1_2017 Leseprobe

www.biogas.org Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 50073 | 20. Jahrgang
1_2017
Bi
seit 20 jahren
GaS Journal
Das Fachmagazin der Biogas-Branche
Rückblick BIOGAS Convention
in Hannover S. 18
Tierschutz: Drohne
findet Rehkitze S. 58
Welche Maissorte für die
Biogasanlage? S. 78
Batterie
speicher
xxl

Inhalt
Biogas Journal | 1_2017
2

Biogas Journal | 1_2017 Editorial
Kommt der Ausstieg
vom EEG?
Liebe Leserinnen und Leser,
in den Zeitungen war kürzlich zu lesen,
dass der CDU-Wirtschaftsflügel die Abschaffung
der Ökostromförderung plane. In
einem Diskussionspapier fordern Abgeordnete
der Christdemokraten, die Idee in das
Wahlprogramm 2017 aufzunehmen. Das
EEG solle bis zum Ende der kommenden
Wahlperiode gestrichen werden.
Von vielen Seiten gab es teils heftigen Widerstand
– selbst Wirtschaftsminister Sigmar
Gabriel war dagegen: Die Förderung bis
2021 komplett abzuschaffen, hält er für
nicht sinnvoll und stellte klar: „Die Energiewende
ist nicht rückabzuwickeln.“ Der
Minister rechnet für die kommenden Jahre
eher noch damit, dass der Bedarf an Strom
in Deutschland weiter steigen wird, unter
anderem durch Elektroautos.
Wer sich nun in Sicherheit wiegt und
glaubt, die Diskussion ist damit bereits abgeschlossen,
der liegt meiner Ansicht nach
vollkommen falsch. Die Politik in Berlin
bereitet sich aktuell auf den Bundestagswahlkampf
vor – und offensichtlich ist auch
die Förderung der Erneuerbaren Energien
ein Thema. Allerdings ist nicht davon auszugehen,
dass die Energiepolitik von CDU/
CSU und SPD zum Wahlkampfthema Nr.
1 mutiert. Zu groß sind die Ängste in den
Parteien, dass insbesondere die Grünen
von der Auseinandersetzung um das Thema
profitieren könnten.
Aber wir müssen uns in der Branche jetzt
mit der Frage beschäftigen, ob und wie es
mit der EEG-Systematik weitergeht. Die
Vorbehalte in der Gesellschaft gegenüber
der Energiewende und der Förderung Erneuerbarer
Energien sind durchaus greifbar.
Dabei sehen die einen oft die EEG-
Umlage im Vordergrund und deren Wirkung
auf Wirtschaft und Haushalte. Andere kritisieren
schlicht die staatliche Steuerung.
Ich glaube, dass sich die Erneuerbaren
Energien gerne auf einem freien Markt behaupten
würden – aber einen echten Markt
gibt es heute nicht. Wenn ich im Sommer
zu viele Kirschen an meinem Baum habe,
kann ich diese ohne Probleme in der Nachbarschaft
anbieten – den Strom aus meiner
Solaranlage aber darf ich nicht frei
verkaufen!? Ein ganzer Regelungsteppich
verhindert, dass Energie frei gehandelt
wird. Vieles, was woanders durch Angebot
und Nachfrage gelöst wird, braucht hier ein
kompliziertes Dickicht aus Paragrafen und
Sanktionen.
Gleichzeitig werden unsere Wettbewerber,
die alten fossilen Kraftwerke, noch immer
geschont. Der Klimaplan und dessen Diskussion
hat dies offenbart, aber auch der
gefundene Atomkompromiss zeigt dies
deutlich. Solange wir die Folgekosten der
dreckigen fossilen Produktion nicht in den
Energiepreisen wiederfinden, solange wir
nicht faire Bedingungen auf dem Energiemarkt
haben, halte ich jede Diskussion
über die Abschaffung des EEG für nicht
legitim.
Wie Herr Gabriel schon angeführt hat,
wird in der Mobilität künftig mehr Strom
benötigt, und der sollte natürlich sauber
sein. Wie schnell nun Elektroautos den
Markt erobern, liegt neben dem Preis für
den Energieträger auch an der Leistungsfähigkeit
und dem Preis der Batterien. Im
stationären Bereich gibt es bereits erste
Projekte (siehe Artikel ab Seite 35), die
Netzschwankungen ausgleichen und das
Stromnetz bei volatiler Produktion stützen.
Technisch könnte ein am Netz angeschlossenes
Elektroauto diese Dienstleistung
ebenfalls übernehmen.
Beim Blick auf das große Ganze wird aber
erkennbar, wie wichtig Mobilität für den Klimaschutz
ist. Es wird dort etwa der gleiche
Energiebedarf benötigt wie im Stromsektor.
Einige Mitglieder in der Branche sind bereits
elektrisch unterwegs, ob mit der Bahn
oder dem E-Auto. Andere nutzen Biogas direkt
als Kraftstoff im Schlepper (siehe auch
den Erfahrungsbericht ab Seite 48).
In der Mobilität als auch beim EEG greifen
die Dinge ineinander. Sie sind komplex und
bedürfen einer klugen, zielgerichteten und
zeitlichen Steuerung. Die CDU- Abgeordneten
sollten sich daher zuerst um eine stetig
steigende direkte Belastung der fossilen
Energieträger bemühen, bevor sie durch
eine unselig geführte Debatte um das EEG
den Bock zum Gärtner machen.
Herzlichst Ihr
Dipl.-Ing. (FH) Hendrik Becker,
Vizepräsident des Fachverbandes Biogas e.V.
3

Inhalt
Biogas Journal | 1_2017
18
TITELTHEMA
34 Große Batteriespeicher
tragen zur Systemintegration
bei
Von Thomas Gaul
40 Smarte Prosumer
braucht das Land
Von EUR.-Ing.
Marie-Luise Schaller
speicherxxl
Batterie
Editorial
3 Kommt der Ausstieg vom EEG?
Hendrik Becker, Vizepräsident des
Fachverbandes Biogas e.V.
AKTUELLES
6 Meldungen
8 Bücher & Termine
10 Biogas-Kids
11 Im Bioabfall steckt noch mehr drin
Von Thomas Gaul
14 Gasspeicher intelligent managen
Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph
BIOGAS Convention
18 Die Chancen der Ausschreibung nutzen
Von Thomas Gaul
22 Anlagenzertifikat: Erfahrungen
aus der Praxis
Von Thomas Gaul
24 Mit Sicherheit zu unfallfreien
Biogasanlagen
Von Thomas Gaul
26 Rentablen Anlagenbetrieb und
Standortpotenziale diskutiert
Von Thomas Gaul
27 Die Stimmung bessert sich
Von Thomas Gaul
POLITIK
28 Die Bundesregierung tritt das
Verursacherprinzip in die Tonne
Von Bernward Janzing
32 Zuschaltbare Last an den
Erneuerbaren vorbei
Von Dierk Jensen
PRAXIS
44 Sektorenkopplung schreitet voran
Studie: Dezentralität spart die Hälfte
des Übertragungsnetzausbaus
Von Dipl.-Ing. Heinz Wraneschitz
48 Blau ist die Hoffnung
Von Dierk Jensen
51 „Methanisierung marktreif machen“
Von Dipl.-Geograph Martin Frey
54 Ein Netz „von unten nach oben“
Von Christian Dany
58 Drohne schützt Rehkitze bei
Energiepflanzenernte
Von Bernward Janzing
60 Novelle TA Luft
Welche Konsequenzen hat sie für den
BHKW-Betreiber?
Von Dr. Stefan Binder
64 Kreuzfahrtschiffe
Reststoffpotenziale zur Biogaserzeugung
schlummern im Rumpf
Von Jessica Hudde, Maik Orth
und Thilo Seibicke
4

Biogas Journal | 1_2017 Inhalt
titelFoto: Thomas Gaul i Fotos: Fachverband Biogas e.V., Thomas Gaul , AIDA CRUISES , fotolia_atoss
64 78
WISSENSCHAFT
68 Stärkere Wärmenutzung in
Biogasanlagen kann sich lohnen
Von Prof. Dr. Carsten Herbes
und Verena Halbherr
72 Wärmenetze mit Schlüsselfunktion für
die Energiewende
Von PD Dr. Marianne Karpenstein-Machan
78 Welcher Maissortentyp für die
Biogasanlage?
Von Jürgen Rath, Antje Herrmann,
Hauke Heuwinkel, Vasilis Dandikas
und Fabian Lichti
86 Futtergräser: Lässt sich deren Effizienz
als Biomasselieferant steigern?
Von Dr. Bernhard Ohnmacht
INTERNATIONAL
Kolumbien
90 Die Kunst des Downsizing
Von Claudia Lohmann
VERBAND
Aus der Geschäftsstelle
94 Biogas Convention erfolgreich veranstaltet
Von Dr. Stefan Rauh und
Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk
98 Aus den Regionalgruppen
100 Aus den Regionalbüros
106 Klimaschutz light
Von Harald Uphoff, BEE
108 „Bihugas“ – den Urlaubern zuliebe
Von Bernward Janzing
110 Schwäbische Tüftler wagen den Neustart
Von Bernward Janzing
RECHT
112 Illegaler Anlagenbetrieb – ich doch nicht!?
Von Dr. Helmut Loibl
114 Impressum
Beilagenhinweis:
Das Biogas Journal enthält Beilagen
der Firmen greentec, renergie,
Schaumann, der Messe Offenburg
und des Fachverbandes Biogas.
5

