausreichende<br />

Pufferkapazitäten (zum Beispiel 50 bis 70<br />

Prozent) vorzuhalten, um die Ausdehnung<br />

des überschüssig produzierten Biogases<br />

aufzufangen, bevor es abgefackelt werden<br />

muss oder gar über die ÜUDS entweicht.<br />

Störeinflüsse können unter anderem sein:<br />

ffSaisonale Einflüsse beziehungsweise<br />

(plötzliche) Temperatur- oder Luftdruckänderungen,<br />

die zu einer schnellen<br />

Ausdehnung des gespeicherten<br />

Biogases führen.<br />

ffBetriebsstörungen, wie zum Beispiel<br />

Ausfälle der primären Gasverwertung<br />

bei gegebenenfalls gleichzeitig fehlendem<br />

Fackelbetrieb.<br />

ffNicht ausreichend schneller Gastransport<br />

zur Gasverwertung beziehungsweise<br />

ungleichmäßige Füllstände in<br />

mehreren miteinander verschalteten<br />

Gasspeichern.<br />

Ergriffene Maßnahmen zur Minderung von Methanemissionen aus Leckagen<br />

Anlage Anlagenkomponente Ursache (Maßnahme) Erfolgskontrolle<br />

DE-01<br />

DE-07<br />

DE-08<br />

DE-09<br />

DE-10<br />

Zwei Lecks an Regelventilen<br />

der BGAA<br />

Ein Leck an einer Seildurchführung<br />

eines Tauchmotorrührwerkes<br />

Drei Lecks an der externen<br />

Entschwefelungseinrichtung<br />

Ein Leck am stationären Messgerät<br />

für die Biogaszusammensetzung<br />

Ein Leck an einem Sensor in der<br />

Gasleitung zum BHKW<br />

13 Lecks an der Folienanbindung<br />

eines neu errichteten, integrierten<br />

Gasspeichers<br />

Vier Lecks an Seildurchführungen<br />

von Tauchmotorrührwerken<br />

Zwei Lecks an einen Revisionsschacht<br />

im Betondach<br />

Ein Leck an einer neu errichteten<br />

Biogasleitung<br />

Vermutlich Alterung (Reparatur durch den<br />

Anlagenbetreiber)<br />

Alterung/Auflösung der Einfettung (Erneuerung<br />

der Einfettung durch den Anlagenbetreiber)<br />

Alterung (Reparatur durch den Anlagenbetreiber)<br />

Mangelhafte Wartung (Reparatur durch den Gerätehersteller<br />

im Rahmen der Gewährleistung)<br />

Mangelhafte Montage (Reparatur durch den Anlagenbauer<br />

im Rahmen der Gewährleistung)<br />

Mangelhafte Montage (Reparatur durch den Anlagenbauer<br />

im Rahmen der Gewährleistung)<br />

Alterung/Auflösung der Einfettung (Erneuerung<br />

der Einfettung durch den Anlagenbetreiber)<br />

Alterung des Betondaches (Reparatur durch den<br />

Anlagenbetreiber)<br />

Mangelhafte Montage der Gasleitung (Reparatur durch den<br />

Anlagenbauer im Rahmen der Gewährleistung geplant)<br />

Indirekt durch<br />

Betreiberaussage<br />

Direkt durch erneute<br />

Leckageidentifikation<br />

Direkt durch erneute<br />

Leckageidentifikation<br />

Direkt durch erneute<br />

Leckageidentifikation<br />

Noch nicht<br />

durchführbar<br />

In einem Einzelfall konnten in der Praxis<br />

die betriebsbedingten Methanemissionen<br />

aus den ÜUDS bereits um 70 Prozent gesenkt<br />

werden.<br />

Wissenstransfer und<br />

Freiwilligensysteme<br />

Um das Thema Emissionsminderung und<br />

dessen Bedeutung und Notwendigkeit in<br />

der Praxis besser zu vermitteln, wurde in<br />

Zusammenarbeit mit dem Fachverband<br />

Biogas e.V. ein Hintergrundpapier (H-011 –<br />

Methanemissionen an Biogasanlagen) ausgearbeitet<br />

und veröffentlicht. Außerdem<br />

wurden in Kooperation mit dem „Schulungsverbund<br />

Biogas“ Foliensätze erarbeitet,<br />

um das Thema mit in die Grund- und<br />

Aufbauschulungen für Anlagenbetreiber zu<br />

integrieren. Diese sollen kontinuierlich und<br />

entsprechend den aktuellen Entwicklungen<br />

angepasst und weiterentwickelt werden.<br />

In Dänemark und Schweden sind bereits<br />

Freiwilligensysteme etabliert, in denen<br />

sich Anlagenbetreiber zu regelmäßigen<br />

Emissionsmessungen bereit erklären, entsprechend<br />

den Messergebnissen Maßnahmen<br />

zu ergreifen. So lassen sich in einem<br />

kontinuierlichen Prozess Erfolge bei der<br />

Emissionsminderung darstellen. Weitere<br />

Informationen hierzu lassen sich dem genannten<br />

Hintergrundpapier entnehmen.<br />

1)<br />

Förderung durch den 11. Aufruf von<br />

ERA-NET Bioenergy. In Deutschland Förderung<br />

durch das Bundesministerium für<br />

Ernährung und Landwirtschaft vertreten<br />

durch den Projektträger Fachagentur<br />

Nachwachsende Rohstoffe e.V. FKZ:<br />

22407917, 22408017.<br />

Hinweis: Das Literaturverzeichnis ist auf<br />

Anfrage bei den Autor*innen erhältlich.<br />

Autoren<br />

Dr. Tina Clauß und<br />

Dipl.-Ing. (FH) Torsten Reinelt<br />

Technischer Mitarbeiter<br />

Bereich Biochemische Konversion (BK)<br />

DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum<br />

gemeinnützige GmbH<br />

Torgauer Straße 116 · 04347 Leipzig<br />

03 41/24 34-374<br />

torsten.reinelt@dbfz.de<br />

www.dbfz.de<br />

115

INTERNATIONAL<br />

BIOGAS JOURNAL Das Unternehmen | 1_<strong>2021</strong><br />

PRODEVAL besteht seit<br />

30 Jahren. Es hatte<br />

sich zunächst auf Anlagen<br />

für Abfalldeponien<br />

spezialisiert. Seit acht<br />

Jahren ist es im Bereich<br />

Biomethan aktiv<br />

und seit zwei Jahren<br />

mit 150 realisierten<br />

Gaseinspeiseanlagen<br />

nach eigenen Angaben<br />

Marktführer.<br />

FRANKREICH<br />

Neue Biomethanproduktion<br />

wird erschwert<br />

Paris<br />

Um der aktuellen Wirtschaftskrise entgegenzuwirken, die durch SARS-<br />

CoV-2 hervorgerufen ist, hat die französische Regierung einen Stärkungsfonds<br />

in Höhe von 10 Milliarden (Mrd.) Euro (€) aufgelegt, den Plan de<br />

Relance, davon sind 3 Mrd. € im Bereich Ökologie vorgesehen. Es stellt<br />

sich dabei die Frage, wie und ob die französische Biogasbranche unterstützt<br />