Aktuelles
Biogas Journal | 1_2017
Trockeneis und Biomethan
Flüssiger Energiespeicher: Prof. Dr. Josef Hofmann
zeigt, wie eiskaltes Biomethan gewonnen wird.
Die Verbindung ist tausendmal energiereicher als
Biogas.
Landshut – Wissenschaftler der Hochschule
Landshut haben sich in einem Projekt mit
der Verflüssigung von Biomethan und der
parallelen Herstellung von Trockeneis beschäftigt.
Anlagenbetreiber können derzeit
noch mit einem festen Tarif für den Strom
rechnen, den sie 365 Tage im Jahr ins Netz
einspeisen. Dieser Deal läuft 2020 aus.
Viele Anlagenbetreiber müssen sich künftig
überlegen, ob sie ihre Anlagen stilllegen,
in die Ausschreibungssystematik wechseln
oder eine andere Wertschöpfung mit ihren
Anlagen erzielen.
Die Lösung lautet: Biogas umwandeln
in flüssiges Biomethan. Der Clou: „Biomethan
ist tausendmal energiereicher als
Biogas“, sagt Prof. Dr. Josef Hofmann. Das
macht die Flüssigkeit zum begehrten Energiespeicher.
Über Monate kann sie stabil
in wärmeisolierten Tanks gelagert werden.
Bei Bedarf, zum Beispiel im kalten und
dunklen Winter, lässt sie sich dann wieder
in Wärme- oder elektrische Energie umwandeln.
„Die Flüssigkeit lässt sich viel länger
und effektiver speichern als Biogas“, fasst
Hofmann zusammen.
Er hat gemeinsam mit Kollegen von der
Hochschule Landshut und der Hochschule
Weihenstephan-Triesdorf in Freising ein
entsprechendes Verfahren entwickelt. Vorgereinigtes
Biogas wird dabei in mehreren
Stufen auf -162 Grad Celsius abgekühlt.
Dabei entstehen zwei Komponenten: flüssiges
Biomethan und festes Kohlendioxid,
Foto: Hochschule Landshut
also Trockeneis. Hofmann: „Mit unserem
Verfahren gewinnen wir Biomethan mit einer
Reinheit von 99,9 Prozent. So wäre es
auch als Rohstoff für die chemische Industrie
interessant, etwa zur Herstellung von
Grundchemikalien wie Wasserstoff oder
Methanol.“ Und es könnte als Kraftstoff
eingesetzt werden – als umweltverträglichere
Alternative zu fossilen Brennstoffen.
Das bedeutet für Betreiber von Biogasanlagen
zusätzliche Geschäftsfelder neben der
Strom- und Wärmeproduktion.
Neue Geschäftsfelder für
Biogasanlagen
Bevor das Biogas getrennt werden kann,
müssen die Forscher es erst gründlich reinigen.
Das war Aufgabe des Freisinger Teams
um Prof. Dr. Oliver Falk von der Hochschule
Weihenstephan-Triesdorf: „Kleinste Verunreinigungen
könnten in den nachfolgenden
Schritten gefrieren und Geräte beschädigen“,
beschreibt der Wissenschaftler. Vor
allem Schwefelwasserstoff ist im Biogas
unerwünscht. Um ihn zu entfernen, haben
die Forscher verschiedene Eisenpräparate
und Aktivkohlefilter getestet und geschickt
miteinander kombiniert.
Das Ergebnis: „Im gereinigten Biogas ist
kein Schwefelwasserstoff mehr nachweisbar,
er enthält also weniger als ein part per
Generac übernimmt MOTORTECH
Waukesha, Wisconsin – Die Generac Holdings Inc.
(„Generac“) hat im November eine Vereinbarung
unterzeichnet, mit der die Vermögenswerte der
MOTORTECH Holding GmbH & Co. KG („MOTOR-
TECH“) erworben wurden. Die Transaktion unterliegt
der Genehmigung des Kartellamts. Es wird erwartet,
dass sie im ersten Quartal 2017 zum Abschluss
kommt.
MOTORTECH wurde 1988 gegründet und hat seinen
Sitz in Celle (Niedersachsen). Das Unternehmen
stellt Steuersysteme und Zubehör für Gasmotoren
her. Zu den Systemen des Unternehmens gehören
Klopferkennung und -regelung, Gasmischer, Drosselklappen
und verschiedene Steuerungen, die an
europäische Gasmotorenhersteller und Nachmarkt-
Kunden verkauft werden. MOTORTECH beschäftigt
million der Verbindung“, so Falk. Das entspricht
einem Salzkorn in einem Liter Wasser.
Das gereinigte Gas fließt dann in die
eigens entwickelte Laboranlage von Falks
Kollegen an der Hochschule Landshut. In
dem mannshohen Gebilde aus silbrigen
Schläuchen und kupferfarbenen Verbindungsstücken
steckt Prozess- und Material-
Know-how aus der gesamten Hochschule.
Zwei Studentinnen haben beispielsweise
die perfekte Beschichtung für Wärmetauscher
ermittelt. Das ist wichtig, damit Kohlendioxid
dort als Schnee und nicht als Eis
kristallisiert. Denn Schnee kann einfach
abgeklopft werden. Eine Eisschicht müsste
aber regelmäßig abgetaut werden – ähnlich
wie bei einer Tiefkühltruhe. Das würde zusätzlich
Energie verbrauchen.
Die Studentinnen haben in ihrer Abschlussarbeit
herausgefunden: Sind die
Wärmetauscher mit Teflon beschichtet,
bildet sich der optimale Kohlendioxid-
Schnee. Biogasanlagen-Betreiber können
ihn als Trockeneis weitervermarkten. In
Flugzeugen beispielsweise werden damit
Lebensmittel gekühlt. Und in der Kunststoff-
und Stahlindustrie wird es genutzt,
um die Oberflächen von Kunststoffen und
Metallen zu reinigen. Die Gasreinigung
und -trennung funktioniert also im Labor
einwandfrei. Die Forscher wollen nun das
Prinzip auf den Maßstab einer Biogasanlage
übertragen. Dafür wollen sie ab 2017
eine Demonstrationsanlage in Landshut
errichten.
mehr als 250 Mitarbeiter in der deutschen Unternehmenszentrale,
am Produktionsstandort in Polen und
in den Vertriebsbüros in den USA und China.
„Durch die Verbindung von Ressourcen und Technologien
werden Generac und MOTORTECH führend in der
Industrie der Gas-Otto-Motoren sein“, so Patrick Forsythe,
Executive Vice President of Global Engineering
bei Generac. „Es handelt sich um eine sehr spannende
Entwicklung für MOTORTECH“, so Florian Virchow,
Geschäftsführer von MOTORTECH. „Die Einbindung
in den Generac-Konzern wird uns weltweit den Zugang
in neue Märkte für unsere Produkte öffnen.“ Die
Familie Virchow und die aktuelle Geschäftsführung
von MOTORTECH werden das Unternehmen auch
nach dem Abschluss der Übernahme leiten.
6

Biogas Journal | 1_2017 Aktuelles
Winfried Vees bester
Energielandwirt
Foto: dlz agrarmagazin/Dagmar Deutsch
Berlin – Der Sieger in der Kategorie Energielandwirt
des CeresAward 2016 ist Winfried
Vees, Landwirt aus Eutingen i.G. Der
Award wurde am 18. Oktober im Rahmen
der Galaveranstaltung „Nacht der Landwirtschaft“
in Berlin übergeben.
Auf dem Bauernhof von Juliane und Winfried
Vees in Eutingen i.G., Baden-Württemberg,
können zehn Erdgasfahrzeuge
pro Tag das von den Eheleuten selbst produzierte
Biomethan tanken. Vom Anbau
der Energiepflanzen über die Produktion
von Biogas bis hin zur Aufbereitung des
Rohbiogases zu Compressed Natural Gas
(CNG) liegt alles in einer Hand. Für die
Vees` ist die Tankstelle die logische Konsequenz
aus ihrem Engagement für Erneuerbare
Energien.
Da ihre 56 Hektar umfassende Fläche nicht
ausreicht, arbeiten die Vees mit sechs Kollegen
zusammen, die für sie Energiepflanzen
anbauen. Zudem wird nicht nur Mais
zu Methan vergoren. Auf den Feldern rund
um Eutingen wachsen das Szarvasi-Gras
und die Durchwachsene Silphie. Aber auch
Luzerne, Ackerfutter, Wildpflanzen, Gras
und Pferdemist füttert der Betrieb in die
innovative Biogasanlage. „Dafür haben wir
die Eindosierung in die Anlage extra ausgerichtet,
denn für den Pferdebetrieb ist der
Mist ein Problemstoff“, so Vees.
„Risikobereitschaft und Innovationsfreude
zeichnen den Gewinner der Kategorie
Energielandwirt aus. Das trifft bei ihm
auf unternehmerisch solides Vorgehen
und eine ausgeprägte Portion Sendungsbewusstsein,
um die Bevölkerung auch
bei kritisch diskutierten Themen wie der
Biogaserzeugung mitzunehmen. Die Biogastankstelle
auf seinem Hof bezeugt,
dass sich unternehmerische Zielsetzungen
und gesellschaftliche Fragen, in dem Fall
die Zukunft der Mobilität, in der Landwirtschaft
nicht ausschließen“, urteilte die
Fachjury des CeresAward.
Bildmitte: Winfried Vees, Sieger des CeresAward in
der Kategorie Energielandwirt. Links: Bernd Feuerborn,
dlz agrarmagazin. Rechts: Günter Hammerich
von der R + V Allgemeine Versicherung.
Servus, i bin’s, der
Hackl Schorsch
nun ist es also da, das Jahr 2017 – und damit
auch das EEG 2017. Und die Zuversicht, dass es
mit Biogas in Deutschland weitergeht. Sicherlich
sind noch einige Klippen zu umschiffen; viel Neues
ist zu lernen und zu beachten. Aber – und das hab
ich mir von der BIOGAS Convention Mitte November
in Hannover berichten lassen – ist Zuversicht
zurückgekehrt. Der Blick geht wieder nach vorne.
Die Branchenakteure machen sich intensiv Gedanken,
Betreiber ebenso wie Hersteller. Sie alle
nehmen die neuen Herausforderungen an. Die Biogasnutzung
in Deutschland wird sich verändern.
Neben Strom werden die Betreiber neue Absatzmärkte
erschließen. Beim Wärmeverkauf – so zeigt
es auch die Wärmestudie, die der Fachverband in
Auftrag gegeben hat – ist noch viel Luft nach oben.
Klimaneutrale Wärme ist ein hohes Gut, das einen
fairen Preis verdient!
Mit den Pariser Verträgen und deren Evaluierung in
Marrakesch ist der Klimaschutz endlich stärker in
den Fokus gekommen. Ich denke und hoffe inständig,
dass auch ein Donald Trump diese Entwicklung
nicht aufhalten wird. Um das große Ziel einer
CO 2
-freien Energieerzeugung zu erreichen, müssen
alle mithelfen. Sie als Betreiber und Hersteller von
Biogasanlagen sind Vorreiter und ein gutes Beispiel.
Lassen Sie sich nicht beirren! Machen Sie
weiter. Es ist ein bisschen wie in der Eisrinne: Wenn
der Rodler einen guten Start erwischt hat, muss er
nur noch die Spur halten – das Ziel erreicht man
dann schon. Und wenn man gut fährt, ist auch
noch eine gute Zeit drin.
In diesem Sinne: Bleiben Sie in der Spur und gestalten
Sie das Jahr 2017 im Sinne der Energiewende
und des Klimaschutzes.
Macht’s es guad.
Pfiat euch,
Euer
7