wird. Vor diesem Hintergrund erfolgt hier eine Momentaufnahme<br />

für den Biogas- und Biomethanbereich in Frankreich.<br />

Von EUR ING Marie-Luise Schaller<br />

Betrachtet man die aktuellen Branchenstatistiken,<br />

so zeigen diese bisher eine durchweg<br />

positive Entwicklung. Mitte 2020 waren<br />

offiziell 828 Biogasanlagen mit 508 Megawatt<br />

(MW) elektrischer Leistung an das<br />

Stromnetz sowie 149 Biomethananlagen mit 2.652<br />

Gigawattstunden (GWh) pro Jahr an das Erdgasnetz angeschlossen.<br />

Ein beträchtliches Volumen von weiteren<br />

1.110 Biomethanprojekten mit einer Maximalkapazität<br />

von 25.000 GWh pro Jahr war zum Berichtszeitpunkt<br />

bei den Netzbetreibern in Bearbeitung. Während sich<br />

ein kontinuierlicher Aufwärtstrend bei den stromerzeugenden<br />

Biogasanlagen zeigt, ist die Ausbauaktivität<br />

bei Biomethananlagen, die ins Netz einspeisen, sogar<br />

beschleunigt (siehe Abbildung).<br />

Bisher galten folgende Vergütungsrahmen: Biogasanlagen<br />

bis maximal 500 Kilowatt (kW) elektrische Leistung<br />

erhalten eine feste Einspeisevergütung für 20 Jahre,<br />

die für Anlagen bis maximal 80 kW bei 16,74 Cent<br />

pro Kilowattstunde (ct/kWh) und bei Anlagen von 500<br />

kW bei 14,34 ct/kWh liegt (Stand April 2020) und seit<br />

2018 einer Degression von 0,5 Prozent je Quartal folgt.<br />

Für die Gülleverwertung wird ein Bonus von maximal 5<br />

ct/kWh gewährt. Biogasanlagen von mehr als 500 kW<br />

unterliegen dem Ausschreibungsgebot.<br />

Biomethananlagen erhalten seit 2016 und bis dato<br />

eine feste Einspeisevergütung für 15 Jahre, die aus<br />

einem Basistarif in Höhe von 6,4 bis 9,5 ct/kWh und<br />

einem Bonus für verschiedene Substrate und die Größe<br />

der Anlage besteht und zwischen 0,5 und 3,9 ct/kWh<br />

liegt. Der Gesamtwert kann zwischen 6,4 und 13,9 ct/<br />

kWh variieren.<br />

Im Zusammenhang mit der nationalen Biogasmesse<br />

Expo Biogaz wurde angegeben, dass im Mittel drei bis<br />

vier direkte Arbeitsplätze je Anlage geschaffen worden<br />

seien und bis zum Jahr 2030 der Bestand auf insge-<br />

FOTO: PRODEVAL<br />

116

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

INTERNATIONAL<br />

Französische Biomethanproduktion in GWh, Quartalswerte, seit 2015<br />

samt 53.000 Arbeitsplätze ausgebaut werden<br />

soll. Doch derzeit verändern sich die<br />

Rahmenbedingungen entscheidend.<br />

Neue Herausforderungen<br />

Bereits im April wurden die überarbeiteten<br />

Energiewirtschaftsprogramme veröffentlicht,<br />

die Programmations pluriannuelles<br />

de l’énergie (PPE). Während die PPE von<br />

2016 für das Jahr 2023 eine Biomethaneinspeisung<br />

in Höhe von 8.000 GWh pro<br />

Jahr vorsah, strebt das aktualisierte Programm<br />

nun ein Ziel von 6.000 GWh pro<br />

Jahr an. Im Gesetz von 2015 war ein Ziel<br />

von 10 Prozent für den Anteil an grünem<br />

Gas bei der Endenergie vorgesehen, in den<br />

neuen PPE sollen diese auf etwa 7 Prozent<br />

gesenkt worden sein.<br />

Am 25. November 2020 ist zudem die lang erwartete<br />

Novellierung der Vergütungen im Biomethansektor in<br />

Kraft getreten. Diese wirft aber bei zahlreichen Akteuren<br />

Fragen über die Zukunftsfähigkeit der Branche auf,<br />

wie zum Beispiel bei der Kanzlei Green Law Advocats.<br />

Ihrer Meldung ist zu entnehmen, dass zwei Erlasse<br />

mit sofortiger Wirkung die Vergütung für alle Anlagen<br />

regeln, deren Einspeisevertrag ab dem 24. November<br />

2020 geschlossen worden ist.<br />

Neu sei eine Verpflichtung zur Ausschreibung für Anlagen<br />

ab 300 Normkubikmeter pro Stunde (Nm³/h)<br />

(ohne Deponiegasanlagen) sowie die Einführung einer<br />

Degression und die Möglichkeit, vertraglich abgestimmte<br />

Maximalmengen innerhalb bestimmter Modi<br />

zu variieren. Die Vertreterin der Kanzlei, RA Stéphanie<br />

Gandet, befürchtet, dass die Finanzierung mancher<br />

Projekte kippen könnte und kritisiert unter anderem,<br />

dass das neue Regelwerk keinen stabilen Rahmen biete<br />

und nicht wirklichkeitsnah sei.<br />

Die schon im Vorfeld heftige Kritik will die zuständige<br />

Ministerin Barbara Pompili nicht gelten lassen. „Manche<br />

behaupten, die neuen Vergütungsstrukturen könnten<br />

zum Zusammenbruch der Branche führen. Das ist<br />

falsch, ganz einfach,“ hat sie sich in der Eröffnungsrede<br />

der Jahreskonferenz des französischen Gasverbandes<br />

am 28. September vergangenen Jahres geäußert.<br />

Ihrer Meinung nach ist die Biogasbranche seit 2011<br />

mit Vergütungen staatlich unterstützt worden, die dem<br />

fünf- bis zehnfachen Preis des fossilen Gases entsprächen,<br />

und nun würden diese im Einklang mit dem<br />

Wachstum und der Reife der Branche auf Basis einer<br />

konzertierten Erhebung angepasst.<br />

Allerdings sollen die berücksichtigten Vergütungssätze<br />

nach Angaben aus der Gaswirtschaft auf veral-<br />

117

INTERNATIONAL<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

teten Branchenwerten des Jahres 2018<br />

basieren und aktualisierte Werte zurückgewiesen<br />

worden sein. Hinzu kommt, dass<br />

im Zusammenhang mit der neuen Umweltrichtlinie<br />

RE 2020 aus dem Hause von Ministerin<br />

Pompili, mit der Klimaschutzmaßnahmen<br />

für den Gebäudesektor bestimmt<br />

werden, im Neubausektor der Einbau von<br />

Gasheizungen nicht mehr zugelassen ist.<br />

Zu den Nachteilen kommen weitere Änderungen<br />

im Hinblick auf die Herkunftsgarantien<br />

und auf die Steuerbefreiung, die die<br />

Hilfen für Biomethan durch die öffentliche<br />

Hand insgesamt weiter senken. Denn wie<br />

der Think Tank France Biométhane berichtet,<br />

sehe das für <strong>2021</strong> geplante Finanzgesetz<br />

vor, dass Biomethan nicht mehr von<br />

den CO2-Steuern befreit sein, sondern mit<br />

fossilem Gas gleichgestellt werden soll. Die<br />

entscheidende Frage sei, ob es sich bei Biomethan<br />

um ein dekarbonisiertes, also ein<br />

grünes Gas handelt. Und diese ist eindeutig<br />

zu bejahen.<br />

Des Weiteren ist auch in Frankreich eine<br />

wachsende Opposition gegen Biogasprojekte<br />

zu beobachten, wo angeblich 172 Vereine<br />

168 Standorte bekämpfen sollen und<br />

ein zunehmendes Misstrauen der Bevölkerung<br />

gegeben sei. Schließlich beinhaltet<br />

auch der Plan de Relance keine Aufrufe,<br />

die Biogas oder Biomethan direkt adressieren.<br />

France Biométhane greift dies in der<br />

Pressemitteilung vom 2. November 2020<br />

auf: Während die Ziele des Plan de Relance,<br />

Beschäftigungsausbau und Dekarbonisierung<br />

der Industrie, schwer vereinbar<br />

scheinen, sollte man sich die entsprechenden<br />

Hebelwirkungen vergegenwärtigen, die<br />

vom Biomethan ausgehen.<br />

Perspektive der Energiekonzerne<br />

ENGIE arbeitet darauf hin, Marktführer bei<br />

den grünen Gasen zu werden. Der Konzern<br />

verfolge laut Didier Holleaux, dem stellvertretenden<br />

Vorstand des Energiekonzerns,<br />

das Ziel, mindestens 10 Prozent an erneuerbaren<br />

Gasen bis zum Jahr 2030 in das<br />

Netz einzuspeisen. Der Energieversorger<br />

hat eigenen Angaben zufolge 4,5 Millionen<br />

(Mio.) Stromkunden, 7 Mio. Gaskunden<br />

und betreibt 230 Nahwärme- oder Kältenetze<br />

in Frankreich.<br />

In Stains bei Paris hat ENGIE ein neues<br />

Entwicklungscenter für grüne Gase eröffnet,<br />

eine neue Wirkungsstätte im preisgekrönten<br />

Ökodesign für die 200 Forscher<br />

von ENGIE Lab CRIGEN. Weiteren Meldungen<br />

nach hat ENGIE die Verhandlungen zu<br />

einem 5,9 Mrd. Euro schweren Vertrag abgebrochen,<br />

bei dem es um den Import von<br />

US-Flüssiggas für einen Zeitraum von 20<br />

Jahren ging. Grund waren die ökologischen<br />

Bedenken gegen Fracking-Fördermethoden.<br />

Am 26. November 2020 haben GRDF, der<br />

französische Gasnetzbetreiber, und INSA<br />

Toulouse, eine öffentliche Ingenieurschule,<br />

einen Lehrstuhl für Biogas-Innovation<br />

gegründet. Dort soll zusammen mit lokalen<br />

Unternehmen eine praxisnahe Lehre und<br />

Forschung aufgebaut werden, um die Biogasbranche<br />

weiterzuentwickeln. Anlässlich<br />

der Eröffnung im Rahmen einer Onlineveranstaltung<br />

stellten sie ihre aktuellen Projekte<br />

vor und zeigten sich unbeeindruckt<br />

von den aktuellen Änderungen an den Vergütungsstrukturen,<br />

da sie ja zu erwarten<br />

waren. Xavier Passemard, GRDF, bekannte<br />

sich ebenfalls dazu, dass sein Konzern die<br />

Weiterentwicklung der Grünen Gase vorantreibe.<br />

Perspektive eines<br />

Projektentwicklers<br />

Yann Pierre, Verkaufs- und Entwicklungsdirektor<br />

bei PRODEVAL, sieht die neue Lage<br />

eher kritisch. Das Familienunternehmen<br />

PRODEVAL besteht seit 30 Jahren und hatte<br />

sich zunächst auf Anlagen für Abfalldeponien<br />

spezialisiert. Seit acht Jahren ist es<br />

im Bereich Biomethan aktiv und seit zwei<br />

Jahren mit 150 realisierten Gaseinspeiseanlagen<br />

Marktführer. Aus Überzeugung hat<br />

sich PRODEVAL zur Mission gemacht, die<br />

Nutzung von Biogas und Biomethan engagiert<br />

voranzutreiben, da Dienst für die Umwelt,<br />

Nachhaltigkeit und regionale Verbundenheit<br />

zum Leitbild des Unternehmens<br />

gehören.<br />

Auch als Arbeitgeber zeichnet sich das Unternehmen<br />

aus: Der 15 Mitarbeiter starke<br />

Stab ist innerhalb von sieben Jahren auf<br />

200 angewachsen. Weltweit hat das Unternehmen<br />

bisher 150 Biomethananlagen<br />

realisiert, 200 sollen es bis Ende <strong>2021</strong><br />

werden. Auf der Basis dieser Erfahrungen<br />

sieht Yann Pierre zwei Handlungsfelder,<br />

um den Herausforderungen zu begegnen:<br />

„Bis 2028 soll die Vergütung für das eingespeiste<br />

Biomethan um 30 Prozent gesenkt<br />

werden. Das bedeutet, dass die Kosten<br />

entsprechend verringert werden müssen.<br />

Durch eine Standardisierung der Anlagen<br />

und hohe Stückzahlen, die von Rabattvorteilen<br />

profitieren, kann das gelingen. Die<br />

Anlagen müssen einfacher, weniger komplex<br />

gestaltet werden, bei einem vernünftigen<br />

Qualitäts-Preis-Verhältnis.“<br />

Auf der anderen Seite seien geeignete<br />

Geschäftsmodelle zu entwickeln, die die<br />

Chancen des Marktes nutzen. So kenne<br />

man in Frankreich neben reinen BHKW-Anlagen<br />

oder Einspeiseanlagen auch Hybridanlagen,<br />

die beide Verwertungsmethoden<br />

nutzen, wie zum Beispiel mit Agri-GNV-<br />

Anlagen, kleinen landwirtschaftlichen<br />

Tankstellen.<br />

Perspektive der Landwirte<br />

Seitens der Landwirtschaft ergibt sich ein<br />

ernüchterndes Bild, wie Jean-Marc Onno,<br />

Präsident der Vereinigung Biogas produzierender<br />

Landwirte, es klar und knapp ausdrückt:<br />

„Man weiß nicht, wo man landet,<br />

die neuen Richtlinien lassen die Landwirte<br />

zurück.“ Die Regelungen mit vierteljährlicher<br />

Degression, mit flexiblen Maximalvolumen<br />

und die Ausschreibungsverpflichtung<br />

seien kaum zu handhaben, es gibt<br />

wenig Planungssicherheit, und das könne<br />

ein landwirtschaftlicher Betrieb nicht verkraften.<br />

Damit sei der Biomethansektor künftig keine<br />

Option mehr für die Landwirte, um als<br />

Zusatzaktivität zur Existenzsicherung der<br />

Betriebe beizutragen. Und kritisch fügt er<br />

hinzu, dass es dabei auch um die Sicherung<br />

der Grundversorgung des Landes mit<br />

Lebensmitteln gehe. Durch COVID-19<br />

seien viele Tierwirtschaftsbetriebe massiv<br />

belastet, vor allem weil die Abnahme der<br />

Restaurants weggebrochen ist, was teilweise<br />

den Umsatz halbiere.<br />

Doch im Plan de Relance ist nichts für Biogas<br />

oder Biomethan enthalten. Jean-Mark<br />

Onno wird dazu noch das Gespräch suchen<br />

und wenn es sein muss, auch den Präsidenten<br />

Macron nochmals auf seinen Hof in<br />

der Bretagne einladen, den dieser als Präsidentschaftskandidat<br />

schon einmal im Jahr<br />

2017 besucht hatte.<br />

Autorin<br />

EUR ING Marie-Luise Schaller<br />

ML Schaller Consulting<br />

mls@mlschaller.com<br />

www.mlschaller.com<br />

118

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

INTERNATIONAL<br />

Serbien: Biogas kommt voran<br />

Im Mai 2019 startete eine sogenannte Kleinmaßnahme zwischen dem Fachverband Biogas e.V. (FvB) und<br />

der Serbian Biogas Association (SBA). Das Projekt gehörte zum Programm der Kammer- und Verbandspartnerschaften,<br />

das vom Bundesministerium für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ) finanziert<br />

und von der Sequa gGmbH verwaltet wurde.<br />

Von Antje Kramer<br />

FOTO: SERBIAN BIOGAS ASSOCIATION<br />

Die zunächst auf acht Monate<br />

angelegte Projektlaufzeit war<br />

wegen guter Ergebnisse um<br />

vier Monate verlängert worden;<br />

aufgrund der Covid-19-Situation<br />

und damit einhergehender Behinderungen<br />

im Projektablauf erhielt die<br />

Kurzmaßnahme eine weitere Verlängerung<br />

von fünf Monaten. Am 30.<br />

September 2020 schloss das Vorhaben<br />

mit einer sehr guten Bilanz ab.<br />

Serbien ist in hohem Maße von<br />

Energieimporten abhängig. Dabei<br />

gibt es ein großes Potenzial an Biomasse.<br />

Das hatte zur Folge, dass<br />

die Bioenergie allgemein im serbischen<br />

Energiemix in den vergangenen<br />

Jahren verstärkt gefördert wurde.<br />

Nichtsdestotrotz sieht sich die<br />

Branche einigen Herausforderungen<br />

gegenübergestellt. Bislang fehlten<br />

unter anderem Vermarktungsstrategien<br />

und Nachhaltigkeitskonzepte für die<br />

Nutzung der Wärmeenergie. Eine Wahrnehmung<br />

von Biogas in der Öffentlichkeit<br />

war bis zu Beginn des Projekts kaum vorhanden.<br />

Und auch grundsätzliches Wissen<br />

über diesen Energieträger war kaum ausgeprägt.<br />

So verwundert es auch nicht, dass es<br />

kaum potenzielle Investoren gab, die in die<br />

Biogastechnologie ihr Geld fließen ließen.<br />

Biogas-Konferenz im Oktober 2019 in Belgrad.<br />

Öffentlichkeitsarbeit<br />

vorangetrieben<br />

Angesichts der Herausforderungen im<br />

Land wurde im Projekt viel Augenmerk auf<br />

die Entwicklung einer umfassenden Öffentlichkeitsarbeit<br />

gelegt. Beispielsweise<br />

wurden das Corporate Design des Verbands<br />

sowie die Website überarbeitet und ein<br />

Mitgliederbereich eingerichtet. Darüber<br />

hinaus wurden ein monatlicher Newsletter<br />

in serbischer und englischer Sprache<br />

eingeführt, Fachpublikationen erstellt,<br />

Teilnahmen an wichtigen Messen organisiert<br />

und vor allem wichtige Kontakte zur<br />

Presse aufgebaut (zum Beispiel durch ein<br />

Pressefrühstück).<br />

Durch die verstärkte Öffentlichkeitsarbeit<br />

erhielten das Thema Biogas sowie der Verband<br />

selbst vermehrt Medienaufmerksamkeit<br />

(Print, Online, TV und Funk). Eine große<br />

Biogas-Konferenz in Belgrad im Oktober<br />

2019 unter Teilnahme des Energieministers<br />

Aleksandar Antić trug außerdem zu<br />

einem lang nachhallenden Echo innerhalb<br />

der Biogas- und Erneuerbare-Energien-<br />

Branche bei.<br />

Wissenschaft entdeckt Thema<br />

Biogas<br />

Die neue Außenwahrnehmung führte dazu,<br />

dass nationale Forschungs- und Lehrinstitutionen<br />

auf den Verband und das Thema<br />

aufmerksam geworden sind. So kamen<br />

gleich mehrere Universitäten auf den Verband<br />

zu, um Vorträge und Seminare zu<br />

Biogas anzufragen. Die SBA entwickelte<br />

im Verlauf des Projekts ein Biogas-Basics-<br />

Seminar. Weitere Kooperationen mit Universitäten<br />

werden aktuell ausgebaut.<br />

Der Know-how-Transfer und der weitere<br />

Netzwerkausbau standen ebenfalls im<br />

Fokus der Kooperation zwischen den beiden<br />

Verbänden. So hielt der FvB mehrere<br />

Workshops für Verbandsangehörige und<br />

-mitglieder, unter anderem zum Thema<br />

Sicherheit auf Biogasanlagen. Außerdem<br />

wurde für ausgewählte Personen eine Delegationsreise<br />

nach Deutschland im Dezember<br />

2019 organisiert, bei der<br />

sich die Teilnehmenden über die<br />

gesamte Bandbreite von Biogas in<br />

Deutschland informieren konnten.<br />

Dies schloss auch einen Besuch der<br />

BIOGAS Convention 2019 in Nürnberg<br />

ein, inklusive einer Präsentation<br />

über den serbischen Biogasmarkt.<br />

Leitfaden für Banken und<br />

Behörden<br />

Des Weiteren rückte die Lobbykompetenz<br />

des serbischen Verbands verstärkt<br />

ins Licht. Die SBA konnte die<br />

Beziehungen zu einigen Ministerien,<br />

wie zum Beispiel dem Ministerium<br />

für Bergbau und Energie (MRE) und dem<br />

Ministerium für Landwirtschaft, Forstwirtschaft<br />

und Wassermanagement (MPSV),<br />

vertiefen. Anfang 2020 wurde die SBA zudem<br />

vom MPSV direkt aufgefordert, einen<br />

Biogas-Leitfaden für Banken und Behörden<br />

zu entwickeln. Dieser Leitfaden soll dabei<br />

unterstützen, das gegenwärtige Unwissen<br />

über Biogas und die damit einhergehende<br />

Skepsis gegenüber dem Sektor abzubauen.<br />

Im September 2020 wurde der fertige Guide<br />

an das Ministerium übergeben und ist<br />

auf der Website des serbischen Verbandes<br />

verfügbar, aktuell nur in serbischer Sprache<br />

(https://biogas.org.rs/en/).<br />

Autorin<br />

Antje Kramer<br />

Projekt-Managerin<br />

Referat International<br />

Fachverband Biogas e.V.<br />

0 81 61/98 46 60<br />

international@biogas.org<br />

119

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Aus der<br />

Verbandsarbeit<br />

BERICHT AUS DER GESCHÄFTSSTELLE<br />

EEG-Diskussion bis kurz<br />

vor Weihnachten<br />

Im Verband und insbesondere im Referat Politik/Hauptstadtbüro Bioenergie<br />

drehte sich vieles um das parlamentarische Verfahren zum EEG<br />

<strong>2021</strong>. Die Geschäftsstelle des Fachverbandes Biogas e.V. (FvB) sowie<br />

unsere Allianzpartner setzten alles daran, auf den letzten Metern noch<br />

weitere Verbesserungen für Biogas im Gesetzesentwurf zu erreichen.<br />

Von Dr. Stefan Rauh und Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk<br />

Neben vielen politischen Gesprächsterminen<br />

und politischer<br />

Öffentlichkeitsarbeit<br />

konnten wir auch in der öffentlichen<br />

Anhörung im Bundestag<br />

unsere Anliegen nochmals platzieren.<br />

Noch zum Redaktionsschluss dieser<br />

Ausgabe Mitte Dezember wurde um die<br />

Details der Novelle gerungen. Parallel nehmen<br />

die Gesetzgebungsprozesse zur Umsetzung<br />

der EU-Richtlinie für Erneuerbare<br />

Energien, RED II, Fahrt auf.<br />

Wir setzen uns für eine ambitionierte Treibhausgasminderungsquote<br />

ebenso ein wie<br />

für eine praxistaugliche Ausgestaltung der<br />

Anforderungen an den Nachweis der Nachhaltigkeit.<br />

Neben diesen inhaltlichen Großbaustellen<br />

bewegt uns dieser Tage zudem<br />

die Fertigstellung einer anderen Baustelle:<br />

Unser neues Büro im Haus der Erneuerbaren<br />

Energien auf dem EUREF Campus in<br />

Berlin ist endlich fertig und wurde von uns<br />

Anfang Dezember bezogen.<br />

EEG-Novelle, Ausschreibungen<br />

und MaStR<br />

Die EEG-Novelle <strong>2021</strong>, die EEG-Ausschreibung<br />

am 1. November 2020 sowie<br />

die Meldepflichten zum Marktstammdatenregister<br />

haben die Arbeit im Referat<br />

Mitgliederservice in den letzten Wochen<br />

geprägt. Diese Themen wurden auch in den<br />

Rundschreiben und den angebotenen Web-<br />

Veranstaltungen aufgegriffen. Darüber hinaus<br />

wurde auch die Arbeitshilfe A-019 zum<br />

Marktstammdatenregister überarbeitet. In<br />

der Arbeitshilfe wird die Registrierung einer<br />

Biogasanlage mit Blockheizkraftwerk<br />

(BHKW) in Form von Bildern und Erläuterungstexten<br />

Schritt für Schritt erklärt. Die<br />

Arbeitshilfe steht unter www.biogas.org im<br />

Bereich Fachthemen unter Arbeitshilfen<br />

zum Download bereit.<br />

EEG auch im Fokus der Juristen<br />

Ein wichtiger Punkt im Rahmen der EEG-<br />

Novelle sind die Vorgaben für das Einspeisemanagement<br />

und die Fernsteuerbarkeit<br />

der Anlagen. Perspektivisch soll hier eine<br />

jederzeitige und stufenlose Regelung ermöglicht<br />

werden. Die vielfältigen Problemstellungen,<br />

die mit dieser Regelung<br />

verbunden sind, wurden durch das Referat<br />

Energierecht und -handel sowie das<br />

Referat Technik zusammengestellt. Eine<br />

Lösung soll über den Bundesverband Er-<br />

120

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

VERBAND<br />

neuerbare Energie e.V. (BEE) in enger Abstimmung<br />

mit dem Fachverband durchgesetzt<br />

werden.<br />

Um unsere Mitglieder auch in diesem Jahr<br />

bestmöglich bei der Konformitätserklärung<br />

zu unterstützen, werden derzeit die Erklärungen<br />

überarbeitet und an die Rechtsprechung<br />

angepasst. Wir gehen davon aus,<br />

dass die neuen Erklärungen bis Ende Januar<br />

zur Verfügung stehen.<br />

Die rechtliche Bewertung von Satelliten-<br />

BHKW-Konstellationen in Bezug auf den<br />

Anlagenbegriff hat die Branche im Jahr<br />

2020 sehr bewegt. Entgegen vieler Widerstände<br />

hat das Referat Energierecht nun erfolgreich<br />

für ein Hinweisverfahren bei der<br />

Clearingstelle geworben. Zu diesem nun<br />

eröffneten Verfahren wird der Fachverband<br />

bis Mitte Januar Stellung nehmen.<br />

Redispatch rückt näher<br />

Im November hat die Bundesnetzagentur<br />

verschiedene Festlegungen zum Redispatch<br />

(damit auch für das Thema Einspeisemanagement)<br />

getroffen, die im Sommer<br />

zu Konsultation gestellt wurden. Da das<br />

Thema Redispatch ab Oktober <strong>2021</strong> auch<br />

für Biogasanlagen relevant werden wird,<br />

haben wir uns auch mit entsprechenden<br />

Stellungnahmen beteiligt. Durch die getroffenen<br />

Festlegungen werden die Anforderungen,<br />

die auf die Branche zukommen,<br />

immer konkreter. Wir planen aus diesem<br />

Grund Anfang <strong>2021</strong>, für alle unsere Mitglieder<br />

ein kostenfreies Webinfo-Seminar<br />

anzubieten, in dem wir Ihnen die Anforderungen<br />

des Redispatch 2.0 für die Biogasbranche<br />

näherbringen werden.<br />

Unterstützung bei Meldefristen<br />

zum Jahresabschluss<br />

Die Fachverband Biogas Service GmbH hat<br />

zum Jahresabschluss noch verschiedene<br />

Web-Seminare angeboten, um unsere Mitglieder<br />

bei wichtigen Meldefristen zu unterstützen.<br />

Hervorzuheben ist an dieser Stelle<br />

ein Seminar zum Thema Strom- und Energiesteuer.<br />

Hier wurden verschiedene Möglichkeiten<br />

erläutert, wie Betreiber bis zum<br />

31. Dezember noch Steuerentlastungen<br />

beantragen konnten bzw. wie in Zukunft<br />

unter bestimmten Voraussetzungen eine<br />

Steuerbefreiung genutzt werden kann. Dr.<br />

Rauh erläuterte als Referent an dieser Stelle<br />

unter anderem ein neues, pauschales<br />

Verfahren, durch das eine Rückerstattung<br />

der Stromsteuer für den in der Anlage verbrauchten<br />

Strom in Anspruch genommen<br />

werden kann.<br />

Ein weiteres hoch aktuelles Thema wurde<br />

mit dem Web-Seminar „Ausfüllhinweise<br />

zum Marktstammdatenregister“ angesprochen.<br />

Bis zum 31. Januar <strong>2021</strong> müssen<br />

alle Anlagen im Register gemeldet sein.<br />

Da viele Anlagen dieser Meldepflicht noch<br />

nicht nachgekommen sind, haben wir mit<br />

einem Praxisbeispiel gezeigt, wie die Anmeldung<br />

üblicherweise zu erfolgen hat.<br />

Zusammen mit unseren Arbeitshilfen haben<br />

unsere Mitglieder damit umfassende<br />

Informationen erhalten, um die Eintragung<br />

problemlos vornehmen zu können.<br />

Überarbeitung des<br />

Biogashandbuches Bayern<br />

Das mit der Überarbeitung des Biogashandbuches<br />

Bayern zuständige Landesamt<br />

für Umwelt (LfU) in Bayern hat dem FvB<br />

die Möglichkeit gegeben, relevante Kapitel<br />

vor einer Veröffentlichung zu sichten und<br />

zu kommentieren. In den vergangenen<br />

Wochen wurde daher referatsübergreifend<br />

eine intensive Kommentierung der umfangreichen<br />

Änderungen vorgenommen und<br />

dem LfU übermittelt.<br />

Im Referat Hersteller und Technik waren in<br />

den vergangenen Wochen die Begleitung<br />

der TRAS 320, wo es um die Standsicherheit<br />

von Gärbehältern und Gasspeicherdächern<br />

geht, die Bearbeitung eines Standardentwurfes<br />

für die UNIDO in Kenia, die<br />

Umsetzung der TRAS 120 sowie die umfangreichen<br />

Fragestellungen in Bezug auf<br />

die N-Deposition beim SCR-Katalysator<br />

und die Neufassung des LAI-Beschlusses<br />

zum Luftreinhaltebonus im Fokus der Bearbeitung.<br />

Bezüglich der Neufassung beim<br />

Luftreinhaltebonus hatte der FvB kurzfristig<br />

eine umfangreiche Stellungnahme<br />

an die Bund-Länder-Arbeitsgemeinschaft<br />

Immissionsschutz (LAI) geschickt, da der<br />

im Oktober veröffentlichte Beschluss zu<br />

erheblichen Interpretationsproblemen geführt<br />

hatte.<br />

Im Rahmen der Mitwirkung bei der Überarbeitung<br />

der TRGS 529 wurde am 1. Dezember<br />

2020 in der Arbeitsgruppe „Spurenelemente“<br />

des FVB die Verwendung<br />

von fermentierbaren Säcken sowie EDTA-<br />

Komplexen mit Herstellern und Inverkehrbringern<br />

diskutiert. Die dabei gewonnenen<br />

Erkenntnisse werden jetzt im weiteren<br />

Prozess zur Überarbeitung der TRGS 529<br />

einfließen.<br />

Schulungsverbund Biogas bietet<br />

erste Online-Betreiberschulungen<br />

an<br />

Auch der Schulungsverbund Biogas ist<br />

durch die Corona-Pandemie weiterhin<br />

betroffen. Die im Schulungsverbund organisierten<br />

Bildungseinrichtungen reagieren<br />

bisher sehr unterschiedlich auf die<br />

Beschränkungen. Teilweise finden nach<br />

wie vor noch Präsenzschulungen in entsprechend<br />

großen Räumen sowie mit abgestimmten<br />

Hygienekonzepten statt, oder<br />

aber werden Schulungen auf das Jahr <strong>2021</strong><br />

verschoben.<br />

Da der Bedarf an Auffrischungsschulungen<br />

gemäß TRGS 529 und TRAS 120 weiterhin<br />

besteht, hat der Schulungsverbund Biogas<br />

beim Ausschuss für Gefahrstoffe (AGS)<br />

und beim Bundesumweltministerium<br />

(BMU) eine Ausnahmegenehmigung für<br />

qualitätsgesicherte Online-Auffrischungsschulungen<br />

erhalten. Die entsprechenden<br />

aktuellen Schulungstermine sind im Terminkalender<br />

des Schulungsverbundes Biogas<br />

(www.schulungsverbund-biogas.de) zu<br />

finden.<br />

Arbeitsschwerpunkte im Referat Qualifizierung<br />

und Sicherheit sind die Erstellung<br />

einer Arbeitshilfe zum sicheren Betrieb von<br />

Gärprodukttrocknungsanlagen, wo eine<br />

intensive Diskussion zum Thema Staub-<br />

Explosionsschutz stattfindet, sowie eine<br />

Weiterführung der Arbeitsgruppe „sichere<br />

Instandhaltung“. Hier steht die fachliche<br />

Begleitung der Überarbeitung der TRGS<br />

529 an und die Diskussion eines sicheren<br />

Arbeitsverfahrens beim Wechsel von Gasspeichermembranen.<br />

Änderungsverordnung zur AwSV<br />

Das Verordnungsgebungsverfahren zur ersten<br />

Änderungsverordnung der AwSV stockt<br />

weiterhin – die Diskussionen um die damit<br />

geplanten Regelungen für die externe Gärrestlagerung<br />

allerdings nicht, womit die<br />

AwSV weiterhin Arbeitsschwerpunkt im<br />

Referat Genehmigung war und ist. Besonderen<br />

Raum nahm in den vergangenen Wochen<br />

auch die TRwS 793-1 ein: Hier galt es<br />

im Rahmen einer Schlichtungsverhandlung<br />

noch einen tragbaren Kompromiss für die<br />

Anforderungen an die umwallte Fläche zu<br />

finden – was letztlich gelang.<br />

Zwar konnte der Nachweis der Eignung der<br />

umwallten Fläche mittels Versickerungsversuch<br />

mit Gärsubstrat nicht durchgesetzt<br />

werden, allerdings wurde eine<br />

121

VERBAND<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

Einigung erzielt, dass der Nachweis eines<br />

kf-Werts von 10-5 ausreichend ist. Weitere<br />

bestimmende Themen im Referat Genehmigung<br />

sind weiterhin der Vollzug der 44.<br />

BImSchV sowie die Änderung der Abwasserverordnung,<br />

deren Anhang 23 zukünftig<br />

auch auf Abfall- sowie Gülle (mit-)vergärende<br />

Biogasanlagen anwendbar sein soll.<br />

Zu letzterem liegt zwar noch kein Referentenentwurf<br />

vor, die fachliche Diskussion<br />

auf Basis eines Diskussionspapiers ist aber<br />

bereits in vollem Gange.<br />

Forschung zu Stickstoffverlusten<br />

Es startet ein gemeinsames Projekt der Justus-<br />

Liebig-Universität Gießen (JLU), des Karlsruher<br />

Instituts für Technologie (KIT) und des Fachverbandes<br />

Biogas (FvB) mit dem Arbeitsthema „Integrative<br />

Betrachtung von Stickstoff-Umsatzprozessen<br />

zur Optimierung der Stickstoffeffizienz (IBAN)“. In<br />

der deutschen Landwirtschaft und auch bei dem<br />

Anbau von Energiepflanzen werden teilweise hohe<br />

N-Überschüsse beobachtet, die sich nachteilig auf<br />

die Produktionskosten sowie Klima und Umwelt<br />

auswirken. Es ist nach wie vor unklar, wie sich<br />

verschiedene N-Düngestrategien (zum Beispiel<br />

organische und synthetische Düngemittel oder die<br />

Düngung durch den Anbau von N-fixierenden Pflanzen)<br />

auf N-Transformationsprozesse im Boden und<br />

damit auf den Düngebedarf der angebauten Kulturen<br />

auswirken.<br />

Im Rahmen dieses Projektes sollen die verschiedenen<br />

N-Verluste (Nitrat, Ammoniak, Lachgas<br />

und molekularer Stickstoff) in Exaktversuchen<br />

ermittelt werden. Zudem sollen durch gezielte<br />

Praxisbefragungen N-Düngestrategien verglichen<br />

werden. Dieses Projekt soll die Kenntnisse über den<br />

N-Kreislauf wesentlich erweitern und dadurch die<br />

Basis für eine verbesserte N-Nutzungseffizienz geben.<br />

Die Erkenntnisse sind damit auch für unsere<br />

Verbandsarbeit im Zuge der Diskussion rund um<br />

die Düngeverordnung von hoher Relevanz. In Kürze<br />

werden wir Sie über weitere Details zu diesem Projekt<br />

informieren.<br />

International: GAP, Indien,<br />

Uganda<br />

Die EU-Kommission ist in diesem Jahr sehr<br />

aktiv und stellt derzeit im Rahmen des European<br />

Green Deal viele Weichen für die<br />

Land- und Energiewirtschaft. Zum einen<br />

wird die Gemeinsame Agrarpolitik neu gefasst<br />

und werden damit Zahlungen stärker<br />

an ökologischen Vorgaben ausgerichtet<br />

(CAP revision). Auch wird es neue Finanzregeln<br />

geben, die künftig Geldströme überwiegend<br />

in nachhaltige Bereiche umleiten<br />

sollen (Sustainable Finance). Darüber hinaus<br />

wird an einer Methanstrategie gearbeitet<br />

(siehe Seite 56), in der einheitliche<br />

Regeln für technische Vorgaben erarbeitet<br />

werden und Biogas als Lösung zur Vermeidung<br />

von Methanemissionen aus der<br />

Güllelagerung gesehen wird (EU methane<br />

strategy).<br />

Das KVP-Projekt in Indien macht weiterhin<br />

Fortschritte. Die virtuelle Trainingstour mit<br />

Beteiligung des Biogas-Fachverbandes lief<br />

sehr erfolgreich. In diesem Rahmen wurde<br />

die für den indischen Markt erstellte Biomethan-Broschüre<br />

veröffentlicht.<br />

Am 4. Dezember fand die Verleihung der<br />

IBA e-Awards für herausragende Leistungen<br />

im Biogassektor statt, bei der Dr.<br />

Claudius da Costa Gomez als Jurymitglied<br />

fungierte. Im Februar plant die IBA eine<br />

eigene Biogas-E-Expo und befindet sich<br />

hierzu in der Konzeptionalisierung.<br />

Das Projekt mit dem ugandischen Biogas<br />

Verband UNBA (Uganda National Biogas<br />

Alliance) startete am 1. Dezember 2020.<br />

Uganda hat aufgrund seiner Lage, der klimatischen<br />

Bedingungen und der starken<br />

Ausrichtung auf die Landwirtschaft sehr<br />

gute Voraussetzungen für den Betrieb von<br />

Biogasanlagen. Das gemeinsame Ziel ist,<br />

einen starken und aktiven Biogas-Dachverband<br />

aufzubauen, der die Nutzung der<br />

Technologie in Uganda nachhaltig und effizient<br />

fördert und den Sektor national und<br />

international repräsentiert. Hierzu werden<br />

Anfang des Jahres erste Gespräche mit den<br />

Vertretern der UNBA stattfinden.<br />

Nach den Trainingsmaterialien und einem<br />

Biogas-Guidebook wurde im Auftrag der<br />

UNIDO nun auch der Entwurf eines Standardentwurfes<br />

(Draft Code of Practice) für<br />

Biogas abgegeben. Der Standardentwurf<br />

beinhaltet die wesentlichen Aspekte für<br />

Planung, Konstruktion, Bau, Betrieb, Wartung,<br />

Umweltschutz sowie Gesundheit und<br />

Sicherheit von Biogasanlagen. Er dient als<br />

Diskussionsgrundlage und Orientierung<br />

für ein technisches Komitee und für das<br />

kenianische Normungsinstitut [Kenyan<br />

Bureau of Standards (KEBS)]. Ziel ist, mit<br />

praktischen Erfahrungen, die sich auch auf<br />

internationaler Ebene bewährt haben, zur<br />

Entwicklung der Biogas-Standards in Kenia<br />

beizutragen.<br />

Biogas Convention digital<br />

erfolgreich<br />

Die Tätigkeiten des Referat Veranstaltungen<br />

lagen im Herbst schwerpunktmäßig<br />

in der Vorbereitung und Durchführung der<br />

Online-Ausgabe der 30. BIOGAS Convention<br />

vom 16. bis 20. November 2020, die<br />

mit über 410 Teilnehmer*innen überaus<br />

erfolgreich verlief. Im Schnitt waren je<br />

Livestream 135 Teilnehmer*innen dabei<br />

und es wurden über 35 Fragen je Vortragsblock<br />

gestellt. Drei Wochen später folgte<br />

die BIOGAS Convention 2020 International<br />

vom 8. bis 10. Dezember 2020. Hier<br />

waren fast 180 Teilnehmer registriert, von<br />

denen ungefähr ein Drittel aus allen Teilen<br />

der Welt zugeschaltet waren. Hier waren im<br />

Schnitt 50 Teilnehmer online.<br />

Neben diesen Projekten liefen im Referat<br />

die Vorplanungen für diverse Veranstaltungen<br />

im Frühjahr, unter anderem den<br />

Biogastagen Bad Waldsee Anfang Januar<br />

und dem Abfallvergärungstag Ende März<br />

sowie verschiedenen Fachgesprächen.<br />

Alle ebenfalls in virtuellen Varianten. Im<br />

Schulungsverbund Biogas konnten immerhin<br />

einige Schulungen im Herbst live<br />