Aktuelles
Biogas Journal | 1_2017
Bücher
„POWER TO CHANGE“ –
jetzt auf DVD und Blu-ray!
Ist die komplette
Energieversorgung
ohne fossile und atomare
Quellen realistisch?
Wer Carl-A.
Fechners Dokumentarfilm
„POWER TO
CHANGE − Die EnergieRebellion“
gesehen
hat, wird dem
ohne Zweifel zustimmen.
Der Film nimmt den Zuschauer
mit auf die Reise in die Welt der Erneuerbaren
Energien, in der die unterschiedlichsten
Charaktere für die Energierevolution
kämpfen – voller Leidenschaft
und Hoffnung, Rückschläge einsteckend
und Erfolge feiernd. Ab dem 10. November
2016 ist der meistgesehene politische
Kino-Dokumentarfilm des Jahres als
Blu-ray und DVD im Handel erhältlich –
mit zusätzlichen 40 Minuten Bonusmaterial,
natürlich auch als Download auf den
großen Portalen.
POWER TO CHANGE − Die EnergieRebellion
Regie: Carl-A. Fechner. Drehbuch: Carl-
A. Fechner. Kamera: Philipp Baben der
Erde. Schnitt: Bernhard Reddig & Mechthild
Barth. Musik: Ralf Wienrich & Eckart
Gadow. Ton: Ludwig Bestehorn (Ton), Erik
Mischijew & Matz Müller (Sound Design),
Björn Wiese (Tonmischung). Kinostart:
17.03.2016 (DE). Verleih: change filmverleih
(DE). Länge: 94 Min. FSK: ohne Altersbeschränkung.
Bonusmaterial (40 Min.): Kinotrailer, Community
Trailer, Promo Reel, Interview mit
dem Regisseur, Making-Of, Wo die Idee
entstand: Der Filmförderverein Hohenlohe,
Ein Film bewirkt Veränderung: Die Eventkampagne
(Carl-A. Fechner und Team auf
Demos etc.), Links zu Faktencheck mit aktuellen
Zahlen und Schulmaterial.
Link zum Shop: http://shop.fechnermedia.
de/katalog/schlagw-rter/power-change
Weitere Infos zum Film POWER TO
CHANGE finden Sie auf www.powertochange-film.de
Vision für die Tonne
Die Atomgeschichte
hat interessante
Charaktere hervorgebracht.
Einen Atommanager,
der die
Seiten wechselt; einen
Landrat, der sich
quer stellt; einen
jungen Zoologen,
der den DDR-Staat durch Recherchen zum
Uranabbau düpiert; einen Physiker, der das
Ende der Ostreaktoren während der Wende
besiegelt. Und viele mehr. Der Autor hat
sie getroffen und erzählt auch anhand ihrer
Biografien die Atomgeschichte Deutschlands,
Österreichs und der Schweiz. Er
beschreibt die anfänglich so naive Atomeuphorie,
dann die ersten Widerstände in
den Sechzigerjahren und schließlich die
Bauplatzbesetzungen in den Siebzigern
und Achtzigern.
Er schildert, wie die Atomwirtschaft mit Arroganz
und Leichtfertigkeit den Widerstand
immer wieder aufs Neue belebt, forciert
durch die Katastrophen von Tschernobyl
und Fukushima.
Vision für die Tonne ist die journalistisch
aufgearbeitete Historie einer sozialen Bewegung,
die wie keine andere die mitteleuropäische
Nachkriegsgeschichte geprägt
hat. Einer Bewegung, die beharrlich und
kreativ war, die Alternativen suchte und
fand, und die stets einen Querschnitt der
Gesellschaft repräsentierte. All das machte
sie – wenn auch erst spät – erfolgreich.
Vision für die Tonne, Wie die Atomkraft
scheitert – an sich selbst, am Widerstand,
an besseren Alternativen.
Autor: Bernward Janzing.
Verlag: Picea Verlag, Freiburg, 2016.
ISBN: 978-3-9814265-1-9
Termine
Alle Termine finden Sie auch auf der Seite www.biogas.org/Termine
16. bis 19. Januar
Qualifizierung für Biogasanlagenbetreiber
Nienburg
www.klimaschutz-leb.de
22. bis 25. Januar
B2B Reise nach Dänemark
Kopenhagen und Aarhus
www.moe-zentrum.de/bioenergieanlagendaenemark17
22. bis 24. Februar
Qualifizierung für Beschäftigte an
Biogasanlagen
Nienburg
www.klimaschutz-leb.de
18. und 19. Januar
Biogas Infotage
Ulm
www.renergie-allgaeu.de / Veranstaltungen
Mit Infostand des Fachverbandes
Biogas e.V. (Messefoyer, Stand-Nr. 2)
23. und 24. Januar
Kraftstoffe der Zukunft
Berlin www.kraftstoffe-der-zukunft.co
25. und 26. Januar
Biogaz Europe
Rennes, Frankreich
www.en.biogaz-europe.com
7. Februar
LandSchafftEnergie: Oberfränkisches
Biogas Fortbildungsseminar
Bad Staffelstein – Kloster Banz
www.weiterbildung.bayern.de
8. bis 11. März
Progress in Biogas IV
Stuttgart
www.progress-in-biogas.com
29. bis 30. März
Monitoring & Process Control of Anaerobic
Digestions Plants
Leipzig
www.energetische-biomassenutzung.de /
Veranstaltungen
8

BIOGAS-KIDS
Biogas Journal | 1_2017 Aktuelles
Was haben die Erneuerbaren Energien mit deinem
ferngesteuerten Modellauto zu tun? Richtig, bei beiden
geht es um Strom. Mit Wind, Sonne, Wasser und
Biogas wird umweltfreundlicher Strom erzeugt.
Dein Modellauto ist dafür der Verbraucher.
Und wenn du schlau bist, dann
fährst du mit Akkus, die du immer
wieder aufladen kannst. Der umweltfreundliche
Strom kommt
aus der Steckdose – auch bei
euch schon? Doch es gibt
noch eine Gemeinsamkeit: Auch
die erneuerbaren Stromerzeuger
brauchen Akkus – also eine Technik,
die es erlaubt, Strom zwischen-
zuspeichern. Nimm als als Beispiel
ein Haus mit Fotovoltaik-Modulen.
Der am Tag erzeugte Strom muss sofort
genutzt werden, denn die Stromerzeuger
können ihn nicht speichern. In dieser Zeit ist jedoch
der Strombedarf der meisten Haushalte gering.
In der Regel steigt der Bedarf in den Abendstunden
deutlich an, weil dann viele Leute zuhause Hause sind, Haushaltsgeräte,
Fernseher, Warmwasser oder Heizung
nutzen. Und wie sieht es nachts aus? Wo soll der
Biogas-Atlas
Es gibt schon viele,
viele Biogasanlagen
in Deutschland. Insgesamt
sind es weit
über 8000 installierte
Anlagen jeder Größenordnung. Jede hat eine spannende
Geschichte zu erzählen. Der Fachverband Biogas e.V. hat
deshalb einen Biogas-Atlas ins Leben gerufen. Das ist eine
Karte wie aus einem Schulatlas, den du kennst. Allerdings
mit dem Unterschied, dass auf dieser Karte ausschließlich
Biogasanlagen vermerkt sind. Zwar sind es nicht tausende
Anlagen. Dafür steckt aber hinter jedem Punkt eine Biogasanlage
mit einer interessanten Geschichte. Der Atlas zeigt
damit auch, wie vielfältig die Herstellung und Nutzung von
Biogas in Deutschland ist. Das solltest du dir unbedingt einmal
anschauen, von Nord nach Süd, von Punkt zu Punkt
wandern und staunen, was es über den jeweiligen Betrieb
und seine Anlage alles zu berichten gibt:
http://www.biogas.org/edcom/webfvb.nsf/id/DE-Karte
Strom herkommen, wenn die
Sonne nicht
scheint? Und woher, wenn der Wind nicht weht? Oje,
da braucht es also unbedingt Stromspeicher. Was für
das einzelne Haus gilt, das ist auch ein Thema für das
gesamte Stromnetz in Deutschland: Es werden in
Zukunft dringend Stromspeicher gebraucht.
Wie ein Leitungsnetz muss auch ein Netz
an Speichern aufgebaut werden. Die
Verbindung von Leitungen und
Speichermedien ist vergleichbar
mit dem Internet. Auch
das funktioniert nur, weil es
weltweit verteilt Standorte mit
riesigen Datenspeichern gibt (sogenannte
Server). Sie speichern
Unmengen an Daten und sorgen
für ihre ordnungsgemäße
Weiterverteilung. Ein solches
Speichernetzwerk wird auch für
den Strom gebraucht, damit jederzeit
und an jedem Ort eine ausreichende Versorgung
besteht. Dabei spricht man von der Grundlast, die
gebraucht wird, um Millionen Menschen im ganzen
Land, in Unternehmen, Betrieben und Häusern ständig
mit Strom zu versorgen.
Abb. iStock
Bist du eiN guter SpureNlESer?
Würdest du es merken, wenn im Wald
ein Wolf, Bär oder Luchs herumschleicht?
Im Wald Spuren zu suchen und zu verfolgen, kann sehr spannend
sein. Man erfährt dabei einiges über die Gewohnheiten verschiedener
Tierarten. Wenn du Spuren lesen und deuten willst, musst du sie
aber erst einmal auseinanderhalten können.
Die Spuren von Luchs, Wolf und Bär kann man übrigens
gut unterscheiden: Der Luchs kann seine Krallen einziehen.
So bleiben sie messer scharf. In der Spur des Luchses
sieht man daher meist keine Krallenabdrücke. Im Pfotenabdruck
kannst du vier Zehen erkennen.
Im Pfotenabdruck des Wolfes sind die Krallen immer sichtbar.
Es sind wie beim Luchs vier Zehen zu erkennen.
Die Spur des Bären hat fünf Zehenabdrücke. Die langen,
starken Krallen sind im Pfotenabdruck gut
sichtbar. Die Vorderpfote macht einen kurzen,
breiten Abdruck. Der Abdruck der Hinterpfote ist
länger als breit. Häufig ist im Abdruck der Hinterpfote
die ganze Fußsohle sichtbar.
www.agrarkids.de
Landwirtschaft entdecken und verstehen –
Die Fachzeitschrift für Kinder
9