oder online durchgeführt werden, sodass<br />

Betreiber sich auf dem aktuellen Stand<br />

halten konnten.<br />

Schließlich widmete sich das Referat intensiv<br />

den Digitalisierungsmaßnahmen,<br />

die die Veranstaltungen des Fachverbandes<br />

auch im Jahr <strong>2021</strong> begleiten werden.<br />

Verschiedenste Online-Formate von Webkonferenztools<br />

und Meetingplattformen<br />

wurden getestet, um für die Zukunft Onlinetools<br />

zu finden, die es den Mitgliedern<br />

möglichst einfach machen, sich online zu<br />

treffen.<br />

Aktivitäten zu Mobilität und<br />

Wasserstoff<br />

Am 1. Dezember fand das Online-Fachgespräch<br />

„Biogener Wasserstoff in Bayern“<br />

statt, das den Fokus auf die technische<br />

und wirtschaftliche Machbarkeit der Wasserstoffproduktion<br />

auf Biogasanlagen legte.<br />

Die Veranstaltung versammelte über<br />

30 Fachleute aus der kommunalen Wirtschaft<br />

und der Biogasbranche zu einem<br />

Austausch zu Projektideen und Netzwerken.<br />

Die Veranstaltung wurde vom FvB in<br />

Kooperation mit dem Vulkan-Verlag organisiert.<br />

Die Europäische Kommission startete das<br />

Konsultationsverfahren zur Überarbeitung<br />

der Ziele der CO 2<br />

-Flottenregulierung für<br />

Pkw und leichte Nutzfahrzeuge. Dabei<br />

setzt sich der FvB für die Anrechnung der<br />

Klima- und Umweltvorteile von Biomethan<br />

auf die Flottengrenzwerte ein. Statt der<br />

122

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

VERBAND<br />

einseitigen Betrachtung der Emissionswerte<br />

am Auspuff des Fahrzeugs soll der ganze<br />

Lebenszyklus des Kraftstoffs bzw. Antriebs<br />

berücksichtigt werden.<br />

Neue Rote und Gelbe Gebiete<br />

Ab Januar <strong>2021</strong> gelten die verschärften<br />

Anforderungen in mit Nitrat belasteten<br />

und eutrophierten Gebieten. Für die Ausweisung<br />

dieser sogenannten roten und<br />

gelben Gebiete hatten die Bundesländer<br />

seit Veröffentlichung der Allgemeinen Verwaltungsvorschrift<br />

AVV-GeA im September<br />

bis Dezember 2020 Zeit, die Gebietskulissen<br />

neu auszuweisen. Im November<br />

zeigten nun die ersten Entwürfe einzelner<br />

Bundesländer zur neuen Gebietskulisse,<br />

dass die roten Gebiete teils um 50 Prozent<br />

reduziert werden konnten. Gleichzeitig<br />

wurden allerdings erstmalig auch gelbe<br />

Gebiete ausgewiesen, sodass der Erfolg einer<br />

kleinräumigeren Ausweisung dennoch<br />

zusätzliche, besondere Anforderungen an<br />

die Düngung für Betriebe ergibt und die<br />

verursachergerechte Ausweisung nach wie<br />

vor auf Gemarkungsebene unscharf ist.<br />

Autoren<br />

Dr. Stefan Rauh<br />

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

Geschäftsführer<br />

Fachverband Biogas e.V.<br />

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123

VERBAND<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

LANDESVERBAND ERNEUERBARE ENERGIEN (LEE) NIEDERSACHSEN-BREMEN E.V.<br />

Politischer Austausch mit Ministerpräsident Weil<br />

Der LEE, vertreten durch die Vorsitzende<br />

Bärbel Heidebroek,<br />

Thorsten Kruse, geschäftsführendes<br />

Vorstandsmitglied, und<br />

Geschäftsführerin Silke Weyberg<br />

waren zu einem politischen Austausch<br />

beim niedersächsischen Ministerpräsidenten<br />

Stephan Weil und Umweltminister Olaf<br />

Lies eingeladen. Themen waren das EEG<br />

sowie spezielle niedersächsische energiepolitische<br />

Fragestellungen.<br />

Thorsten Kruse verwies auf die besondere<br />

Rolle von Biogas als verlässlichen Partner<br />

im Erneuerbare-Energiesystem. In Niedersachsen<br />

wurden überdurchschnittlich viele<br />

Anlagen flexibilisiert und könnten bei den<br />

richtigen Rahmenbedingungen auch im<br />

Strommarkt als Ausgleichsenergie eingesetzt<br />

werden. Weiteres wichtiges Thema<br />

war der Einsatz von Biomethan im Bereich<br />

der Schwerlastmobilität. Hier gibt es eine<br />

hohe Akzeptanz der Güterverkehrsbranche<br />

und es könnten sofort Umstellungen<br />

von Diesel auf<br />

Gas vorgenommen werden.<br />

Wichtige Voraussetzungen<br />

sind die Schaffung wirtschaftlicher<br />

Rahmenbedingungen<br />

für die Anlagenbetreiber<br />

und der Ausbau<br />

einer Tankstelleninfrastruktur.<br />

Im Genehmigungsbereich<br />

sollte Niedersachsen<br />

sich nicht durch besonders<br />

scharfe Regelungen hervortun,<br />

die den Anlagenbetrieb<br />

erschweren. Der Ministerpräsident<br />

und der Umweltminister<br />

zeigten sich offen<br />

für die Ideen und sagten zu, dass sie als<br />

Land keine verschärften bürokratischen<br />

Auflagen forcieren wollen.<br />

Geschäftsführerin Silke Weyberg verdeutlichte<br />

die Potenziale der Erneuerbaren bei<br />

Links am Tisch: Thorsten Kruse, Bärbel Heidebroeck und Silke<br />

Weyberg mit (rechts am Tisch) Olaf Lies und Stefan Weil.<br />

der regionalen Wertschöpfung. Gerade in<br />

der aktuellen Pandemie, so Weyberg, sind<br />

die Erneuerbaren Garant für wirtschaftliche<br />

Stabilität und verlässliche Einnahmen in<br />

den kommunalen Haushalten.<br />

FOTO: NIEDERSÄCHSISCHEN STAATSKANZLEI<br />

Wie Bio-LNG dem niedersächsischen<br />

Schwerlastverkehr hilft<br />

Wie lässt sich der Einsatz<br />

von Bio-LNG in Niedersachsen<br />

und Bremen<br />

nachhaltig steigern? Welche<br />

rechtlichen Rahmenbedingungen<br />

gilt es zu beachten, welche<br />

technischen Hürden bestehen aktuell?<br />

Diese Fragen diskutierten rund 80 Teilnehmerinnen<br />

und Teilnehmer Anfang November<br />

im Rahmen des Webinars „Kraftstoff<br />

Bio-LNG: Regional, umweltfreundlich,<br />

bezahlbar“, das vom Fachverband Biogas<br />

e.V. und dem LEE Niedersachsen-Bremen<br />

gemeinsam ausgerichtet wurde.<br />

Auf großes Interesse stieß die Frage, welche<br />

Einsatzmöglichkeiten Bio-LNG im Schwerlastverkehr<br />

bietet. Denn der Verkehrssektor<br />

steht vor großen Herausforderungen: Muss<br />

doch der CO 2<br />

-Ausstoß gemäß dem Pariser<br />

Klimaschutzabkommen verringert werden.<br />

Eine Herkulesaufgabe für die ohnehin unter<br />

starkem Kostendruck stehende Logistikbranche.<br />

Aber keine unlösbare. So fährt<br />

ein Lkw mit einer Bio-LNG-Füllung bis zu<br />

1.600 Kilometer weit – weit genug für die<br />

Routenplanung der meisten Logistiker und<br />

Spediteure.<br />

Aber die Bio-LNG-geeigneten Zugmaschinen<br />

sind teuer. Um der Schwerlastbranche<br />

die Anschaffung Bio-LNG-geeigneter Lkw<br />

schmackhaft zu machen, hat der Bund ein<br />

umfangreiches Förderpaket auf den Weg<br />

gebracht. Bis zu 12.000 Euro Zuschuss<br />

pro Fahrzeug können die Logistiker beantragen.<br />

Für die nächsten drei Jahre steht<br />

ein Fördervolumen von fast 1 Milliarde<br />

Euro zur Verfügung. Zudem können sich die<br />

Halter Bio-LNG-betriebener Lkw über eine<br />

Mautbefreiung für die nächsten drei Jahre<br />

freuen. Der Kostenvorteil gegenüber dieselbetriebenen<br />

Lkw liegt bei über 50 Prozent.<br />

Gleichwohl stehen der Branche noch eine<br />

ganze Reihe an Hürden im Weg. So muss<br />

beispielsweise das lückenhafte Tankstellennetz<br />

dringend ausgebaut und der Nutzlastverlust<br />

kompensiert werden. Auch gilt<br />

Digitale Tagung: Teilnehmerinnen und Teilnehmer<br />

Anfang November im Rahmen des Webseminars<br />

„Kraftstoff Bio-LNG: Regional, umweltfreundlich,<br />

bezahlbar“.<br />

der erwartete Wiederverkaufswert der Zugmaschine<br />

als zu gering und die Abschreibungsdauer<br />

als zu lang. Die Teilnehmer<br />

waren sich einig, dass sich Bio-LNG als zukunftsweisender<br />

Kraftstoff etablieren wird.<br />

Zugleich wurde deutlich, dass die Branche<br />

auf die Unterstützung der Politik zählt, um<br />

den Bio-LNG-Markt zukunftsweisend auszugestalten.<br />

FOTO: KERSTIN RIECHMANN/LEE NIEDERSACHSEN-BREMEN<br />

124

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

VERBAND<br />

REGIONALBÜRO SÜD<br />

EEG-Forderungen aus Baden-Württemberg<br />

FOTO: OTTO KÖRNER<br />

Der Bundestag hat im Frühjahr<br />

2020 das Klimaschutzprogramm<br />

(KSP) 2030 beschlossen,<br />

in dem neben dem Kohleausstieg<br />

auch der Ausbau der<br />

Erneuerbaren Energien festgelegt wurde.<br />

Was ist wichtig für die baden-württembergische<br />

Biogasbranche?<br />

1. Gebotshöchstwerte überarbeiten. Das<br />

bedeutet: Kleinere Bestandsanlagen für<br />

die erste 150-kW-Bemessungsleistung<br />

mit 19,4 ct/kWh Gebotshöchstwert<br />

vergüten. 1 ct/kWh mehr entspricht<br />

bei einer 150-kW-Anlage etwa 13.000<br />

Euro. Letztlich sind dies<br />

genau die jährlichen Fixkosten<br />

für Gutachter usw.<br />

Diese Kosten fallen bei<br />

kleinen Anlagen genauso<br />

an wie für große Anlagen<br />

und würden zumindest<br />

die relative Ungleichbehandlung<br />

in diesem Bereich<br />

ausgleichen. Des<br />

Weiteren Abschaffung<br />

der Degression für die<br />

Gebotsobergrenze. Außerdem:<br />

Anreizen ökologisch<br />

besonders wertvoller Einsatzstoffe,<br />

zum Beispiel<br />

Rest- und Abfallstoffe,<br />

Gülle und Mist.<br />

2. Erhöhung der Sondervergütungsklasse<br />

(SVK) auf 150 kW Bemessungsleistung<br />

und Flexibilisierung ermöglichen. Umstieg<br />

bestehender Anlagen in die SVK<br />

nach Ziff. 2.1: zwei Anreize zur vermehrten<br />

Güllevergärung. Pferdemist mit<br />

Gülle und Rinderfestmist gleichstellen.<br />

3. Abdeckpflicht bei 80 bis 99 Prozent Gülleanteil<br />

an den drei Möglichkeiten der TA<br />

Luft ausrichten, keine neuen Standards<br />

im EEG einführen.<br />

4. Flexibilisierung weiterentwickeln. Modell<br />

„Opti-Flex“ (Stauchungsmodell):<br />

Anreiz mit Pflicht zur gelebten Flexibilisierung<br />

– derzeit erst 1,3-fache Flexibilisierung<br />

im Ländle. Gleichbehandlung<br />

bereits bezuschlagter Anlagen beim<br />

Flex-Zuschlag mit neuem EEG <strong>2021</strong>.<br />

Biogas-BHKW sind nur stufenorientiert<br />

technisch steuerbar, nicht stufenlos.<br />

5. Smart-Meter-Pflicht streichen/ersetzen<br />

bzw. orientieren an AG Gateway-Standard.<br />

6. Anpassung des Ausschreibungsvolumens<br />

an die tatsächlich auslaufende<br />

Größe des Anlagenparks. Stromerzeugungsmenge<br />

von 42 TWh aus KSP übernehmen.<br />

7. „Südquote“ in Ausschreibungen: Anpassung<br />

an Windregelung – wenn nicht<br />

im Süden, dann im Norden! Segment für<br />

Biomethananlagen praxisgerecht gestalten<br />

analog zum KWKG. Das heißt, 3.500<br />

Vollbenutzungsstunden statt 1.300!<br />

Im Austausch zum Kabinettsentwurf des EEG <strong>2021</strong> mit MdB Hermann Färber (CDU,<br />

2.v.re) und den Biogas-Unternehmern (von links) Thomas Höfle, Anton Weber,<br />

Martin Rösch, Martin Bareis (Gastgeber), Martin Widmann und Thomas Ehrmann.<br />

8. Bilanzielle Teilung des Biogases nach<br />

Einsatzstoffen zulassen für zukünftig<br />

unterschiedliche Gasverwertungswege.<br />

9. Eigenstromnutzung ermöglichen statt<br />

verbieten.<br />

10. Klarstellung zum Emissionsminderungsbonus<br />

in Ba-Wü: Übernahme der<br />

BMWi-Empfehlung ins EEG <strong>2021</strong>.<br />

11. Wie gehen wir mit bereits bezuschlagten<br />

Anlagen um? Lösungsvorschlag zur<br />

Wiederherstellung der Gleichstellung<br />

zwischen Ausschreibungs-Biogasanlagen<br />

im EEG 2014/2017 und im EEG<br />

<strong>2021</strong>.<br />

12. Corona bedingte Verzögerungen beim<br />

Ausschreibungswechsel beheben.<br />

Nähere Infos zu den baden-württembergischen<br />

Forderungen der Biogasbranche erhalten<br />

Sie gerne beim Verfasser.<br />

Ob die Forderungen, wie sie von unseren<br />

Biogasunternehmern und Firmen aus der<br />

Branche im direkten persönlichen Gespräch,<br />

per Web-Konferenz und schriftlich<br />

an die Volksvertreter vorgetragen wurden,<br />

am Ende tatsächlich im EEG <strong>2021</strong> enthalten<br />

sein werden, ist während des Schreibens<br />

dieser Zeilen Anfang Dezember nicht<br />

sicher. Grund: Weder der Termin der beschließenden<br />

2. und 3. Lesung im Bundestag<br />

(aktuell 17.12.2020) stand fest,<br />

geschweige denn, dass Inhalte erkennbar<br />

waren. Für unsere Branche gilt jedoch, dass<br />

wir in Baden-Württemberg bei den MdB<br />

aus der CDU einen großen Rückhalt, viel<br />

Verständnis und bestmögliche<br />

Unterstützung erfahren<br />

haben!<br />

Dafür ein großes Dankeschön,<br />

denn sie haben die<br />

Bedeutung von Biogas als unverzichtbaren<br />

Bestandteil der<br />

Energiewende erkannt. Es ist<br />

ein Sektorenkopplung beförderndes<br />

Multitalent für eine<br />

sichere, flexible und Biodiversität<br />

fördernde (wenn man<br />

politisch denn diese Qualitäten<br />

anreizt) Strombereitstellung,<br />

für eine zusätzlich die<br />

Wärmewende unterstützende<br />

„grüne Wärme“, für die „Ergrünung“<br />

des bisher sträflich<br />

vernachlässigten Kraftstoff-Bereiches, ob<br />

für den Biomethan-Traktor, den Busverkehr<br />

oder saubere Lkw-Logistik!<br />

Der maßgebliche Weg zu all diesen Sektoren<br />

läuft über aus Biogas aufbereitetes<br />

Biomethan. Dieses in das Erdgasnetz eingespeist<br />

hilft, die durch den vorgezeichneten<br />

Atom- und Kohle-Ausstieg befürchtete<br />

winterliche Dunkelflaute entscheidend abzufedern<br />

und ist ein unersetzlicher Block<br />

einer sicheren und preisgünstigen Stromund<br />

Wärmeversorgung.<br />

Autor<br />

Dipl.-Ing. RU Otto Körner<br />

Regionalreferent Süd<br />

Fachverband Biogas e.V.<br />

Gumppstr. 15 · 78199 Bräunlingen<br />

07 71/18 59 98 44<br />

otto.koerner@biogas.org<br />

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die Biogasnutzung in Deutschland<br />

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kann immer<br />

n gespeichert und je nach Bedarf in Energie umgewandelt<br />

uch wenn mal kein Wind weht und keine Sonne scheint.<br />

iert unsere Stromnetze und ist für die technische Umsetnergiewende<br />

von entscheidender Bedeutung.<br />

Energiedörfer mit Biogas<br />

Biogas eignet sich hervorragend für die<br />

lokale Energieversorgung – und für neue<br />

Energiekonzepte in Kommunen und<br />

Regionen. Zahlreiche Wärmenetze, die<br />

teilweise genossenschaftlich betrieben<br />

werden, unterstreichen dieses Potenzial.<br />

Regionale Wertschöpfung<br />

Biogasanlagen produzieren dort Energie,<br />

wo sie gebraucht wird: In den Regionen.<br />

Das Geld für den Bau, den Betrieb und<br />

die Instandhaltung der Anlagen bleibt<br />

vor Ort – und fließt nicht in die Taschen<br />

der Ölmultis. Das sichert die regionale<br />

Energieversorgung und ist ein aktiver<br />

Beitrag zur Friedenspolitik.<br />

... und artenreich<br />

Faltblätter<br />

Viele Landwirte verzichten freiwi lig auf einen Teil ihres Gasertrages und setzen<br />

Pflanzen ein, die einen ökologischen Mehrwert für Mensch und Natur haben.<br />

„Die Biogasnutzung bietet die Möglichkeit,<br />

unterschiedlichste Pflanzen sinnvo l anzubauen<br />

und damit einerseits den Boden und das<br />

Grundwasser zu schützen und andererseits die<br />

Artenvielfalt auf den Feldern zu erhöhen.<br />

Das sieht nicht nur schön aus – es ist auch<br />

ein wichtiger Beitrag für den dringend<br />

notwendigen Schutz unserer Insekten.“<br />

Der Fachverband Biogas e.V. ist mit über<br />

4.700 Mitgliedern die größte deutsche<br />

und europä ische Interessenvertretung der<br />

Biogas-Branche.<br />

Ziel der Verbandsarbeit ist es, die to Biogas-<br />

go<br />

erzeugung und -nutzung für die bundes weite<br />

Strom-, Wärme- und Kraftstoff versorgung zu<br />

erhalten und auszubauen.<br />

Fachverband Biogas e.V.<br />

Handliche Fakten zur<br />

Angerbrunnenstr. 12<br />

85356 Freising<br />

A +49 (0)8161 984 660<br />

Biogasnutzung<br />

m info@biogas.org<br />

Peter Maske, Präsident Deutscher Imkerbund e.V.<br />

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Über gezielte Agrar-Fördermaßnahmen könnte<br />

Biogas einen wichtigen Beitrag für die Artenvielfalt<br />

leisten.<br />

Eine Übersicht über die zur Verfügung stehenden<br />

Alternativen Energiepflanzen bietet die Seite<br />

www.farbe-ins-feld.de<br />

Der Fachverband Biogas e.V. ist mit über<br />

4.700 Mitgliedern die größte deutsche und<br />

europäische Interessenvertretung der<br />

Biogas-Branche.<br />

Ziel der Verbandsarbeit ist es, die Biogaserzeugung<br />

und -nutzung für die bundesweite<br />

Strom-, Wärme- und Kraftstoffversorgung zu<br />

erhalten und auszubauen<br />

Fachverband Biogas e.V.<br />

Angerbrunnenstr. 12<br />

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Wissen_to go_1<br />

BIOGAS<br />

Biogas to go<br />

Artenvielfalt<br />

mit Biogas<br />

Handliche Fakten<br />

zur Biogasnutzung<br />

Biogas kann alles<br />

< - - - - - - - - - - - 116 mm - - - - - - - - - - - > < - - - - - - - - - - - 118 mm - - - - - - - - - - - >< - - - - - - - - - - - 118 mm - - - - - - - - - - - > < - - - - - - - - - - - 116 mm - - - - - - - - - - - ><br />

Das Recycling von Bioabfä len in Biogasanlagen findet über die Vergärung und Kompostierung<br />

statt. Durch biologische Abbauprozesse entsteht in den Fermentern aus<br />

den Kartoffelschalen, dem Pizzarest und dem abgelaufenen Joghurt der Energieträger<br />

Biogas. Übrig bleibt ein hochwertiger Dünger, das sogenannte Gärprodukt.<br />

Dieses liefert a le wichtigen Nähr- und Humusstoffe für das erneute Pflanzenwachstum.<br />

Damit schließt sich der Nährstoffkreislauf. Die Vergärung in Biogasanlagen<br />

steht damit ganz klar vor der Verbrennung oder Deponierung.<br />

tuFige<br />

ierAchie<br />

ndung<br />

eislauf)<br />

rgetische) Verwertung<br />

Potenzial und Perspektive<br />

Die erste Biomethananlage Deutschlands ging 2006 im bayerischen Pliening in<br />

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

europäischen Land. Zusammen speisen diese Anlagen rund zehn Terawattstunden<br />

Biomethan ins deutsche Gasnetz ein – das entspricht etwa zwölf Prozent der<br />

hierzulande geförderten Erdgasmenge bzw. etwa einem Prozent des nationalen<br />

Erdgasbedarfs. Biomethan verdrängt fossile Energieträger aus dem Markt und<br />

trägt damit zur Versorgungssicherheit bei.<br />

Die Einspeisung von Biomethan ins Gasnetz<br />

ermöglicht es, den Energieträger Biogas<br />

über mehrere Monate zu speichern.<br />

Damit ist Biogas eine hervorragende Ergänzung<br />

zu den fluktuierenden Erneuerbaren<br />

Energien Wind und Sonne und ein<br />

wichtiges Bindeglied der Energiewende.<br />

Auch für kleinere Biogasanlagen kann sich<br />

die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan<br />

rechnen. Für den Anlagenbetreiber eröffnen<br />

sich damit vielversprechende Perspektiven<br />

– und auch die Wertschöpfung in<br />

der Region bekommt neue Impulse.<br />

„Wenn unsere Nahrung<br />

schon in der Tonne statt<br />

auf dem Teller landet, dann<br />

sollte sie wenigstens noch<br />

sinnvoll genutzt werden“<br />

... mit großer Bedeutung<br />

Über die Hälfte unseres Endenergieverbrauchs wird für die Wärmeerzeugung eingesetzt.<br />

Um die Energiewende zu schaffen müssen wir auch und gerade bei der<br />

Wärmebereitste lung konsequent auf regenerative Energien setzen. Bioenergie ist<br />

dabei die Nr. 1 unter den Erneuerbaren. Mit der Abwärme der Biogasanlagen können<br />

schon heute über eine Mi lion Haushalte mit klimafreundlicher Heizenergie versorgt<br />

werden. Oder auch viele andere Wärmeabnehmer, wie die Beispiele in diesem<br />

Booklet zeigen.<br />

Georg Hackl, Rode legende<br />

Der Fachverband Biogas e.V. ist mit über<br />

4.700 Mitgliedern die größte deutsche und<br />

europäische Interessenvertretung der<br />

Biogas-Branche.<br />

Ziel der Verbandsarbeit ist es, die Biogaserzeugung<br />

und –nutzung für die bundesweite<br />

Strom-, Wärme- und Kraftstoffversorgung zu<br />

erhalten und auszubauen.<br />

Fachverband Biogas e.V.<br />

Angerbrunnenstr. 12<br />

85356 Freising<br />

A +49 (0)8161 984 660<br />

m info@biogas.org<br />

www.biogas.org<br />

Wissen_to go_2<br />

Der Fachverband Biogas e.V. ist mit über<br />

4.700 Mitgliedern die größte deutsche<br />

und europä ische Interessenvertretung der<br />

Biogas-Branche.<br />

Ziel der Verbandsarbeit ist es, die Biogaserzeugung<br />

und -nutzung für die bundes weite<br />

Strom-, Wärme- und Kraftstoff versorgung zu<br />

erhalten und auszubauen.<br />

BIOGAS<br />

Handliche Fakten<br />

zur Biogasnutzung<br />

Biogas ist der vielseitigste erneuerbare Energieträger. Das umweltfreundliche<br />

Gas kann sowohl zur Strom- und Wärmegewinnung wie<br />

auch als Kraftstoff eingesetzt werden. Damit ist Biogas eine wichtige<br />

Säule für die bürgernahe und bezahlbare Energiewende!<br />

Strom aus Biogas<br />

v<br />

Biogas versorgt schon heute Millionen Haushalte in<br />

Deutschland mit klimafreundlichem Strom. Bei der<br />

Stromgewinnung im Blockheizkraftwerk entsteht automatisch<br />

auch Wärme.<br />

Wärme aus Biogas<br />

Mit Biogaswärme können zum Beispiel private Haushalte,<br />

kommunale Einrichtungen wie Schulen, Schwimmbäder<br />

und Turnhallen, Gewerbebetriebe oder Gewächshäuser<br />

beheizt werden.<br />

<br />

Kraftstoff aus Biogas<br />

Zu Biomethan aufbereitetes Biogas kann als klimafreundlicher<br />

und effizienter Kraftstoff von jedem CNG<br />

(compressed natural gas)-Fahrzeug getankt werden. Mit<br />

dem Biomethanertrag von einem Hektar Wildpflanzen<br />

kann ein Pkw einmal um die Erde fahren.<br />

Biogas aus<br />

Bioabfällen<br />

Handliche Fakten<br />

zur Biogasnutzung<br />

Biogas ist bunt ...<br />

Biogas entsteht durch die Vergärung biogener Stoffe in einem luftdicht abgeschlossenen<br />

Behälter, dem sogenannten Fermenter. Vergoren werden kann fast a les,<br />

was biologischen Ursprungs ist: Gü le und Mist, Bioabfä le - oder Energiepflanzen.<br />

Letztere werden von den Landwirten extra angebaut. Ende 2018 wuchsen auf gut<br />

1,4 Millionen Hektar Energiepflanzen für den Einsatz<br />

in Biogasanlagen. Das sind rund acht Prozent<br />

der landwirtschaftlichen Nutzfläche.<br />

Fast jede Pflanze eignet sich für die Vergärung:<br />

bunte Wildblumen, weiß blühender Buchweizen<br />

oder die gelb blühende Durchwachsene Silphie.<br />

Sie unterscheiden sich jedoch in ihrem Gas- und<br />

damit Stromertrag. Aus einem Hektar Mais können<br />

ca. 21.000 Kilowattstunden Strom erzeugt<br />

werden. Bei der bunten Alternative Wildpflanzen<br />

liegt der Energieertrag etwa bei der Hälfte.<br />

Zahlreiche Institute und Hochschulen, aber auch<br />

viele Landwirte testen die verschiedensten Pflanzen<br />

auf ihre Biogastauglichkeit. In den letzten<br />

Jahren konnten dabei große Fortschritte erzielt<br />

werden und die Palette der potenziellen Energiepflanzen<br />

wächst kontinuierlich.<br />

Booklet-Artenvielfalt 2018.indd 1 11.07.19 13:48<br />

Endenergieverbrauch in Deutschland im Jahr 2019 nach Strom,<br />

Wärme und Verkehr<br />

in Mi liarden Kilowa tstunden<br />

Wärme und Kälte<br />

(ohne Strom):<br />

1.216,7 Mrd. kWh<br />

50,9 %<br />

*der Stromverbrauch für Wärme und<br />

©2020 Agentur für Erneuerbare Energien e.V.<br />

gesamt<br />

2.391 Mrd. kWh<br />

Verkehr ist im Endenergieverbrauch Strom enthalten.<br />

Que le: eigene Darste lung auf Basis von AGEB/AGEE-Stat<br />

Stand: 3/2020<br />

Ne tostromverbrauch*:<br />

517,8 Mrd. kWh<br />

Verkehr (ohne Strom<br />

und int. Luftverkehr):<br />

656,8 Mrd. kWh<br />

Fachverband Biogas e.V.<br />

Angerbrunnenstr. 12<br />

85356 Freising<br />

A +49 (0)8161 984 660<br />

m info@biogas.org<br />

www.biogas.org<br />

Der Fachverband Biogas e.V. ist mit über<br />

4.700 Mitgliedern die größte deutsche<br />

und europä ische Interessenvertretung der<br />

Biogas-Branche.<br />

Ziel der Verbandsarbeit ist es, die Biogaserzeugung<br />

und -nutzung für die bundes weite<br />

Strom-, Wärme- und Kraftstoff versorgung zu<br />

erhalten und auszubauen.<br />

Fachverband Biogas e.V.<br />

Angerbrunnenstr. 12<br />

85356 Freising<br />

A +49 (0)8161 984 660<br />

m info@biogas.org<br />

www.biogas.org<br />

Wissen_to go_3<br />

BIOGAS<br />

Wissen_to go_4<br />

BIOGAS<br />

Biomethan<br />

Handliche Fakten<br />

zur Biogasnutzung<br />

Wissen_to go_5<br />

BIOGAS<br />

Jetzt<br />

neu<br />

u<br />

Biogas-Wärme<br />

Handliche Fakten<br />

zur Biogasnutzung<br />

Gelebte Kreislaufwirtschaft<br />

Wo Lebensmittel erzeugt und verbraucht werden, entsteht immer auch Abfa l. Das<br />

wird sich nie ganz vermeiden lassen. Seien es die Kartoffelschalen bei der Chips-<br />

Herstellung, die nicht ganz aufgegessene Pizza im Restaurant oder der abgelaufene<br />

Joghurt im Kühlregal.<br />

In der 5-stufigen Abfa lhierarchie des Kreislaufwirtschaftgesetzes hat die<br />

Vermeidung von Abfä len höchste Priorität. Gefolgt von der Wiederverwendung<br />

von Lebensmitteln – beispielsweise durch die Tafeln.<br />

An dritter Ste le kommt das Recycling, um (Nährstoff)Kreisläufe zu<br />

schließen und das Abfa laufkommen zu reduzieren. Dann erst folgt<br />

die energetische Verwertung (z.B. in Mü lverbrennungsanlagen)<br />

und ganz am Ende steht die Beseitigung, sprich die Ablagerung<br />

oder Deponierung, die zu vermeiden ist. FÜNFs<br />

<br />

Was ist Biomethan?<br />

Biogas besteht zu 50 – 60 Prozent aus dem brennbaren Gas<br />

Methan (CH 4 ); der Rest ist überwiegend Kohlendioxid (CO 2 ).<br />

ABFALLh<br />

Bei der Auf bereitung von Biogas zu Biomethan werden die nichtbrennbaren<br />

Gase abgetrennt, so dass möglichst reines Methan übrig bleibt. Dies kann über<br />

verschiedene Verfahren geschehen (siehe Innenteil). Das so erzeugte Biomethan<br />

hat die gleichen chemisch-physikalischen Eigenschaften wie Erdgas<br />

und kann problemlos ins Gasnetz eingespeist werden.<br />

Mit der Einspeisung von Biomethan ins<br />

Gasnetz kann der Ort der Erzeugung vom<br />

Ort der Nutzung entkoppelt werden. Das<br />

eingespeiste Biomethan kann an beliebiger<br />

Ste le aus dem Netz entnommen und<br />

entweder in einem Blockheizkraftwerk<br />

(BHKW) zu Strom und Wärme umgewandelt<br />

werden, in der Gasheizung eingesetzt<br />

oder an einer Gastankste le von<br />

jedem handelsüblichen CNG-Fahrzeug<br />

getankt werden.<br />

<br />

Ein Nebenprodukt ...<br />

Comic<br />

Die kleine Geschichte von<br />

Julius & seinen Freunden<br />

… oder wie man ganz einfach<br />

Biogas gewinnen kann.<br />

1. Vermeidung<br />

2. Wiederverwe<br />

3. Recycling (Kr<br />

4. Sonstige (ene<br />

5. Beseitigung<br />

A5 quer, Bestellnr.: BVK-21<br />

In der Regel werden Biogasanlagen gebaut, um klimafreundlichen Strom zu produzieren.<br />

Dafür wird das durch Vergärung organischer Masse erzeugte Biogas über<br />

eine Gasleitung zum Blockheizkraftwerk (BHKW) geleitet. Das BHKW ist eine Kombination<br />

aus Motor und Generator. Durch die Verbrennung des Gases im Motor wird<br />

Strom erzeugt – und dabei entsteht automatisch auch Wärme.<br />

Der Strom wird in das Stromnetz eingespeist und kann als Ökostrom vom Endverbraucher<br />

genutzt werden. Für das „Nebenprodukt“ Wärme gibt es viele verschiedene<br />

Einsatzmöglichkeiten ...<br />

Regional.<br />

Verlässlich.<br />

Klimafreundlich.<br />

bis 20 Hefte kostenlos,<br />

darüber 50 Cent / Heft<br />

126

Um die Erderhitzung zu stoppen müssen wir auf Erneuerbare Energien umsteigen.<br />

Sonne und Wind stehen uns unbegrenzt und kostenlos zur<br />

Verfügung. Aber nicht immer. Deshalb brauchen wir zusätzliche regenerative<br />

Quellen, die verlässlich zur Verfügung stehen. So wie Biogas.<br />

Das in den Fermentern bei der Vergärung von Gülle, Bioabfall und<br />

Energiepflanzen entstehende Gas kann gespeichert und je nach Bedarf<br />

kurzfristig in Strom und Wärme umgewandelt werden. So wird der<br />

Wind- und Solarstrom genutzt, wenn er entsteht - und Biogas springt ein,<br />

sobald Sonne und Wind eine Pause machen.<br />

Die Biogasanlage Biogas GmbH hat zwei Blockheizkraftwerke (BHKW) mit<br />

einer Leistung von je 250 kW. Darin wird aus Biogas Strom und Wärme<br />

erzeugt.<br />

Die Kraftwerke werden von den Stadtwerken XY ferngesteuert. Je nach<br />

Strombedarf können sie an- oder abgeschaltet werden. Wenn das<br />

Stromnetz voll ist, wird das Biogas in der Kuppel des Fermenters<br />

gespeichert. Und wenn Strombedarf besteht, können die BHKWs<br />

innerhalb weniger Sekunden ihre maximale Leistung von 500 kW abrufen.<br />

Biogasanlage Biogas GmbH<br />

Die im Fermenter befindlichen Bakterien wandeln die Biomasse,<br />

z.B. biologische Abfälle, nachwachsende Rohstoffe und Gülle,<br />

zu Biogas und Gärprodukten um.<br />

Das erzeugte Biogas wird in der Gashaube aufgefangen<br />

und von hier über Gasleitungen zum<br />

Blockheizkraftwerk (BHKW) transportiert.<br />

Im BHKW wird aus dem Biogas<br />

Strom und Wärme erzeugt.<br />

1 Lager für die zu vergärende Biomasse<br />

(Silo, Annahmestelle, Güllegrube)<br />

2 ggf. Aufbereitung, Sortierungs- oder<br />

Reinigungssysteme für die zu vergärende<br />

Biomasse oder Reststoffe<br />

3 Einbring- / Pumptechnik transportiert<br />

die Biomasse in die Fermenter bzw.<br />

aus diesen heraus<br />

4 Rührwerke vermischen die Bakterien<br />

im Fermenter mit der frischen Biomasse<br />

5 Heizung – die übliche Gärtemperatur<br />

liegt bei 40 °C<br />

6 Gasspeicher zur kurz- und mittelfristigen<br />

Speicherung des Biogases<br />

7 Gasreinigungssysteme zur Entschwefelung<br />

und Entwässerung<br />

8 Pumpleitungen für Gärsubstrate<br />

und Biogasleitungen<br />

9 Sicherheitstechnik: Drucksicherungen,<br />

Sicherheitsventile<br />

10 Blockheizkraftwerk für die gleichzeitige<br />

Strom- und Wärmeproduktion<br />

11 ggf. Aufbereitungs technik für die<br />

Um wandlung von Biogas zu Biomethan<br />

12 Lagerbehälter für die ausgefaulten<br />

Gärprodukte (ggf. mit entsprechender<br />

Technik zur Weiterverarbeitung<br />

(Fest-/Flüssigtrennung, Trocknung,<br />

Pelletierung etc.)<br />

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

Planeten.<br />

Die im Fermenter befindlichen Bakterien wandeln die Biomasse, z.B. biologische Abfälle,<br />

nachwachsende Rohstoffe und Gülle, zu Biogas und Gärprodukten um. Das erzeugte Biogas<br />

wird in der Gashaube aufgefangen und von hier über Gasleitungen zum Blockheizkraftwerk<br />