Aktuelles
Biogas Journal | 1_2017
Im Bioabfall steckt noch mehr drin
Auch die Biogasproduktion aus Abfällen steht vor neuen Herausforderungen. Der Schwerpunkt
des 10. Biomasseforums des Witzenhausen-Instituts, das Ende Oktober in der
Stadthalle im hessischen Bad Hersfeld stattfand, war die Weiterentwicklung der Erfassung
des Bioabfalls und die Verwertung zu Biogas und Kompost. Maßnahmen zur Steigerung der
Bioguterfassung sowie die Kompostvermarktung standen im Vordergrund. Aus der Praxis
berichteten Betreiber über ihre unterschiedlichen Ansätze der Weiterentwicklung ihrer
Anlagen zur Vergärung von Bioabfällen in Deutschland.
Von Thomas Gaul
Die neuen gesetzlichen
Vorgaben, wie
zum Beispiel das
EEG 2017, die
Novellierung des
Düngerechts und der TA Luft
sowie erhöhte Anforderungen
an Fremdstoffgehalte im Kompost,
sind Herausforderungen
auch für die Bioabfallwirtschaft.
Eine hochwertige Verwertung des
Bioabfalls geht nur mit der sogenannten
Kaskadennutzung. Darunter ist die an erster Stelle
stehende energetische Nutzung des Bioguts zur Biogaserzeugung
zu verstehen und anschließend die stoffliche
Verwendung des Gärprodukts zu marktfähigem
Kompost und Erdenprodukten, die Ressourcen wie Torf
einsparen helfen.
Aus ökologischer und energetischer Sicht ist es sehr
sinnvoll, Nahrungs- und Küchenabfälle privater Haushalte
und Gewerbe über Biotonnen und ähnliche Systeme
zu erfassen. Zu fragen ist, warum das trotz technischer
und wirtschaftlicher Machbarkeit noch nicht
flächendeckend geschieht. Schließlich ist das Ziel politisch
gewünscht und gesetzlich vorgegeben.
Obwohl es seit Anfang 2015 den klaren gesetzlichen
Auftrag gibt, Nahrungs- und Küchenabfälle getrennt
zu erfassen, kommen noch nicht alle öffentlichrechtlichen
Entsorgungsträger diesem Auftrag des
Kreislaufwirtschaftsgesetzes nach. Wie das Witzenhausen-Institut
erfasst hat, haben 37 Millionen (Mio.)
Bundesbürger Zugang zu einer Biotonne. Das heißt
zugleich auch, dass 45 Mio. Deutsche ihren Bioabfall
nach wie vor über die Restmülltonne entsorgen oder im
eigenen Garten kompostieren.
Nur 55 kg Biomüll pro Einwohner
werden erfasst
Projektmitarbeiter Dr. Michael
Kern vom Witzenhausen-Institut
kommt daher zu der zunächst widersprüchlich
anmutenden Aussage,
dass Bioabfall sowohl die
größte getrennt erfasste als auch
nicht erfasste Müllfraktion ist. „Da
ist auf jeden Fall noch viel Luft nach
oben“, formulierte er und verwies darauf,
dass die Erfassungsmenge je Jahr und Einwohner
bei nur 55 Kilogramm (kg) liegt. Werden nur die an
die Biotonne angeschlossenen Einwohner betrachtet,
liegt der Wert bei rund 120 kg. Insgesamt wurden im
Jahr 2014 bundesweit 9,6 Mio. Tonnen Bioabfall erfasst.
Nach Angaben des Fachverbandes Biogas e.V.
gibt es in Deutschland derzeit 350 reine Abfallvergärungsanlagen,
davon 90 Biogutvergärungsanlagen. Die
genehmigte Menge beträgt 8,9 Mio. Tonnen im Jahr.
Im Rahmen des Forschungsprojektes sind die Wissenschaftler
mit einer umfangreichen Analysematrix den
Entsorgungsgewohnheiten der Bürger in Stadt und
Land nachgegangen. Die Zusammensetzung des Abfalls
wurde auf der Grundlage von 25 öffentlich-rechtlichen
Entsorgungsträgern ermittelt und in ein bundesweites
Modell zur Ermittlung des Bioabfallpotenzials
im Restmüll in den Landkreisen und kreisfreien Städten
eingepflegt.
Dabei stellten die Forscher mit 40 Prozent organischen
Anteils erhebliche Mengen an Biogut im Restmüll fest.
Überrascht zeigten sie sich, dass auch in städtischen
Gebieten mit Mehrfamilienhäusern Gartenabfälle anfallen.
Im ländlichen Raum ist die Kombination aus
Biotonne und Eigenkompostierung weit verbreitet. Um
Foto: www.agrarfoto.at
Grafik: Fotolia_M. Schuppich
10

Biogas Journal | 1_2017 Aktuelles
4 bis 8 Prozent ließe sich die Recyclingquote
steigern, wenn die Bioabfälle zusätzlich erfasst
würden, die derzeit noch auf privaten Grundstücken
kompostiert werden, machte Dr. Andreas
Jaron vom Bundesumweltministerium deutlich.
Wie er weiter ausführte, wird auf EU-Ebene über
Recyclingziele diskutiert.
Bislang gilt das Ziel, 50 Prozent der Siedlungsabfälle
ab dem Jahr 2020 zu recyceln. Dieses
Ziel gilt auch weiterhin. Die Kommission schlägt
vor, die Kalkulationsmethoden zur Bestimmung
der Recyclingraten in den Mitgliedsländern zu
verändern und zugleich die Ziele auf 60 Prozent
in 2025 und 65 Prozent ab 2030 zu erhöhen.
Auf jeden Fall ist nur durch eine gesteigerte Erfassung
von Bioabfällen das Ziel zu erreichen.
Das ist auch aus klimapolitischer Sicht geboten,
liegen doch in der Abfallvergärung und einer anschließenden
Kompostierung große Potenziale
zur Einsparung von Treibhausgasen. Mit jeder
Tonne verwertetem Biogut lassen sich bis zu
180 kg CO 2
-Äquivaltent einsparen sowie bis zu
1,7 kg Phosphor (P 2
O 5
) recyceln.
Küchenabfälle im Beutel sammeln
Mit Blick auf den hohen Gasertrag sind viele
Abfallvergärungsanlagen an Küchenabfällen
interessiert. Um die Erfassung im Haushalt zu
steigern, setzen mehrere öffentlich-rechtliche
Entsorger auf den Einsatz sogenannter „BAW-
Beutel“. Dabei handelt es sich um Material aus
biologisch abbaubaren Werkstoffen. In der Biogasanlage
soll das Material während der Dauer
des Vergärungsprozesses vollständig abgebaut
werden.
Probleme treten nur bei den kurzen Rottezeiten
bei ausschließlicher Vergärung auf. Für den
Bürger hat der Beutel hygienische Vorteile bei
der Sammlung in der Küche. Aber es ist nicht
auszuschließen, dass durch Verwechseln doch
der eine oder andere PE-Beutel in der Biotonne
landet. Daher ist es sinnvoll, das Material nicht zu stark
zu zerkleinern, um eine Abtrennung zu ermöglichen.
Mit Unterstützung der Anlagenbetreiber von vier
verschiedenen Biogut-Vergärungsanlagen mit nachgeschalteter
Kompostierung wurde in einem Praxisversuch
von April bis Oktober 2016 untersucht, wie
sich das Stoffstrommanagement und die Aufbereitungs-
und Vergärungstechnik auf das Abbauverhalten
der BAW-Beutel auswirken. Um die breite Palette der
unterschiedlichen Vergärungstechniken abzudecken,
waren kontinuierliche und diskontinuierliche Trockenfermentationsanlagen
sowie unterschiedliche Aufbereitungstechniken
vertreten.
Im Ergebnis war das Material nach 28 Tagen deutlich
reduziert, nach weiteren 14 Tagen in der Nachrotte waren
keine Bestandteile der Beutel mehr zu finden. „Die
Bioguterfassung in Deutschland
Stand 8/2016
Beutel stoßen auf hohe Akzeptanz der Bürger“, stellte
Thomas Turk von der IgLUX fest, die den Versuch begleitet
hat. Viele Bürger wären nach seinen Angaben
sogar bereit, für den Beutel zu zahlen. Gerade unter
den großstädtischen Bedingungen kann mit den BAW-
Beuteln die „Sammelbereitschaft“ der Bürger erhöht
werden, ist Helmut Schmidt von der Abfallwirtschaft
München (AWM) überzeugt. Er plädiert jedoch dafür,
die Beutel zu Beginn des Behandlungsprozesses gemeinsam
mit anderen Fremd- oder Störstoffen auszusortieren,
zumal sie auch nicht zum Gasertrag in der
Vergärung beitragen.
Biogasanlagen umrüsten
Über die Umrüstung einer NawaRo-Anlage in eine
Bioabfall-Vergärungsanlage berichtete Markus Töpfer
11

Aktuelles
Biogas Journal | 1_2017
Störstoffe wie
Plastikteile haben
im Biomüll nichts
verloren. Sie sind eine
Herausforderung für
Abtrenntechniken und
verteuern die Weiterverwertung.
vom Deponiepark Brandholz. Zum Betrieb der Anlage
hatte sich eine Gruppe von 50 Landwirten zusammengeschlossen,
die auf einer Fläche von 450 Hektar Mais
und Getreide für Ganzpflanzensilage anbauten. Die Anlage
besteht aus acht Vergärungsboxen, die jeweils 300
Kubikmeter Substrat fassen. Nachdem zum 1. Januar
2015 die Biotonne im Main-Taunus-Kreis und im Hochtaunuskreis
eingeführt wurde, sollte die Biogasanlage
Brandholz wesentlicher Bestandteil des Bioabfallkonzepts
der beiden Landkreise werden.
Um künftig alle Bioabfallmengen stofflich und energetisch
zu verwerten, besteht ein Verbundkonzept mit der
Biogasanlage Wicker, die 2008 in Betrieb ging und
jährlich 65.000 Tonnen Bioabfall vergärt. Die Biogasanlage
Brandholz wurde für eine Jahresdurchsatzmenge
von 25.000 Tonnen genehmigt. Pro Tag sind das 70
Tonnen, aus denen eine Biogasproduktion von 2,75
Mio. Kubikmetern erwartet wird. Am Standort wird daraus
in Gasmotoren Strom und Wärme produziert. Mit
der Wärme aus dem Kühlkreislauf werden zunächst die
Gebäude und die Fermenter beheizt und die Luft zur
Aerobisierung vorgewärmt. Später ist ein Anschluss an
das Fernwärmenetz vorgesehen. Die flüssigen Gärprodukte
werden in den vorhandenen Gärproduktlagern
zwischengespeichert und an die Landwirte abgegeben.
Auch die Bioabfallbehandlungsanlage in Borgstedt
im Landkreis Eckernförde (Schleswig-Holstein) steht
zur Erweiterung an. Doch als Damoklesschwert sehen
die Betreiber die Novellierung der Düngeverordnung
an. Denn steigende Mengen zu vergärenden Bioabfalls
ziehen auch steigende Mengen an Gärprodukten
nach sich. Die Ausbringung auf landwirtschaftlichen
Flächen könnte aber durch die neue Düngeverordnung
begrenzt werden. Um diesen Engpass zu umgehen,
wollen die Betreiber in Borgstedt zusammen mit einer
Foto: www.landpixeld.de
Privatfirma in die Kompostveredelung einsteigen. Das
Ziel ist die Vermarktung hochwertiger Erdensubstrate
aus zertifizierten Grün- und Biogutkomposten für den
privaten und gewerblichen Bedarf.
Fremdstoffe vermeiden
Bei der Verwendung der Gärprodukte sind jedoch
Fremdstoffe immer wieder ein Thema. Aus den Auswertungen
der Bundesgütegemeinschaft Kompost
(BGK) geht hervor, dass insbesondere Komposte aus
Biogutvergärungsanlagen Schwierigkeiten haben, die
Grenzwerte einzuhalten, die künftig noch weiter verschärft
werden. So wird die Flächensumme der ausgelesenen
Fremdstoffe als Indikator für den optischen
Verunreinigungsgrad von 25 Quadratzentimetern pro
Liter (cm 2 /l) Prüfsubstrat auf 15 cm 2 /l Prüfsubstrat abgesenkt,
wobei eine Übergangsfrist bis 30. Juni 2018
vorgesehen ist.
Für die energetische Nutzung ist die Verunreinigung
mit Fremdstoffen unproblematisch, nicht jedoch für
die anschließende stoffliche Verwendung. Wenn an der
Biogasanlage Biogut mit einem Fremdstoffanteil von
5 Prozent und mehr angeliefert wird, bedeutet das,
dass 99 Prozent der Fremdstoffe herausgereinigt werden
müssen. Nur wenn das gelingt, kann ein Kompost
erzeugt werden, der den Anforderungen der Gütesicherung
genügt.
Wie sich in der Praxis gezeigt hat, muss bereits bei der
Aufbereitung des Materials angesetzt werden. In puncto
Fremdstoffproblematik ist das Nassvergärungsverfahren
im Vorteil, weil zum Schutz der Anlagentechnik
bereits vor der Vergärung eine umfassende Substrataufbereitung
erfolgt. Üblicherweise durchläuft das Material
nach einer Zerkleinerung einen Pulper mit einer
Rechenanlage zum Austrag von Leichtstoffen und einen
Schwergutabscheider. Zusätzlich können weitere Separationstechniken
zum Einsatz kommen.
Für die in Bad Hersfeld zusammengekommenen Bioabfall-Experten
steht die Frage im Zentrum ihrer Überlegungen,
wie eine hochwertige stoffliche Umsetzung
des Bioguts zu erreichen ist. Ziel ist ein sinnvolles
Stoffstrommanagement, das hohe (aber nicht höchste)
Biogaserträge mit einer nachgeschalteten Kompostierung
verbindet. Allerdings bedarf es eines deutlichen
Ausbaus der Öffentlichkeitsarbeit, um mit weiteren Anreizen
und Kontrollen für eine getrennte Erfassung des
Bioguts mit möglichst wenig Fremdstoffen zu sorgen.
Autor
Thomas Gaul
Freier Journalist
Im Wehrfeld 19a · 30989 Gehrden
Mobil: 01 72/512 71 71
E-Mail: gaul-gehrden@t-online.de
12

Biogas Journal | 1_2017 Aktuelles
BHKW – Made by agriKomp
Robust und zuverlässig!
BGA 136/250 – mit einem Leistungsbereich
von 200 - 250 kW el
Das BGA136/250 basiert auf der neusten Scania Motoren
Generation. Es zeichnet sich durch eine robuste Konstruktion
und einem hervorragenden Startverhalten aus. Der ausgereifte
6 Zylinder Reihenmotor besticht durch seinen geringen Wartungsaufwand
und seine hohe Verfügbarkeit. Besonders für den 500
kW el
Flexbetrieb stellen zwei BGA136 eine optimale Lösung dar.
Die Vorteile auf einem Blick:
Elektrischer Wirkungsgrad von 39,6%
(inklusive 5 kW el
Eigenstrombedarf)
Optimiertes Hydrauliksystem speziell für Flexbetrieb
Standardmäßiger Netzstarter garantiert ein sicheres
Startverhalten
Wir garantieren eine sichere Ersatzteilversorgung
Zukunft braucht Alternativen – wir haben sie!
Noch Fragen? I Tel.: +49 9826 65959-0 I E-Mail: info@agriKomp.de I www.agrikomp.de
Wir sind für Sie da: 18. − 19.01. Biogas Infotage, Ulm und 08. − 09.02. biogas expo & congress, Offenburg
48683 Ahaus-Ottenstein
48165 Münster-Hiltrup
24768 Rendsburg
16928 Pritzwalk
17033 Neubrandenburg
Der Service Für
ihre biogasanlage
Raum Kassel
Raum Leipzig
56424 Bannberscheid
91732 Merkendorf
Schwarzwald
Bodnegg
Namhafte Hersteller wie die agriKomp oder
Paasch Rohrleitungsbau haben sich mit weiteren
Spezialisten in Sachen Wartung und Reparatur von
Biogasanlagen und BHKW zusammengeschlossen
– entstanden ist daraus die ServiceUnion.
Wir sind Ihr regionaler Partner, wenn es um Wartung,
Instandhaltung, Reparatur und Erweiterung
ihrer Anlage geht. Ein flächendeckendes Netzwerk
von bundesweit aktuell elf Service-Standorten,
das wir kontinuierlich ausbauen und noch
engmaschiger gestalten, stellt eines sicher:
Dass wir schnell dort sind, wo Sie uns brauchen.
Service Union GmbH
Heidchenstr. 10
56424 Bannberscheid
Tel: +49 9826 65959-911
www.serviceunion.de
info@serviceunion.de
Ihr regionaler Partner.
Rund um Biogas.
Bundesweit.
13

Aktuelles
Biogas Journal | 1_2017
Gasspeicher intelligent managen
Für eine flexible Stromerzeugung müssen die Produktion, die Speicherung und der Verbrauch
des Biogases in der Anlage vorausschauend aufeinander abgestimmt werden.
Wissenschaftler und Praktiker tüfteln daher am optimalen Gasmanagement.
Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph
An dem Gasspeicher
über dem Nachgärer
(Mitte) der DBFZ-Forschungsbiogasanlage
testete ein Wissenschaftlerteam
die
Messgenauigkeit von
Füllstandsanzeigen.
Ein störungsfreier Betrieb des Blockheizkraftwerks
(BHKW) und immer ein gefüllter
Gasspeicher. Auf diese beiden Aspekte
konzentrieren sich nach wie vor die meisten
Betreiber der rund 9.000 Biogasanlagen in
Deutschland. Mit Blick auf das Bestreben, durch eine
maximale Jahresstromproduktion die Amortisation zu
sichern und letztlich Gewinn zu erzielen, durchaus
nachvollziehbar.
Doch die Biogasbranche hat den Anspruch, in der zukünftigen
Energieversorgung als Baustein zum Ausgleich
der fluktuierenden erneuerbaren Energiequellen
zu fungieren. Um dieser Aufgabe insbesondere durch
eine bedarfsgerechte Strombereitstellung gerecht zu
werden, müssen die Biogasproduktion, der Gasverbrauch
sowie die Füllstände der Rohbiogasspeicher an
den Anlagenstandorten in einer neuen Qualität abgestimmt,
überwacht und geregelt werden.
Die richtige Gasmenge zur richtigen Zeit
„Die Praxis zeigt allerdings, dass die für einen flexiblen
Betrieb unabdingbare genaue Füllstandsmessung der
Speicher in der täglichen Arbeit meist nur geringe Priorität
hat. Für ein vorausschauendes Gasmanagement
ist die eingesetzte Messtechnik zudem in aller Regel
zu ungenau“, sagt Mathias Stur vom Deutschen Biomasseforschungszentrum
(DBFZ) in Leipzig. Der Wissenschaftler
leitet das Forschungsprojekt „MANBIO –
Entwicklung von technischen Maßnahmen zur Verbesserung
des Gasmanagements von Biogasanlagen“.
Während des Biogas-Fachgesprächs am 23. November
am DBFZ informierte er über erste Ergebnisse.
Bei dem Verbundvorhaben in Kooperation mit der Awite
Bioenergie GmbH, das vom BMWi im Rahmen des Förderprogramms
„Energetische Biomassenutzung“ unterstützt
wird, geht es zunächst darum, die technischen
Voraussetzungen für die Speicherfüllstandsmessung zu
verbessern. Dafür testet das Forscherteam gegenwärtig
eine weiterentwickelte Seilzug-Messvorrichtung.
In einem zweiten Schritt soll ein System zur intelligenten
Kopplung der Gasspeicher mit der Gasproduktion
und den Konversionsaggregaten entwickelt werden.
Dazu gehört eine Füllstandssprognose für fünf bis
sechs Tage auf der Grundlage von Wetter- und Betriebsdaten.
„Wir wollen Anlagenbetreibern ein Instrument
für den Flexbetrieb an die Hand geben, mit dem sie das
Fütterungsmanagement so abstimmen können, dass
auch bei kleinem Speichervolumen zu jedem Zeitpunkt
die richtige Gasmenge bereitsteht, ohne den Speicher
ständig an der Obergrenze fahren zu müssen“, fasst
Stur das Projektziel zusammen.
Berücksichtigung fänden dabei neben Angaben zum
Gärprozess Kriterien wie Außentemperatur, Luftdruck
oder auch Windgeschwindigkeit, die die Speicherkapazität
stark beeinflussen. So hätten Versuche gezeigt,
dass sich bei einem Temperaturanstieg um 30 Grad
Celsius durch die Ausdehnung des Gases die nutzbare
Kapazität von Speichern um bis zu 20 Prozent reduziert.
Solche Bedingungen seien an einem Sommertag,
wenn sich die Außenhülle stellenweise auf über 50
Grad Celsius aufheizt, keineswegs selten.
Nicht zuletzt ließen sich durch das geplante Gasmanagementsystem
Gasverluste durch Auslösung der Überdrucksicherung
vermeiden. „Nach Beobachtungen des
DBFZ ist dies bei Biogasanlagen vermutlich häufiger der
Fall, als man gemeinhin annimmt“, gibt der Experte zu
bedenken.
14