(BHKW) transportiert. Im BHKW wird aus dem Biogas Strom und Wärme erzeugt.<br />

Bei der Ausgestaltung von Biogasanlagen gibt es eine Vielzahl unterschiedlicher Systeme,<br />

Techniken und Funktionsweisen. Der übliche Aufbau umfasst folgende Komponenten:<br />

1<br />

2<br />

6<br />

9<br />

3<br />

5 4<br />

3<br />

12<br />

8<br />

1 Lager für die zu vergärende Biomasse<br />

(Silo, Annahmestelle, Güllegrube)<br />

2 ggf. Aufbereitung, Sortierungs­ oder<br />

Reinigungssysteme für die zu vergärende<br />

Biomasse oder Reststoffe<br />

3 Einbring­ / Pumptechnik transportiert<br />

die Biomasse in die Fermenter bzw.<br />

aus diesen heraus<br />

4 Rührwerke vermischen die Bakterien<br />

im Fermenter mit der frischen Biomasse<br />

5 Heizung – die übliche Gärtemperatur<br />

liegt bei 40 °C<br />

6 Gasspeicher zur kurz­ und mittelfristigen<br />

Speicherung des Biogases<br />

7 Gasreinigungssysteme zur<br />

Entschwefelung und Entwässerung<br />

8<br />

7<br />

5<br />

8<br />

11<br />

Erdgasnetz<br />

10<br />

Strom<br />

Wärme<br />

8 Pumpleitungen für Gärsubstrate<br />

und Biogasleitungen<br />

9 Sicherheitstechnik: Drucksicherungen,<br />

Sicherheitsventile<br />

10 Blockheizkraftwerk für die gleichzeitige<br />

Strom­ und Wärmeproduktion<br />

11 ggf. Aufbereitungstechnik für die<br />

Umwandlung von Biogas zu Biomethan<br />

12 Lagerbehälter für die ausgefaulten<br />

Gärprodukte (ggf. mit entsprechender<br />

Technik zur Weiterverarbeitung<br />

(Fest­/Flüssigtrennung, Trocknung,<br />

Pelletierung etc.)<br />

1<br />

2<br />

9<br />

3<br />

5 4<br />

3<br />

12<br />

8<br />

1 Lager für die zu vergärende Bioma se<br />

(Silo, Annahmestelle, Gü legrube)<br />

2 gf. Aufbereitung, Sortierungs­ oder<br />

Reinigung systeme für die zu ver­<br />

3 Einbring­ / Pumptechnik transportiert<br />

die Bioma se in die Fermenter bzw.<br />

4 Rührwerke vermischen die Bakterien<br />

im Fermenter mit der frischen Bio­<br />

5 Heizung – die übliche Gärtemperatur<br />

liegt bei 40 °C<br />

6 Ga speicher zur kurz­ und mi telfristigen<br />

Speicherung des Biogases<br />

7 Gasreinigung systeme zur<br />

Entschwefelung und Entwä serung<br />

gärende Bioma se oder Reststo fe<br />

aus diesen heraus<br />

ma se<br />

6<br />

Wärme<br />

8<br />

7<br />

5<br />

8<br />

8 Pumpleitungen für Gärsubstrate<br />

und Biogasleitungen<br />

9 Sicherheitstechnik: Drucksicherungen,<br />

Sicherheitsventile<br />

10 Blockheizkraftwerk für die gleichzeitige<br />

Strom­ und Wärmeproduktion<br />

11 gf. Aufbereitungstechnik für die<br />

Umwandlung von Biogas zu Bio­<br />

12 Lagerbehälter für die ausgefaulten<br />

Gärprodukte (ggf. mit entsprechen­<br />

methan<br />

der Technik zur Weiterverarbeitung<br />

(Fest­/Flü sigtrennung, Trocknung,<br />

Pelletierung etc.)<br />

1<br />

Strom<br />

10<br />

Erdgasnetz<br />

1<br />

2<br />

9<br />

3<br />

5 4<br />

3<br />

12<br />

8<br />

1 Lager für die zu vergärende Biomasse<br />

(Silo, Annahmeste le, Gü legrube)<br />

2 gf. Aufbereitung, Sortierungs­ oder<br />

Reinigung systeme für die zu vergärende<br />

Bioma se oder Reststo fe<br />

3 Einbring­ / Pumptechnik transportiert<br />

die Bioma se in die Fermenter bzw.<br />

aus diesen heraus<br />

4 Rührwerke vermischen die Bakterien<br />

im Fermenter mit der frischen Bioma<br />

se<br />

5 Heizung – die übliche Gärtemperatur<br />

liegt bei 40 °C<br />

6 Ga speicher zur kurz­ und mi telfristigen<br />

Speicherung des Biogases<br />

7 Gasreinigung systeme zur<br />

Entschwefelung und Entwä serung<br />

6<br />

8<br />

7<br />

5<br />

8<br />

Wärme<br />

Strom<br />

8 Pumpleitungen für Gärsubstrate<br />

und Biogasleitungen<br />

9 Sicherheitstechnik: Drucksicherungen,<br />

Sicherheitsventile<br />

10 Blockheizkraftwerk für die gleichzeitige<br />

Strom­ und Wärmeproduktion<br />

11 ggf. Aufbereitungstechnik für die<br />

Umwandlung von Biogas zu Biomethan<br />

12 Lagerbehälter für die ausgefaulten<br />

Gärprodukte ( gf. mit entsprechender<br />

Technik zur Weiterverarbeitung<br />

(Fest­/Flü sigtrennung, Trocknung,<br />

Pe letierung etc.)<br />

1<br />

10<br />

Erdgasnetz<br />

Fast jede Pflanze kann in Biogasanlagen vergoren und zu Strom<br />

und Wärme umgewandelt werden – auch jene, die in der Lebensund<br />

Futtermittelproduktion keine Verwendung finden.<br />

Das bei der Energieerzeugung freigesetzte CO 2 entspricht in etwa<br />

der Menge, die die Pflanzen während Ihres Wachstums gebunden<br />

haben.<br />

Durchwachsene Silphie<br />

Franken-Therme Bad Windsheim<br />

Biogasanlage Bad Windsheim<br />

Regionale Biogasanlage<br />

Biogas trägt dazu bei, dass unsere Felder bunter und artenreicher<br />

werden. Blühende Pflanzen sehen nicht nur schön aus, sie bieten<br />

vor allem Lebensraum für Insekten und Wildtiere und verbessern<br />

die Bodengesundheit.<br />

Die Pflanzen benötigen in der Regel keine Pflanzenschutzmittel,<br />

schonen die Umwelt und schützen den Boden vor Auswaschung.<br />

Wildpflanzenmischung<br />

Wärmeabnehmer Freibad<br />

Die im Fermenter befindlichen Bakterien wandeln die Biomasse, z.B. biologische Abfälle,<br />

nachwachsende Rohstoffe und Gülle, zu Biogas und Gärprodukten um. Das erzeugte Biogas<br />

wird in der Gashaube aufgefangen und von hier über Gasleitungen zum Blockheizkraftwerk<br />

(BHKW) transportiert. Im BHKW wird aus dem Biogas Strom und Wärme erzeugt.<br />

Bei der Ausgestaltung von Biogasanlagen gibt es eine Vielzahl unterschiedlicher Systeme,<br />

Techniken und Funktionsweisen. Der übliche Aufbau umfasst folgende Komponenten:<br />

1<br />

2<br />

9<br />

3<br />

5 4<br />

3<br />

12<br />

8<br />

1 Lager für die zu vergärende Biomasse<br />

(Silo, Annahmestelle, Güllegrube)<br />

2 ggf. Aufbereitung, Sortierungs­ oder<br />

Reinigungssysteme für die zu vergärende<br />

Biomasse oder Reststoffe<br />

3 Einbring­ / Pumptechnik transportiert<br />

die Biomasse in die Fermenter bzw.<br />

aus diesen heraus<br />

4 Rührwerke vermischen die Bakterien<br />

im Fermenter mit der frischen Biomasse<br />

5 Heizung – die übliche Gärtemperatur<br />

liegt bei 40 °C<br />

6 Gasspeicher zur kurz­ und mittelfristigen<br />

Speicherung des Biogases<br />

7 Gasreinigungssysteme zur<br />

Entschwefelung und Entwässerung<br />

Die im Fermenter befindlichen Bakterien wandeln die Biomasse, z.B. biologische Abfälle,<br />

nachwachsende Rohstoffe und Gülle, zu Biogas und Gärprodukten um. Das erzeugte Biogas<br />

wird in der Gashaube aufgefangen und von hier über Gasleitungen zum Blockheizkraftwerk<br />

(BHKW) transportiert. Im BHKW wird aus dem Biogas Strom und Wärme erzeugt.<br />

Bei der Ausgestaltung von Biogasanlagen gibt es eine Vielzahl unterschiedlicher Systeme,<br />

Techniken und Funktionsweisen. Der übliche Aufbau umfasst folgende Komponenten:<br />

1<br />

2<br />

9<br />

3<br />

5 4<br />

3<br />

12<br />

8<br />

1 Lager für die zu vergärende Biomasse<br />

(Silo, Annahmestelle, Güllegrube)<br />

2 ggf. Aufbereitung, Sortierungs- oder<br />

Reinigungssysteme für die zu vergärende<br />

Biomasse oder Reststoffe<br />

3 Einbring- / Pumptechnik transportiert<br />

die Biomasse in die Fermenter bzw.<br />

aus diesen heraus<br />

4 Rührwerke vermischen die Bakterien<br />

im Fermenter mit der frischen Biomasse<br />

5 Heizung – die übliche Gärtemperatur<br />

liegt bei 40 °C<br />

6 Gasspeicher zur kurz- und mittelfristigen<br />

Speicherung des Biogases<br />

7 Gasreinigungssysteme zur<br />

Entschwefelung und Entwässerung<br />

Die im Fermenter befindlichen Bakterien wandeln die Biomasse, z.B. biologische Abfälle,<br />

nachwachsende Rohstoffe und Gülle, zu Biogas und Gärprodukten um. Das erzeugte Biogas<br />

wird in der Gashaube aufgefangen und von hier über Gasleitungen zum Blockheizkraftwerk<br />

(BHKW) transportiert. Im BHKW wird aus dem Biogas Strom und Wärme erzeugt.<br />

Bei der Ausgestaltung von Biogasanlagen gibt es eine Vielzahl unterschiedlicher Systeme,<br />

Techniken und Funktionsweisen. Der übliche Aufbau umfasst folgende Komponenten:<br />

1<br />

2<br />

9<br />

3<br />

5 4<br />

3<br />

12<br />

8<br />

1 Lager für die zu vergärende Biomasse<br />

(Silo, Annahmestelle, Güllegrube)<br />

2 ggf. Aufbereitung, Sortierungs­ oder<br />

Reinigungssysteme für die zu vergärende<br />

Biomasse oder Reststoffe<br />

3 Einbring­ / Pumptechnik transportiert<br />

die Biomasse in die Fermenter bzw.<br />

aus diesen heraus<br />

4 Rührwerke vermischen die Bakterien<br />

im Fermenter mit der frischen Biomasse<br />

5 Heizung – die übliche Gärtemperatur<br />

liegt bei 40 °C<br />

6 Gasspeicher zur kurz­ und mittelfristigen<br />

Speicherung des Biogases<br />

7 Gasreinigungssysteme zur<br />

Entschwefelung und Entwässerung<br />

6<br />

6<br />

8 Pumpleitungen für Gärsubstrate<br />

und Biogasleitungen<br />

9 Sicherheitstechnik: Drucksicherungen,<br />

Sicherheitsventile<br />

10 Blockheizkraftwerk für die gleichzeitige<br />

Strom­ und Wärmeproduktion<br />

11 ggf. Aufbereitungstechnik für die<br />

Umwandlung von Biogas zu Biomethan<br />

12 Lagerbehälter für die ausgefaulten<br />

Gärprodukte (ggf. mit entsprechender<br />

Technik zur Weiterverarbeitung<br />

(Fest­/Flüssigtrennung, Trocknung,<br />

Pelletierung etc.)<br />

8<br />

7<br />

5<br />

8<br />

Wärme<br />

8 Pumpleitungen für Gärsubstrate<br />

und Biogasleitungen<br />

9 Sicherheitstechnik: Drucksicherungen,<br />

Sicherheitsventile<br />

10 Blockheizkraftwerk für die gleichzeitige<br />

Strom- und Wärmeproduktion<br />

11 ggf. Aufbereitungstechnik für die<br />

Umwandlung von Biogas zu Biomethan<br />

12 Lagerbehälter für die ausgefaulten<br />

Gärprodukte (ggf. mit entsprechender<br />

Technik zur Weiterverarbeitung<br />

(Fest-/Flüssigtrennung, Trocknung,<br />

Pelletierung etc.)<br />

FV Anlagenschild A0 quer.indd 1 11.02.16 16:10<br />

6<br />

8<br />

7<br />

5<br />

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Wärme<br />

8<br />

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Wärme<br />

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Strom<br />

11<br />

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Erdgasnetz<br />

10<br />

Strom<br />

Strom<br />

Erdgasnetz<br />

8 Pumpleitungen für Gärsubstrate<br />

und Biogasleitungen<br />

9 Sicherheitstechnik: Drucksicherungen,<br />

Sicherheitsventile<br />

10 Blockheizkraftwerk für die gleichzeitige<br />

Strom­ und Wärmeproduktion<br />

11 ggf. Aufbereitungstechnik für die<br />

Umwandlung von Biogas zu Biomethan<br />

12 Lagerbehälter für die ausgefaulten<br />

Gärprodukte (ggf. mit entsprechender<br />

Technik zur Weiterverarbeitung<br />

(Fest­/Flüssigtrennung, Trocknung,<br />

Pelletierung etc.)<br />

10<br />

10<br />

Erdgasnetz<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

VERBAND<br />

Variable Schilder<br />

Feldschilder<br />

zu einem von Ihnen gewählten Thema mit<br />

unterschiedlichem Layout und unterschiedlicher<br />

Farbgebung.<br />

DIN A0-Format<br />

Bestellnr.: FA-007<br />

Bitte kontaktieren Sie uns!<br />

80 Euro (inkl. Versand)<br />

Diese Biogasanlage<br />

schützt unser Klima<br />

Regional. Verlässlich. Klimafreundlich.<br />

Klimaschutz .<br />

Die Erderhitzung ist die größte Bedrohung für den Fortbestand unseres<br />

Wir müssen unser Klima schützen und den Ausstoß von CO 2<br />

drastisch reduzieren. Jetzt.<br />

Mit den Erneuerbaren Energien haben wir die Chance, dies zu scha fen.<br />

Biogasanlagen leisten einen wichtigen Beitrag auf unserem Weg in eine<br />

klimafreundliche Zukunft.<br />

.durch Biogas<br />

Die Biogasanlage Biogas GmbH erzeugt im Jahr 300.000 Kilowattstunden<br />

Strom. Das entspricht dem Verbrauch von 100 durchschni tlichen<br />

Haushalten.<br />

Die bei der Stromerzeugung anfa lende Wärme wird im Sta l und im<br />

Wohnhaus eingesetzt und außerdem zur Holztrocknung genutzt. In der<br />

Summe spart diese Biogasanlage 450 Tonnen CO 2 ein, die beim Einsatz<br />

fossiler Energieträger wie Kohle und Öl freigesetzt worden wären.<br />

So funktioniert eine Biogasanlage<br />

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

nachwachsende Rohstoffe und Gü le, zu Biogas und Gärprodukten um. Das erzeugte Biogas<br />

wird in der Gashaube aufgefangen und von hier über Gasleitungen zum Blockheizkraftwerk<br />