Biogas Journal | 1_2017 Aktuelles
Fotos: Carmen Rudolph
HAFFMANS
BIOGASAUFBEREITUNG
Durch die Installation mehrerer Druckregelklappen lässt
sich der Stützluftdruck in einem Doppelmembranspeicher
schneller an die jeweiligen Bedingungen anpassen.
In der Biogasbranche, so die Analyse des Projektteams, dominieren
raumveränderliche Niederdruckspeicher, die in die Behälter
integriert sind. Bei der Bauart setzt sich der pneumatisch vorgespannte
Doppelmembranspeicher durch. Die innere flexible, aber
nicht dehnbare Membran liegt bei leerem Speicher auf einem
Haltesystem, während das Stützluftgebläse die Wetterschutzfolie
stets in der vorgegebenen Kugelkalottenform hält.
Große Abweichung bei Füllstandsmessung
Gängig sind Volumenmessung per Seilzug oder Schlauchwaage,
vereinzelt auch mittels Ultraschall. Beim Seilzugverfahren wird
ein an der Behälterwand befestigtes Seil über die innere Gasspeichermembran
nach außen geführt. An dessen Ende ist ein Gewicht
befestigt, das seine vertikale Lage in einem durchsichtigen
senkrechten Führungsrohr je nach Anhebung der Gasmembran
verändert. Das hydrostatische Messverfahren verwendet dafür einen
aufgelegten, mit Wasser gefüllten Schlauch. Aus der Druckveränderung
der Wassersäule beim Heben und Senken der inneren
Membran lässt sich der Füllstand ableiten. Beim Ultraschallmessverfahren
registriert ein Ultraschallsensor die Ausformung der inneren
Folie.
Das Problem bei diesen Füllstandsmessungen ist, dass sich die
Gasmembran bis zur Erreichung des vollen Nettospeichervolumens
(ab Haltesystem, ohne den darunter liegenden Gasraum)
sehr undefiniert ausformt. Dies kann auch durch die Einbeziehung
mehrerer Messpunkte nicht gänzlich kompensiert werden. Interesse
fand daher während der Diskussion beim Biogas-Fachgespräch
der Hinweis auf eine in Italien praktizierte Methode, bei der ein
leichter, von der Wetterschutzhaube ausgehender Federzug eine
gleichmäßige Ausbildung der Membran bewirkt.
Dass die Füllstandsmessungen mit Seilzug und Schlauchwaage
ziemlich ungenau sind, konnte das Projektteam durch Versuche an
der DBFZ-Forschungsbiogasanlage nachweisen. Dafür befüllten
sie einen vollständig entleerten Speicher mit einem definierten Volumenstrom
bis zum Auslösen des Überdruckventils. Ergebnis: Die
Anzeige des hydrostatischen Druckmessverfahrens stand während
der Befüllung noch auf Null, als der Speicher bereits 25 Prozent
seines Nettovolumens enthielt. Beim Seilzug waren es sogar 36
Prozent. Mit zunehmender Ausbildung der Kugelkalotte verbessert
sich die Genauigkeit der Anzeige. Umgedreht meldeten beide
Messverfahren dann jedoch verfrüht die vollständige Entleerung.
Zum Teil war der Speicher zu diesem Zeitpunkt tatsächlich noch
zu 30 Prozent befüllt.
15
CO 2
Maximaler Ertrag
Minimale Umweltbelastung
Mit den kompakten skid-montierten CO 2
-
Systemen von Pentair Haffmans können Sie
jede bestehende Biogasaufbereitungsanlage
nachrüsten. CO 2
wird aus dem Biogasstrom
zurückgewonnen und steht für verschiedenste
Einsatzzwecke zur Verfügung. Anlagenbetreiber
können das verflüssigte CO 2
auch an einen
externen Abnehmer verkaufen und so eine
zusätzliche Einnahmequelle erschlieβen.
Die Menge an Treibhausgasen, die in die
Atmosphäre gelangen, geht gegen Null.
Das macht diese Technologie zu einer
zukunftsweisenden Investition.
BESUCHEN SIE UNS:
Biogaz Europe
25./26. Januar 2017
Rennes, Frankreich
WWW.HAFFMANS.NL

Aktuelles
Biogas Journal | 1_2017
Dr. Jürgen Kube, Head of Technology
bei der Futurebiogas Ltd.: „Erst
durch ein aktives Gasmanagement
ist das Speichersystem wirklich
komplett nutzbar.“
Dreifach-Gebläse,
Druckregelklappe sowie
Füllstandsanzeige
per Seilzug an der
Behälterwand eines
Doppelmembrangasspeichers
von der
Bauer Folien GmbH.
Mathias Stur, DBFZ: „In der Praxis
hat die für einen flexiblen Betrieb
unabdingbare genaue Füllstandsmessung
der Speicher nur geringe
Priorität.“
Gasmanagement über Drucksensoren
Prof. Dr. Jürgen Wiese von der Hochschule Magdeburg-
Stendal plädiert daher für die Füllstandsmessung mittels
Drucksensoren. Diese seien mittlerweile preiswert
und könnten in den verschiedenen Behältern des Systems
leicht installiert werden. Zugleich eigneten sich
die Gasdrucksensoren sehr gut für die Ansteuerung der
BHKW-Motoren. „Mit solchen Sensoren
kann außerdem in Doppelmembranspeichern
der Luftdruck zwischen Gas- und
Wetterschutzfolie gemessen werden“,
schlägt der Wissenschaftler vor.
Mithilfe der damit ermittelten Werte ließe
sich die Leistung der Stützluftgebläse
regeln, etwa um bei hoher Windlast
die Standsicherheit der Folienüberdachung
zu verbessern oder um bei einer
ungünstigen Verteilung der Gasmengen
in mehreren miteinander verbundenen
Speichern den Ausgleich zu erleichtern.
Wiese empfiehlt, in jeder Biogasanlage
eine Wetterstation in das Automationskonzept
einzubinden. So mancher Betreiber
würde bereits jetzt bei Sturmgefahr
die Leistung des BHKW drosseln,
um durch einen höheren Gasdruck im
Speicher die Gefahr zu reduzieren, dass
die Folienabdeckung durch Windböen
aufschwingt.
Eine ständige Herausforderung sei das
Detektieren von Gasleckagen. „Auch
kleine Undichtheiten summieren sich
hier schnell zu größeren Verlusten“,
mahnt Wiese. Sinnvoll sei es zum Beispiel,
die Abluft der Tragluftdächer mit
Gaswarnsensoren zu überwachen, um
Leckagen in der Gasmembran frühzeitig
zu erkennen.
Prof. Dr. Jürgen Wiese, Hochschule
Magdeburg-Stendal: „Sowohl
das Regeln der Gasspeicher als
auch die Ansteuerung der BHKW-
Motoren könnte über Drucksensoren
erfolgen.“
Gekoppelte Gasspeicher
aktiv regeln
Aus Herstellersicht misst Dr.
Jürgen Kube insbesondere beim
Regeln mehrerer gekoppelter
Gasspeicher der Leistung und
der Steuerbarkeit der Stützluftgebläse
große Bedeutung bei.
Der Biogasexperte ist seit September
2016 Head of Technology
bei der Futurebiogas Ltd. Das
Unternehmen mit Sitz in Guildford
bei London betreibt neun
Biogasanlagen mit Leistungen
zwischen 2 und 4 Megawatt.
Der Druck, der sich in einem
ungeregelten Doppelmembranspeicher
einstellt, werde
zunächst einmal durch die Leistung
des Gebläses mit konstanter Drehzahl und durch
die Einstellung der Druckregelklappe, meist durch
Auflegen von Gewichten, bestimmt. „Der Druck ändert
sich zwar im Prozess des Befüllens oder Entleerens, ist
ansonsten jedoch unabhängig vom Füllstand“, konstatiert
Kube. Mit leistungsstarken, frequenzgesteuerten
Stützluftgebläsen sei jedoch ein aktives Gasmanagement
möglich.
Bedeutung habe dies insbesondere bei der Kopplung
von Gasspeichern. Hier gelte: Zwischen den Behältern
besteht aufgrund der Trägheit des Mediums beim Ausgleich
stets eine Druckdifferenz. Die Druckdifferenz ist
abschätzbar, aber im Betrieb nicht wirklich bekannt, da
sie unter anderem von der Temperatur und damit der
Dichte des Gases abhängt.
Kube berichtete in seinem Vortrag beim Biogasfachgespräch
von einem Fall, bei dem es dadurch zu Unter-
und Überdruck in den verschiedenen Speichern der
gleichen Anlage kam. Eine Lösung dieses Problems in
größeren Anlagenkomplexen bestehe darin, in einem
der Speicher den Druck festzulegen und den Füllstand
in den anderen, über mehrere Gasleitungen untereinander
verbundenen Behältern mittels Gebläsesteuerung
anzupassen. „Erst durch solch ein aktives Gasmanagement
ist das Gasspeichersystem wirklich komplett
nutzbar“, so Kube.
Autor
Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph
Freier Journalist
Rudolph Reportagen – Landwirtschaft, Umwelt, Erneuerbare
Energien
Kirchweg 10 · 04651 Bad Lausick
Tel. 03 43 45/26 90 40
E-Mail: info@rudolph-reportagen.de
www.rudolph-reportagen.de
16

Biogas Journal | 1_2017 Aktuelles
Erfolg durch
Flexibilisierung.
Das MWM Flexpaket, für höchste Wirtschaftlichkeit und sorglosen Betrieb:
Mit unserem Flex-Aggregat, Flex-Service sowie unserer Flex-Finanzierung
sichern Sie sich Ihre Zukunft im Biogasbereich. Wir schnüren ein individuell
auf Sie zugeschnittenes Paket und zeigen Ihnen, wie sich die bedarfsorientierte
Energie einspeisung für Sie rechnet.
www.mwm.net
Jetzt beraten lassen:
T +49 621/384 – 8806
flex@mwm.net
17

Biogas convention
Biogas Journal | 1_2017
Die Chancen der Ausschreibung nutzen
Was kommt auf die Biogasanlagenbetreiber künftig zu? Darüber informierte der Regensburger Rechtsanwalt
Dr. Helmut Loibl in seinem Vortrag im großen Plenum auf der Biogas Convention in Hannover Mitte November.
Von Thomas Gaul
Die erste große Herausforderung
ist die Ausschreibung“, sagte
Dr. Helmut Loibl. Denn zunächst
gelte es, den richtigen
Zeitpunkt für die Teilnahme
an der Ausschreibung zu finden. Für Bestandsanlagen
komme es darauf an, nicht
zu früh an der Ausschreibung teilzunehmen,
weil so wertvolle EEG-Vergütung verschenkt
werde.
Eine Bestandsanlage sollte drei Jahre vor
dem Ende des Vergütungszeitraums an
der Ausschreibung teilnehmen. Endet
die Vergütung beispielsweise am 31. Dezember
2020, sollte der Betreiber bei der
Ausschreibung 2017 teilnehmen. Weil nun
aber der vorgesehene Höchstbeitrag von
16,9 Cent für das Jahr 2017 gilt, kommt
mancher Anlagenbetreiber auf die Idee,
schon so früh an der Ausschreibung teilzunehmen,
um sich die höhere Vergütung für
zehn Jahre zu sichern. Denn die jährliche
Degression bei der Ausschreibung beträgt 1
Prozent, sodass aus den 16,9 Cent pro Kilowattstunde
(ct/kWh) im Jahr 2023 15,9
ct/kWh werden.
Nach der Vorgabe des Gesetzes darf eine
Bestandsanlage frühestens nach dem 13.
und muss spätestens nach dem 36. Monat
in das Ausschreibungsverfahren gewechselt
sein. Dass sich der frühe Wechsel
nicht lohnt, machte Loibl an einem Beispiel
deutlich: Eine Biogasanlage mit einer
installierten Leistung von 1 MW, die im
Durchschnitt 500 kW fährt, erhält bis zum
Ende ihrer EEG-Vergütung am 31. Dezember
2024 eine durchschnittliche Vergütung
von 18,0 ct/kWh.
Wer zu früh bietet, verliert Geld
Nimmt sie an der Ausschreibung erst 2021
teil und wechselt dann 2024 in das neue
18

Biogas Journal | 1_2017
Biogas convention
Fotos: Isabel Winarsch
Das Modell mit der
Biogasanlage hat auch
die kleinen Besucher
fasziniert.
Verfahren, erhält sie bei einem Maximalgebot
von 16,23 ct/kWh eine jährliche
Vergütung von 745.000 Euro. Nimmt sie
bereits in 2017 an der ersten Ausschreibungsrunde
teil, erhält sie zwar das höhere
Maximalgebot von 16,9 ct/kWh. Durch den
Wechsel in 2020 entgeht ihr aber die höhere
restliche EEG-Vergütung, sodass sich
die jährliche Vergütung auf 733.000 Euro
reduziert.
Und nicht nur das: Bestandsanlagen müssen
zugleich mit der Umstellung auf das
neue System den Maisdeckel einhalten.
Dieser beträgt bei einem Zuschlag in 2017
und 2018 zunächst 50 Prozent und sinkt
in den Folgejahren bis 2021 und 2022
auf 44 Masseprozent vom Substratinput.
Doch früher zu wechseln, um mehr Mais
einzusetzen, rechnet sich Loibl zufolge
auch meist nicht. Eine andere Möglichkeit
wäre, etwa die Leistung zu reduzieren, da
dann der Maisdeckel kein Hindernis mehr
darstellt.
Hindernisse anderer Art bietet jedoch das
Ausschreibungsverfahren selbst: Hier sind
die Erfahrungen mit den bisherigen Ausschreibungen
im PV-Bereich dramatisch.
Ein formal gültiges Angebot abzugeben,
erweist sich offensichtlich als große Hürde.
So wird etwa die Vorlage falsch ausgefüllt,
der Bürgschaftsbetrag auf das falsche
Konto überwiesen oder das Gebot zu spät
abgesendet. Solche Form- und Flüchtigkeitsfehler
müssten unbedingt vermieden
werden, mahnte Loibl: „Wenn Sie die
Ausschreibung machen, dann müssen sie
das richtig machen. Sie haben nur einen
Schuss, und der muss sitzen!“ Denn wer
wegen eines Formfehlers ausscheidet,
kann an der Ausschreibungsrunde nicht
mehr teilnehmen.
Konsequenzen beachten
Der Rechtsanwalt wies darauf hin, auch
die Folgeprobleme zu bedenken. So muss
eine Biogasanlage ab erhaltenem Zuschlag
nicht mehr die Voraussetzungen für Gülleund
NawaRo-Bonus einhalten. Es reicht
aus, wenn das Substrat den Vorgaben der
Biomasse-Verordnung entspricht. Zum
Problem wird das bei Anlagen mit Satelliten-BHKW.
Denn wer dafür weiterhin die
Boni erhalten möchte, muss dafür Sorge
tragen, dass die Gesamtanlage die Voraussetzungen
erfüllt.
Auch bei der Eigenstromnutzung ändert
sich dann etwas. Bisher entfiel bei der gewünschten
Eigenstromnutzung die EEG-
Umlage oder sie galt nur reduziert. Ab der
Ausschreibung darf kein Eigenstrom mehr
außerhalb der Anlage verbraucht werden,
jedenfalls wenn Stromproduzent und
Stromverbraucher ein und dieselbe Person
sind. An Dritte ist eine Stromabgabe jedoch
immer zulässig, beispielsweise wenn
sich das Wohnhaus des Betriebsleiters in
anderem Besitz befindet. Der Stromverbraucher
muss dann aber die volle EEG-
Umlage zahlen. Wichtig ist es auch, für
die Anlage Zusatzerlöse zu finden. Dazu
gehört der Flexibilitätszuschlag in Höhe
von 40 Euro pro kW installierter Leistung
im Kalenderjahr. Mit dem Flex-Zuschlag
lässt sich ein wirtschaftlicher Anlagenbetrieb
realisieren, konstatierte Helmut
Loibl. Als Beispiel wählte er eine Anlage
mit 500 kW, was vielen niedersächsischen
Anlagen entspricht. Die im Jahr 2000 in
Betrieb genommene Anlage wird durch
Überbauung auf 2.500 kW gesteigert.
Bei einem Einsatz von 65 Prozent Mais
sowie Gülle erhält die Anlage eine durchschnittliche
Vergütung von 20 ct/kWh.
Steuerungseinheit
PlanET eco
®
flexgas für
variable Volumenströme bei
unterschiedlichen Gasspeichern.
Externer Gasspeicher
PlanET eco
®
gasakku als
kostengünstige Kapazitätsreserve.
Informieren Sie sich vorab:
www.planet-biogas.com
19