(BHKW) transportiert. Im BHKW wird aus dem Biogas Strom und Wärme erzeugt.<br />

Bei der Ausgestaltung von Biogasanlagen gibt es eine Vielzahl unterschiedlicher Systeme,<br />

Techniken und Funktionsweisen. Der übliche Aufbau umfa st folgende Komponenten:<br />

Alternative Energiepflanzen<br />

DIN A0-Format<br />

Bestellnr.: FA-003<br />

80 Euro (inkl. Versand)<br />

Dieses Feld liefert Energie<br />

und schützt das Klima<br />

Regional. Verlässlich. Klimafreundlich.<br />

Maisfeld<br />

DIN A0-Format<br />

Bestellnr. FA-002<br />

So funktioniert eine Biogasanlage<br />

Das entspricht 380 Flügen von München nach New York und zurück.<br />

Diese Biogasanlage erzeugt Strom<br />

wenn er gebraucht wird<br />

Regional. Verlässlich. Klimafreundlich.<br />

Biogas ist flexibel!<br />

Immer wenn wir Energie brauchen, kann Biogas liefern:<br />

Bei Tag und Nacht, bei Wind und Wetter. www.biogas.org<br />

So funktioniert eine Biogasanlage<br />

Energie pflanzen ...<br />

Energiepflanzen<br />

... Vielfalt ernten<br />

Diese Biogasanlage schafft<br />

regionale Wertschöpfung<br />

Regional. Verlässlich. Klimafreundlich.<br />

So funktioniert eine Biogasanlage<br />

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

nachwachsende Rohsto fe und Gü le, zu Biogas und Gärprodukten um. Das erzeugte Biogas<br />

wird in der Gashaube aufgefangen und von hier über Gasleitungen zum Blockheizkraftwerk<br />

(BHKW) transportiert. Im BHKW wird aus dem Biogas Strom und Wärme erzeugt.<br />

Bei der Ausgestaltung von Biogasanlagen gibt es eine Vielzahl unterschiedlicher Systeme,<br />

Techniken und Funktionsweisen. Der übliche Aufbau umfa st folgende Komponenten:<br />

Immer wenn wir Energie brauchen, kann Biogas liefern:<br />

Bei Tag und Nacht, bei Wind und Wetter.<br />

www.farbe-ins-feld.de<br />

www.biogas.org<br />

Energie für die Region…<br />

Immer wenn wir Energie brauchen, kann Biogas liefern:<br />

Bei Tag und Nacht, bei Wind und Wetter.<br />

Schild<br />

„So funktioniert eine Biogasanlage“<br />

Zeigen Sie Wanderern und Gästen die Funktionsweise Franken-Therme Bad Winsheim<br />

einer Biogasanlage<br />

Biogas Wärme<br />

Vorteile<br />

Die Franken-Therme ist an das Fernwärmenetz der Stadtwerke Bad<br />

DIN A0-Format<br />

Windsheim angeschlossen. 30 Prozent des Wärmeangebotes der Stadtwerke<br />

werden von der Biogasanlage der Bio-Energie Bad Windsheim<br />

erzeugt.<br />

Bestellnr.: FA-008<br />

80 Euro<br />

(inkl. Versand)<br />

Seit dem Jahr 2009 erzeugt die Biogasanlage Biogas GmbH Strom für 700<br />

Haushalte und versorgt außerdem 26 Privathaushalte, die Schule, das<br />

Altenheim und das Rathaus mit umweltfreundlicher Wärme. Die Substrate<br />

für die Energieerzeugung bezieht die Biogasanlage vo lständig von<br />

Landwirten aus der Umgebung. Das nach der Vergärung entstehende<br />

Gärprodukt geht als hochwertiger Dünger zurück auf die Felder.<br />

www.biogas.org<br />

Die Kilowa tstunde Biogaswärme kostet die Haushalte im Schni t zwei Cent weniger<br />

als die Wärme aus Heizöl.<br />

Durch das bei den Heizkosten gesparte Geld konnte Neustadt neue Sportgeräte für<br />

die Schule kaufen und den Gemeinschaftsraum im Altenheim renovieren.<br />

Der Bau der Anlagenteile, die Wartung und Erweiterung der Biogasanlage generiert<br />

weitere Jobs bei Handwerksbetrieben in der Umgebung.<br />

Vom Anbau vielfältiger Energiepflanzen profitieren die Bienen und mit ihnen die<br />

Imker in der Region.<br />

Immer wenn wir Energie brauchen, kann Biogas liefern:<br />

Bei Tag und Nacht, bei Wind und Wetter. www.biogas.org<br />

Als Kunde der Stadtwerke profitiert die Franken-Therme direkt von der<br />

umwelt- und klimafreundlichen Wärmegewinnung aus Biogas. So<br />

werden die Thermal-Badelandschaft, das Dampferlebnisbad und die<br />

Sauna zu rund einem Drittel mit Biogaswärme beheizt.<br />

– Die Biogaswärme wird in einer Biogasanlage in Bad Windsheim erzeugt:<br />

Dies stärkt die Unabhängigkeit von fossilen Energieimporten und fördert<br />

die Wirtschaftskraft in der Region.<br />

– Durch die umweltfreundliche Biogaswärme werden pro Jahr rund<br />

300.000 Liter Heizöl eingespart und damit knapp 800 Tonnen<br />

Kohlendioxid (CO 2 ) weniger ausgestoßen.<br />

– Neben der Wärme erzeugt die Biogasanlage der Bio-Energie<br />

Bad Windsheim jährlich Strom für mehr als 1.200 Haushalte.<br />

Anlagenschild (individuell)<br />

Informieren Sie Wanderer und Gäste über Ihre Biogasanlage<br />

DIN A0-Format<br />

Bestellnr.: FA-001<br />

80 Euro (inkl. Versand)<br />

Diese Biogasanlage erzeugt<br />

Strom und Wärme<br />

Regional. Verlässlich. Klimafreundlich.<br />

Biogasanlage Bad Windsheim<br />

Die Fakten …<br />

Leistung der Anlage<br />

400 kW el<br />

Mit Strom versorgte Haushalte 800<br />

Wärmebereitstellung<br />

Schwimmbad und Wärmenetz<br />

Eingesetzte Substrate Gülle, Mist,<br />

Landschaftspflegematerial,<br />

Maissilage, Grassilage<br />

Besonderheit an der Anlage<br />

Gärpoduktaufbereitung (Herstellung eines hochwertigen Düngers)<br />

… sprechen für sich!<br />

Logo<br />

Die deutschen Biogasanlagen erzeugen schon heute<br />

Strom für Millionen Haushalte<br />

Biogasanlagen reduzieren den CO 2 -Ausstoß<br />

und produzieren nahezu klimaneutral Strom und Wärme<br />

Biogas-Strom stabilisiert das Stromnetz<br />

und sichert eine gleichmäßige Versorgung<br />

Biogasanlagen<br />

sichern vielen Landwirten die Existenz<br />

In Biogasanlagen vergorene Gülle stinkt nicht und ist<br />

ein hervorragender Dünger<br />

Biogasanlagen bringen<br />

Arbeitsplätze und Wertschöpfung<br />

in die ländliche Region<br />

So funktioniert eine Biogasanlage<br />

Jetzt<br />

alle Schilder<br />

80 Euro<br />

inkl. Versand<br />

So funktioniert eine Biogasanlage<br />

Regional. Verlässlich. Klimafreundlich.<br />

Bei der Ausgestaltung von Biogasanlagen<br />

gibt es eine Vielzahl unterschiedlicher<br />

Systeme, Techniken und<br />

Funktionsweisen. Der übliche Aufbau<br />

umfasst folgende Komponenten:<br />

Immer wenn wir Energie brauchen, kann Biogas liefern:<br />

Bei Tag und Nacht, bei Wind und Wetter.<br />

www.biogas.org<br />

1<br />

11<br />

2<br />

6<br />

8<br />

9<br />

7<br />

3<br />

Erdgasnetz<br />

5 4<br />

5<br />

10<br />

8<br />

3<br />

12<br />

8<br />

Strom<br />

Wärme<br />

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

www.biogas.org<br />

Wärmeschild groß<br />

(allgemein)<br />

mit allgemeinen Informationen<br />

zum Einsatz von Biogaswärme<br />

DIN A0-Format<br />

Bestellnr.: FA-006<br />

80 Euro (inkl. Versand)<br />

(individuell)<br />

mit Ihren individuellen Angaben<br />

zum Wärmenutzungskonzept<br />

DIN A0-Format<br />

Bestellnr.: FA-005<br />

Fermenter<br />

Banner<br />

2x3 m wetterfeste Folie<br />

Wahlweise mit Ihrem Logo<br />

und Ihrer Homepage<br />

Bestellnr.: WV-019<br />

90 Euro<br />

(inkl. Versand)<br />

Diese Biogasanlage<br />

liefert Energie<br />

und schützt das Klima!<br />

Diese Biogasanlage<br />

liefert Energie<br />

und schützt das Klima!<br />

www.biogas.org<br />

www.biogas.org<br />

BIOGAS Wärme<br />

Regional. Verlässlich. Klimafreundlich.<br />

Umweltfreundliche Wärme – vom Land, für’s Land<br />

Biogas Wärme …<br />

In Deutschland gibt es viele tausend Biogasanlagen, die umweltfreundliches<br />

Biogas erzeugen. Dieser Energieträger wird mittels eines Motors<br />

im Blockheizkraftwerk in Strom umgewandelt. Die dabei frei werdende<br />

Wärme sichert die lokale Versorgung und dient als Heizenergie in:<br />

• öffentlichen Einrichtungen, z.B. Schwimmbädern, Schulen, Turnhallen<br />

• Wohngebieten und Bioenergie-Dörfern<br />

• Ställen und Gewächshäusern<br />

• Unternehmen, z.B. Gärtnereien, Gastronomie, Industrie<br />

… aus der Region<br />

Immer wenn wir Energie brauchen, kann Biogas liefern:<br />

Bei Tag und Nacht, bei Wind und Wetter.<br />

Biogaswärme wird in einer nahe gelegenen Biogasanlage erzeugt. Dies stärkt die<br />

Unabhängigkeit von fossilen Energieimporten und fördert die Wirtschaftskraft in<br />

der Region.<br />

Viele Dörfer und Kommunen setzen auf Biogas, um eine autarke Energieversorgung<br />

vor Ort anzubieten.<br />

Mit Biogaswärme können die jährlichen Kosten für Wärmeenergie deutlich gesenkt<br />

und langfristig stabil gehalten werden.<br />

Durch die umweltfreundliche Biogaswärme wird Heizöl bzw. Erdgas eingespart und<br />

damit weniger Kohlendioxid (CO 2 ) ausgestoßen.<br />

So funktioniert eine Biogasanlage<br />

www.biogas.org<br />

Bestellungen bitte per E-Mail an info@biogas.org<br />

www.biogas.org<br />

127

VERBAND<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

ENERGIEPOLITISCHER AUSBLICK <strong>2021</strong><br />

„Es braucht dringend mehr Ambitionen für Klimaschutz<br />

und einen zukunftsfähigen Standort“<br />

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

Das Jahr 2020 blieb energiepolitisch<br />

weit hinter den Erwartungen<br />

zurück, denn erst wurde<br />

unendlich lange über den Solardeckel<br />

und über Abstände<br />

von Windenergieanlagen gestritten, die<br />

Maßnahmen für Wärme- und Verkehrswende<br />

waren zu zögerlich und schließlich lässt<br />

die Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes<br />

(EEG) einen neuen Aufbruch für die<br />

Energiewende im Stromsektor vermissen.<br />

Dabei braucht es dringend mehr Ambition<br />

für Klimaschutz und einen zukunftsfähigen<br />

Standort. Im kommenden Wahljahr<br />

muss es deshalb aus Sicht der Erneuerbare-Energien-Branche<br />

einen Wettbewerb<br />

um die besten Konzepte, Instrumente und<br />

Maßnahmen für eine klimafreundliche<br />

und sichere Energieversorgung sowie zukunftssichere<br />

Arbeitsplätze geben. Dies<br />

ist besonders relevant, solange die Coronapandemie<br />

und ihre wirtschaftlichen<br />

Folgen noch nicht gebannt sind und nachhaltige<br />

Konjunkturimpulse gesetzt werden<br />

müssen.<br />

Im Krisenjahr 2020 haben die Erneuerbaren<br />

wie kein anderer Energieträger Resilienz<br />

auf den Märkten und in der Versorgung<br />

gezeigt. Diesen Trend gilt es fortzusetzen,<br />

hierfür braucht es entsprechende Rahmenbedingungen.<br />

Den notwendigen Druck<br />

hierfür wird auch die Bewegung „Fridays<br />

for Future“ erzeugen, denn die Einschläge<br />

der Klimakrise kommen immer näher:<br />

Hitze- und Wirbelsturmrekorde, flächendeckende<br />

Überschwemmungen und nie<br />

dagewesene Waldbrände beeinträchtigen<br />

das Leben in vielen Teilen der Welt.<br />

Konkret heißt das für die deutsche Gesetzgebung:<br />

Das EEG muss dahingehend nachgebessert<br />

werden, dass mit realistischen<br />

Ausbaupfaden dem wachsenden Bedarf<br />

an sauberem Strom für Elektromobilität,<br />

Wärmepumpen und Grünen Wasserstoff<br />

Rechnung getragen wird. Hierzu müssen<br />

Marktbarrieren beseitigt und die vielen<br />

Möglichkeiten der Erneuerbaren Energien<br />

angereizt werden. Denn sie sind zur zentralen<br />

Säule des Stromsystems geworden.<br />

Zudem ist der Strommarkt so auf die<br />

Erneuerbaren Energien auszurichten,<br />

dass deren Kostenvorteile auch bei den<br />

Verbraucher*innen ankommen. Eine Begrenzung<br />

der EEG-Umlage muss zu einer<br />

nachhaltigen Senkung der Strompreise<br />

führen. Dazu gehören in einem ersten<br />

Schritt reformierte Finanzierungsmechanismen<br />

der Umlage. Daneben braucht es<br />

mehr Verbraucher- und Erzeugerflexibilität<br />

und eine vermehrte Nutzung von Speichern.<br />

Im kommenden Jahr wird der BEE<br />

hierzu eine detaillierte Studie zum neuen<br />

Strommarktdesign präsentieren.<br />

Auch die Erneuerbare Wärme muss endlich<br />

an Dynamik gewinnen. Die „Renovation<br />

Wave“ der EU-Kommission sieht die<br />

umfassende energetische Modernisierung<br />

des europäischen Gebäudebestands vor.<br />

Der Heizungs- und Anlagenbau ist ein<br />

riesiger Wachstumsmarkt, wenn Erneuerbare<br />

Heizsysteme zu global wettbewerbsfähigen<br />

Preisen angeboten werden. Hierfür<br />

braucht es weitere Anreize. Die Kernforderungen<br />

des BEE für die Bundestagswahl<br />

<strong>2021</strong> umfassen einen Instrumenten-Mix<br />

aus Ordnungsrecht, CO2-Preissignalen<br />

und Förderpolitik, die dem Ausbau von<br />

Wärmepumpen, Holzheizungen (Pellets,<br />

Hackschnitzel), Solarthermie und Geothermie<br />

sowie Biogas Schwung verleihen.<br />

Auch im Mobilitätssektor stehen Technologien<br />

zur Verfügung, aber die Antriebswende<br />

zu effizienten Elektroautos muss noch<br />

schneller vollzogen und am besten ein<br />

Ausstiegsdatum für den Verbrennungsmotor<br />

benannt werden. Der Bestandsverkehr<br />

ist wachsend mit sauberen Kraftstoffen zu<br />

versorgen und dafür die Treibhausgasminderungsquote<br />

auf 50 Prozent bis 2030 zu<br />

steigern. Und die Mindestanteile für fortschrittliche<br />

Biokraftstoffe sind auf 3,5 Prozent<br />

bis 2030 hochzusetzen.<br />

Darüber hinaus sind für Schwerlast-, Zugund<br />

Flugverkehr Batterieantriebe oder<br />

PtX-Kraftstoffe, wie Grüner Wasserstoff,<br />

in ausreichenden Mengen bereitzustellen.<br />

Grüner Wasserstoff wird vor allem<br />

auch zur Dekarbonisierung der Industrie<br />

benötigt. <strong>2021</strong> ist deshalb der heimische<br />

Markthochlauf zu organisieren. Eine<br />

Studie im Auftrag des Landesverbandes<br />

Erneuerbare Energien NRW und des BEE<br />

hat gezeigt, dass der Aufbau einer entsprechenden<br />

heimischen Infrastruktur<br />

mit immensen positiven Wirkungen für<br />

Beschäftigung und Wertschöpfung einhergehen<br />

würde.<br />

Mit dem 1. Januar startet außerdem das nationale<br />

Emissionshandelssystem (nEHS).<br />

Während die Emissionen der Industrie<br />

und der Energiewirtschaft in Deutschland<br />

größtenteils bereits durch den Europäischen<br />

Emissionshandel (EU-ETS) erfasst<br />

werden, entsteht nun auch für Emissionen<br />

im Wärme- und Verkehrsbereich die<br />

Notwendigkeit zur Emissionsminderung.<br />

Jedoch ist der Preis für die Zertifikate, die<br />

für den Emissionsausstoß erworben werden<br />

können, viel zu gering. Auch die europäische<br />

Richtlinie RED ll ist bis Mitte <strong>2021</strong> in<br />

nationales Recht umzusetzen und es sind<br />

verlässliche Eckpunkte zur Stärkung der<br />

Bürgerenergie zu schaffen.<br />

Es bleibt also viel zu tun im kommenden<br />

Jahr, um einen neuen energie- und klimapolitischen<br />

Aufbruch zu organisieren.<br />

Es besteht die Chance, Bürgerinnen und<br />

Bürger, Landwirte, das Handwerk und die<br />

Industrie an der Transformation der Energieversorgung<br />

teilhaben zu lassen. Diese<br />

sollten wir nutzen.<br />

128

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

VERBAND<br />

Hackl Schorsch mit neuer Homepage<br />

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Mit dem Start in die neue Rodelsaison<br />

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Leben“, „Mein Engagement“ und „Meine<br />

Antworten“ gibt der dreifache Rodel-Olympiasieger<br />

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in sein bewegtes Leben. Im knapp vierminütigen<br />

Trailer lässt er den Gewinn seiner<br />

letzten Goldmedaille Revue passieren, beschreibt<br />

den Übergang vom aktiven Sportler<br />

zum Trainer und erklärt, was ihn neben<br />

dem Sport im Leben umtreibt und wofür er<br />

sich heute engagiert.<br />

Besonders wichtig ist ihm dabei der Klimaund<br />

Umweltschutz, was ihn letztlich auch<br />

zum Biogas geführt hat. Die Welt auch für<br />

kommende Generationen lebenswert erhalten<br />

und Wintersport weiterhin im Winter<br />

möglich zu machen – das ist seine Motivation.<br />

Und beim Sport gewinnen möchte er<br />

natürlich nach wie vor.<br />

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129

RECHT<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

CLEARINGSTELLE EEG | KWKG<br />

Votum zum Emissionsminimierungsbonus und<br />

Schiedsspruch zu Satelliten-BHKW veröffentlicht<br />

Die Clearingsstelle hat ein Votum zu Nachweisfragen beim Emissionsminimierungsbonus<br />

und einen Schiedsspruch zur Eigenständigkeit eines Satelliten-BHKW bei der Versorgung<br />

eines Wärmenetzes gemeinsam mit der Vor-Ort-Anlage veröffentlicht.<br />

Von Dr.-Ing. Natalie Mutlak und Martin Teichmann<br />

Im Votum 2020/15 1) zu Nachweisfragen beim Emissionsminderungsbonus<br />

hat die Clearingstelle geklärt,<br />

dass beim Zubau eines Blockheizkraftwerks<br />

(BHKW) die Einhaltung der Formaldehydgrenzwerte<br />

für den Emissionsminimierungsbonus nicht<br />

zwingend durch eine Gesamtbescheinigung nachzuweisen<br />

ist. Zwischen den Parteien war streitig, ob der<br />

Anlagenbetreiber einen Anspruch auf Auszahlung des<br />

sogenannten Emissionsminimierungsbonus hat, wenn<br />

nach der Erweiterung einer Biogasanlage zwei separate<br />

behördliche Bescheinigungen für jedes einzelne BHKW<br />

ausgestellt wurden und keine Gesamtbescheinigung<br />

für beide BHKW.<br />

Der Anlagenbetreiber betrieb zunächst mehrere Jahre<br />

eine Biogasanlage mit einem BHKW, für die er beim<br />

Netzbetreiber jährliche Bescheinigungen über die Einhaltung<br />

des einschlägigen Formaldehydgrenzwertes<br />

einreichte und auf dieser Grundlage den Emissionsminimierungsbonus<br />

für Bestandsanlagen (gemäß Paragraf<br />

66 Absatz 1 Nummer 4a) EEG 2009 in Verbindung<br />

mit Paragraf 100 Absatz 1 Satz 1 Nummer 10c) EEG<br />

2017) erhielt.<br />

Sodann baute der Anlagenbetreiber unterjährig ein<br />

weiteres BHKW zu seiner Biogasanlage hinzu. Für das<br />

zugebaute BHKW wurde erst einige Monate später die<br />

Formaldehydmessung für die anschließend erteilte Bescheinigung<br />

über die Einhaltung der entsprechenden<br />

Grenzwerte durchgeführt. Erst im Nachfolgejahr ließ<br />

der Anlagenbetreiber die Formaldehydmessung für die<br />

gesamte Biogasanlage (beide BHKW) durchführen, auf<br />

deren Grundlage anschließend eine Gesamtbescheinigung<br />

über die Einhaltung der Formaldehydgrenzwerte<br />

für die Gesamtanlage ausgestellt wurde.<br />

Bei zugebauten BHKW sofort<br />

Emissionsmessung durchführen<br />

In dem Votum 2020/15 hat die Clearingstelle festgestellt,<br />

dass der Anlagenbetreiber seit dem Zeitpunkt, an<br />

dem das zweite BHKW hinzugebaut wurde, bis zu dem<br />

Zeitpunkt der Messung der Formaldehydemissionen,<br />

die deren Einhaltung auch für das zweite BHKW bestätigte,<br />

keinen Anspruch auf den Emissionsminimierungsbonus<br />

hatte, da in diesem Zeitraum der Nachweis<br />

über die Einhaltung der Formaldehydgrenzwerte nicht<br />

für die gesamte Anlage geführt war. Nach Wortlaut und<br />

Zweck des Emissionsminimierungsbonus kommt zudem<br />

nicht infrage, den Bonus nur anteilig für eines von<br />

mehreren BHKW einer Anlage zu gewähren.<br />

Für das zugebaute BHKW lag ein Nachweis über die<br />

Einhaltung der Formaldehydgrenzwerte erst ab dem<br />

Zeitpunkt der Messung am zugebauten BHKW vor. Die<br />

sogenannte Stetigkeitsfiktion 2) , der zufolge davon ausgegangen<br />

wird, dass auch im Zeitraum zwischen zwei<br />

(positiven) Messungen die Grenzwerte eingehalten werden,<br />

greift nicht rückwirkend und im zu beurteilenden<br />

Fall nicht für das zugebaute BHKW. Auch kann nicht<br />

von der nachweislichen Einhaltung der Formaldehydgrenzwerte<br />

des ersten BHKW auf das zweite BHKW<br />

FOTO: ADOBE STOCK_SHDROHNENFLY<br />

130

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

RECHT<br />

geschlossen werden, da diese unterschiedliche Aggregate<br />

sind, die unterschiedlich gefahren werden (können), spezielle<br />

Motoreigenschaften aufweisen und jeweils eigene<br />

Emissionen abgeben.<br />

Weiterhin hat die Clearingstelle im Votum 2020/15 geklärt,<br />

dass der Anspruch auf den Emissionsminimierungsbonus<br />

für die gesamte Biogasanlage ab dem Zeitpunkt der Grenzwert<br />

eingehaltenen Messung der Formaldehydgrenzwerte<br />

für das zugebaute BHKW bestand und nicht erst ab dem<br />

Zeitpunkt der gemeinsamen Messung im Folgejahr.<br />

Stetigkeitsfiktion erhalten geblieben<br />

Denn beide BHKW hatten zu diesem Zeitpunkt jeweils für<br />

sich genommen im betreffenden Zeitraum die Formaldehydgrenzwerte<br />

nachweislich eingehalten. Für das BHKW-1 griff<br />

die sogenannte Stetigkeitsfiktion, da bereits für das vorherige<br />

Kalenderjahr eine Grenzwert eingehaltene Messung der<br />

Formaldehydgrenzwerte und eine anknüpfende Bescheinigung<br />

vorlag. Im von der Clearingstelle zu beurteilenden Fall<br />

war kein Grund ersichtlich, warum die Stetigkeitsfiktion für<br />

das erste BHKW durch die Inbetriebsetzung des zweiten<br />

BHKW erlöschen sollte, da sich für das erste BHKW nichts<br />

am technischen Anlagenkonzept geändert hatte.<br />

Schließlich wird im Votum 2020/15 festgestellt, dass es für<br />

den Anspruch auf den Emissionsminimierungsbonus nicht<br />

zwingend erforderlich ist, bei einer aus mehreren BHKW<br />

bestehenden Anlage den Nachweis über die Einhaltung der<br />

Formaldehydgrenzwerte für die Gesamtanlage durch eine<br />

Gesamtbescheinigung zu führen. Denn Sinn und Zweck der<br />

Regelung sprechen dafür, dass es nicht auf die Form der<br />

Bescheinigung ankommen soll, sondern auf die tatsächliche<br />

Einhaltung der Grenzwerte der TA Luft. Im Ergebnis<br />

ist damit unerheblich, ob der Nachweis durch zwei Einzelbescheinigungen<br />

oder eine Gesamtbescheinigung geführt<br />

wird, sofern dadurch eindeutig der Nachweis für die gesamte<br />

Anlage erbracht wird.<br />

Schiedsspruch zur Eigenständigkeit eines<br />

Satelliten-BHKW bei Einspeisung von<br />

Vor-Ort-Anlage und Satelliten-BHKW in ein<br />

gemeinsames Wärmenetz<br />

Im Schiedsspruch 2020/24 3) hat die Clearingstelle geklärt,<br />

dass im konkreten Fall die Vor-Ort-Anlage und das Satelliten-BHKW<br />

zwei rechtlich eigenständige Anlagen sind, auch<br />

wenn sie in ein gemeinsames Wärmenetz einspeisen. Zwischen<br />

den Parteien war streitig, ob das Satelliten-BHKW des<br />

Anlagenbetreibers seine Eigenständigkeit als EEG-Anlage<br />

behält, wenn zwei zuvor hydraulisch eigenständige Nahwärmenetze,<br />

in die jeweils entweder das Satelliten-BHKW oder<br />

die Vor-Ort-Anlage Wärme einspeisen, miteinander verbunden<br />

werden und Satelliten-BHKW und Vor-Ort-Anlage<br />

nunmehr gemeinsam in das verbundene Nahwärmenetz<br />

einspeisen.<br />

Der Anlagenbetreiber betreibt außerhalb einer Ortschaft<br />

eine im Jahr 2007 in Betrieb genommene Biogasanlage<br />

(Vor-Ort-Anlage), die nahezu durchgehend mit voller Auslastung<br />

betrieben wird, sowie ein von der Vor-Ort-Anlage<br />

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131

RECHT<br />

BIOGAS JOURNAL | 1_<strong>2021</strong><br />

etwa 800 bis 1.000 Meter entferntes, in der Ortsmitte<br />

befindliches und im Jahr 2011 in Betrieb genommenes<br />

Satelliten-BHKW als eigenständige EEG-Anlage,<br />

das bei variierender Leistung betrieben wird. Beide<br />

Standorte weisen eigene Heizzentralen auf. Die in dem<br />

Satelliten-BHKW erzeugte Wärme wird vorwiegend in<br />

ein Nahwärmenetz eingespeist, das sich in der Ortsmitte<br />

befindet.<br />

Die in der Vor-Ort-Anlage erzeugte Wärme wird teilweise<br />

in ein zweites Nahwärmenetz eingespeist, das aufgrund<br />

der erst nach Planung und Errichtung des ersten Wärmenetzes<br />

weiter zugenommenen Nahwärmenachfrage<br />

errichtet wurde und weiter ausgebaut werden soll. Eine<br />

bloße Erweiterung des ersten Wärmenetzes war nicht<br />

möglich, da das Satelliten-BHKW den höheren Bedarf<br />

allein nicht decken und an seinem Standort aus genehmigungsrechtlichen<br />

Gründen nicht durch ein weiteres<br />

BHKW ergänzt werden konnte. Beide Nahwärmenetze<br />

versorgen derzeit je eine mittlere zweistellige Anzahl<br />

von Einfamilienhäusern mit Wärme. Der Anlagenbetreiber<br />

plant, beide Nahwärmenetze zu verbinden, um die<br />

Wärmeversorgung zu optimieren und die Versorgungssicherheit<br />

zu erhöhen.<br />

Satelliten-BHKW: rechtliche<br />

Eigenständigkeit blieb bestehen<br />

Im Schiedsspruch 2020/24 hat die Clearingstelle<br />

festgestellt, dass im vorliegenden Fall durch die Verbindung<br />

der beiden Nahwärmenetze die rechtliche<br />

Eigenständigkeit des Satelliten-BHKW als EEG-Anlage<br />

nicht beeinflusst wird. Denn im Ergebnis ist das Satelliten-BHKW<br />

unter Zugrundelegung der Kriterien der<br />

Empfehlung 2012/19 4) der Clearingstelle auch nach<br />

der Zusammenlegung der Wärmenetze weiterhin betriebstechnisch<br />

selbstständig von der Vor-Ort-Anlage.<br />

Dass sowohl Satelliten-BHKW als auch Vor-Ort-Anlage<br />

nach der Verschmelzung beider Nahwärmenetze in ein<br />

gemeinsames Wärmenetz einspeisen, spricht für sich<br />

allein genommen noch nicht gegen die betriebstechnische<br />

Selbstständigkeit. Denn das Wärmenetz an sich<br />

stellt in der Regel keine einzelne Wärmesenke im Sinne<br />

der Kriterien der Empfehlung 2012/19 dar, sondern<br />

zunächst lediglich ein Transportmedium. Vielmehr sind<br />

als Wärmesenken zunächst die an das Wärmenetz angeschlossenen<br />

Verbraucher zu verstehen.<br />

Nur in Ausnahmefällen sind (in der Regel kleine und<br />

„private“ bzw. einer zusammenhängenden Hauptversorgungsaufgabe<br />

gewidmete) Wärmenetze, deren angeschlossene<br />

Verbraucher vollständig oder überwiegend<br />

funktional zusammenhängen und ein „Gesamtnutzungskonzept“<br />

bilden, das gegebenenfalls einem übergeordneten<br />

gemeinsamen Ziel oder herzustellenden<br />

Produkt dient (zum Beispiel bei einem landwirtschaftlichen<br />

Betrieb mit mehreren Gebäuden und Verbrauchern),<br />

mit einer einzigen Wärmesenke gleichzusetzen.<br />

Eine derartige Konstellation liegt hier nicht vor, da<br />

eine Vielzahl unterschiedlicher Einfamilienhäuser bzw.<br />

Haushalte mit voneinander unabhängigem Wärmeabruf<br />

gegeben ist. Ausschlaggebend für die betriebstechnische<br />

Selbstständigkeit des Satelliten-BHKW ist hier<br />

vor allem die Tatsache, dass das Betriebskonzept nicht<br />

alternativ durch ein „großes“ BHKW realisiert werden<br />

konnte bzw. könnte.<br />

Zum einen unterscheidet sich die technische Betriebsweise<br />

der BHKW an den beiden Standorten in Ansteuerung<br />

und Leistungsabruf. Die Fahrweise bzw. das Betriebskonzept<br />

des Satelliten-BHKW würde sich zudem<br />

im konkreten Fall auch nicht ändern, wenn die Vor-Ort-<br />

Anlage wegfiele. Zum anderen war unter Berücksichtigung<br />

der historischen Entwicklung der beiden Wärmenetze<br />

der derzeitige und zukünftige Wärmebedarf<br />

zum Zeitpunkt der Errichtung des Satelliten-BHKW<br />

und des ersten Wärmenetzes nicht vorherzusehen und<br />

nicht planbar.<br />

1)<br />

Abrufbar unter: https://www.clearingstelle-eeg-kwkg.<br />

de/votv/2020/15.<br />

2)<br />

Vergleiche dazu Hinweis 2009/28 der Clearingstelle,<br />

abrufbar unter https://www.clearingstelle-eeg-kwkg.<br />

de/hinwv/2009/28.<br />

3)<br />

Abrufbar unter: https://www.clearingstelle-eeg-kwkg.<br />

de/schiedsrv/2020/24.<br />

4)<br />

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Dr.-Ing. Natalie Mutlak<br />

ist Mitglied und<br />

Martin Teichmann<br />

Technischer Koordinator der Clearingstelle EEG|KWKG<br />

Charlottenstraße 65 · 10117 Berlin<br />

030/20 61 416-0<br />

post@clearingstelle-eeg-kwkg.de<br />

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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 />

Tel. 0 54 09/9 06 94 26<br />

E-Mail: martin.bensmann@biogas.org<br />

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E-Mail: info@bb-rb.de<br />

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Druck: Druckhaus Fromm, Osnabrück<br />

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 />

134

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