Biogas convention
Biogas Journal | 1_2017
Rechtsanwalt Dr. Helmut
Loibl referierte ausführlich
über die Ausschreibungssystematik
des EEG
2017. Er riet Anlagenbetreibern,
genau zu
schauen, wie viele Jahre
EEG-Vergütung noch
möglich sind und davon
abhängig die Teilnahme
an einer Ausschreibungsrunde
zu
terminieren. Es geht
dabei um viel Geld.
Nimmt sie mit 400 kW an der Ausschreibung teil und
erhält für 16,9 ct/kWh den Zuschlag, resultiert daraus
ein Erlös von 592.176 Euro. Zusammen mit dem Flex-
Zuschlag in Höhe von 100.000 Euro ergibt das eine
durchschnittliche Vergütung von 19,75 ct/kWh.
Ein wichtiger Erlös kommt auch aus dem Verkauf der
Wärme. Hier gibt es bei vielen Anlagen noch Potenzial.
Dabei geht es nicht darum, überhaupt Wärme abzugeben,
so Loibl: „Wer Wärme an Dritte abgibt, muss
einen angemessenen Wärmepreis dafür fordern!“ Die
Beispiel-Anlage könnte durch den Wärmeverkauf ihre
Einnahmen steigern: Werden die zusätzlichen Einnahmen
aus dem Wärmeverkauf (250 kW à 5 ct/kWh) auf
den Stromerlös angerechnet, steigt dieser auf 22,87
ct/kWh, also fast auf die „alte“ Vergütung. Spätestens
bei der Teilnahme an der Ausschreibung sollten Anlagenbetreiber
einen marktgerechten Preis für die Wärme
erlösen, machte Loibl deutlich.
Anlagen gesetzeskonform betreiben
Was es auf jeden Fall zu vermeiden gilt, ist ein illegaler
Anlagenbetrieb. Denn die Konsequenzen sind gravierend,
warnte der Rechtsanwalt. Zwar gibt es in der Ausschreibung
nicht mehr die starren Vorgaben der Boni,
aber alle Einsatzstoffe müssen genehmigt sein. Und bei
Abfällen gelten die Auflagen der Bioabfall-Verordnung,
auch müssen Auflagen bezüglich der Hygienisierung
beachtet werden. Der illegale Anlagenbetrieb stellt
eine Straftat, keine Ordnungswidrigkeit dar. Die Einnahmen
aus dem illegalen Betrieb werden regelmäßig
abgeschöpft. Und mit einer Vorstrafe gilt der Betreiber
als „unzuverlässig“. Das heißt, Waffen-/Jagdschein
sind dann weg!
Loibl sieht den Weg zum „Gläsernen Anlagenbetreiber“
vorgezeichnet. Das EEG verpflichtete die Netzbetreiber,
im Internet Angaben zu machen über den Standort
der Anlage, die eingespeisten Kilowattstunden pro
Jahr, die installierte Leistung und die beanspruchten
Boni. Weitergehende Informationen, etwa über die
Flexibilisierung, sind heute über das Anlagenregister
abzurufen. Das künftige Marktstammdatenregister ermöglicht
einen noch einfacheren und umfassenderen
Einblick in den Anlagenbetrieb.
Damit hat jeder Anlagenbetreiber die Aufgabe, die
Daten abzugleichen und aufzupassen, dass insbesondere
installierte und genehmigte Leistung sowie die
zulässige Einspeiseleistung zusammenpassen. Weitere
Auflagen aus der Störfallverordnung, dem Wasser- und
Düngerecht kommen auf die Betreiber zu. Sie müssen
sich ständig mit den sich unablässig ändernden gesetzlichen
Vorschriften befassen, rät Helmut Loibl.
Ohne Biogas droht die Deckungslücke
Martin Dotzauer vom Deutschen Biomasse-Forschungszentrum
(DBFZ) in Leipzig referierte in seinem Vortrag
auf der BiogasConvention über eine Kurzstudie, die das
DBFZ jüngst erarbeitet hat. Darin wird untersucht, wie
sich die Biomasseverstromung unter Fortschreibung
der aktuellen Rahmenbedingungen entwickeln würde.
BIOGASANALYSE
GASANALYSENTECHNIK
BIOGASANALYSENTECHNIK
WASSERANALYSENTECHNIK
AGRARMESSTECHNIK
PRONOVA Analysentechnik GmbH&Co.KG
Groninger Straße 25 I 13347 Berlin
Tel +49 (0)30 455085-0 – Fax -90
info@pronova.de I www.pronova.de
FOS/TAC 2000
automatischer Titrator zur Bestimmung
von FOS, TAC und FOS/TAC
SSM 6000 ECO
SSM 6000
der Klassiker für die Analyse
von CH 4
, H 2
S, CO 2
, H 2
und O 2
mit
und ohne Gasaufbereitung
mit proCAL für SSM 6000,
die vollautomatische,
prüfgaslose Kalibrierung
20
www.pronova.de

Biogas Journal | 1_2017
Biogas convention
Über das EEG wurde abgesehen von Güllekleinanlagen
kein nennenswerter Zubau an Bioenergieanlagen angereizt.
Bei dem geringen Zubau würde die Gesamtkapazität
der Anlagen bis 2035 schrittweise verringert.
Dadurch würde sich auf jeden Fall eine Deckungslücke
ergeben, die durch andere Erneuerbare Energien aufgefüllt
werden müsste. Dabei geht es nicht allein um die
reine Strommenge, die wegfallen würde. Denn Biogas
übernimmt immer mehr Systemdienstleistungen für
die Stabilität des Stromnetzes. Nach Dotzauers Angaben
würden in dem Szenario 500 MW präqualifizierter
Regelleistung aus Bioenergieanlagen wegfallen, deren
Ausweitung auf 1.700 MW geplant sei.
Hinzu kommen die durch Bioenergieanlagen bereitgestellten
Wärmemengen, immerhin 18 Prozent der Erneuerbaren
Wärme. Auswirkungen hätte das auch auf
die Land- und Forstwirtschaft. So sind viele Landwirte
selbst als Betreiber aktiv, aber auch die von der Landwirtschaft
bereitgestellten Stoffströme müssten eine
andere Nutzung finden. Reststoffe wie Stroh und Landschaftspflegematerial
mit einem hohen Treib hausgas-
Minderungspotenzial blieben von einer Nutzung ausgeschlossen.
Mit dem Wegfall der meisten EEG-Anlagen wäre sogar
mit steigenden Methan- und Geruchsemissionen zu
rechnen, da Gülle und Mist wieder konventionell gelagert
würden. Auch die gesamtwirtschaftlichen Folgen
wären immens, da die Wertschöpfung alleine für die
Stromproduktion aus Biomasse für 4,5 Milliarden Euro
steht. Gefragt seien daher Geschäftsmodelle für den
Weiterbetrieb von Bestandsanlagen, die eine Vermarktung
von Strom und Wärme außerhalb der bisherigen
Förderung möglich machen. Allerdings sind solche
Betriebsstrategien über die bestehende Fördersystematik
hinaus nicht so ohne weiteres umsetzbar, sagte
Dotzauer.
Fazit: Neben einigen Risiken rund um die Ausschreibung
bietet das EEG 2017 Chancen für Anlagenbetreiber:
ffAls einzige Erneuerbare Energie erhalten
Biogasanlagen durch die Ausschreibung eine
Vergütung über weitere 10 Jahre.
ffNeben dem Gebotspreis gibt es einen
Flex-Zuschlag.
ffDie strengen Vorgaben des EEG entfallen,
sofern der Einsatzstoff der Biomasse-Verordnung
entspricht und doppelt überbaut wird.
ffAuch die bisherige Höchstbemessungsleistung
entfällt.
ffBis zur Teilnahme an der Ausschreibung
können auch noch Boni aktiviert werden, die
bislang noch nicht genutzt werden.
Autor
Thomas Gaul
Freier Journalist
Im Wehrfeld 19a · 30989 Gehrden
Mobil: 01 72/512 71 71
E-Mail: gaul-gehrden@t-online.de
Laut Martin Dotzauer vom DBFZ würden
beim schrittweisen Abbau der Biogas-
Gesamtkapazität bis 2035 etwa 500
MW präqualifizierter Regelleistung aus
Bioenergieanlagen wegfallen, deren
Ausweitung auf 1.700 MW geplant sei.
21

Biogas convention
Biogas Journal | 1_2017
Anlagenzertifikat: Erfahrungen
aus der Praxis
Im Panel 1.1 ging es unter anderem darum, wann ein Anlagenzertifikat vorliegen muss und
was es damit auf sich hat. Aber auch das neue Messstellen-Betriebsgesetz wurde behandelt.
Von Thomas Gaul
Foto: Isabel Winarsch
Alexander Krautz vom
Direktvermarkter Next
Kraftwerke informierte
über das neue Messstellen-Betriebsgesetz.
Im Panel „Technik“ referierte Joachim Kohrt von der
8.2 Consulting AG über seine Erfahrungen mit der
Anlagenzertifizierung. Hintergrund ist, dass sich
auch EEG-Anlagen im Stromnetz wie Kraftwerke
verhalten sollen. Dazu tragen sie unter anderem
mit Systemdienstleistungen bei. Die Frequenzhaltung
ist davon auch berührt: „Wenn die Erzeugung und der
Verbrauch von Strom in Europa in Balance sind, haben
wir strikt 50 Hertz im Netz“, erläuterte der Diplom-
Ingenieur.
Da Erzeugung und Verbrauch aber vor allem durch
die Zunahme der Einspeisung aus fluktuierenden
Energien aus der Balance gerät, wird der Beitrag der
Biogasanlagen für ein stabiles Stromnetz
wichtiger. Weitere Aufgaben sind die
Spannungshaltung, aber auch das
Management von Netzfehlern.
Gemäß der BDEW-Mittelspannungsrichtlinie
von 2008
werden bei Netzfehlern die
Anlagen nicht mehr wie
früher vom Netz getrennt,
sondern stützen das Netz
wie ein Kraftwerk.
Kam es in der Vergangenheit
bei einem Über- oder Unterschreiten
der Netzfrequenz zu
einer Trennung vom Netz, regelt
jetzt die Systemstabilitätsverordnung
den Betrieb in einem Band von 47,5 Hz bis
50,2 Hz. Bei diesem Wert wird das BHKW abgeregelt.
Zur Spannungshaltung trägt die Blindleistung bei, die
vom Synchrongenerator des BHKW erzeugt wird. „Damit
kann das BHKW die Spannung beeinflussen“, verdeutlichte
Kohrt. Durch das Einspeisen von Blindleistung
kann so die Netzspannung gestützt werden, wenn es
durch einen Netzfehler zu einem Spannungseinbruch
kommt. Bei Anlagen ab 2010 kann Blindleistung abgefordert
werden.
Inbetriebnahme kann verweigert werden
Noch immer gibt es in der Praxis die Frage, wann ein
Einheiten- bzw. Anlagenzertifikat benötigt wird. Seit
dem 1. Januar 2015 muss ein Anlagenzertifikat zur
Inbetriebnahme vorliegen, wenn ein BHKW mit einer
Anschlussleistung von 1 Megavoltampere an einem Anschlusspunkt
oder an einer Anschlussleitung von mehr
als 2 Kilometern Länge angeschlossen wird. Liegt das
Zertifikat nicht vor, kann die Inbetriebnahme verweigert
werden. Das Zertifikat ist auch vorzulegen, wenn es beispielsweise
durch Repowering-Maßnahmen zu wesentlichen
Änderungen an einer Bestandsanlage kommt.
Wird ein vorhandenes BHKW erweitert, ist für die gesamte
Anlage ein Anlagenzertifikat zu erstellen. Bei
Bestandsunterlagen erweisen sich oft fehlende Planungsunterlagen
als Hindernis beim Erstellen eines
Zertifikats. „Oft ist die Anlagenregelung auch nicht
hinreichend dokumentiert“, wusste Kohrt zu berichten.
Einige Netzbetreiber fordern die Regelung am Netzanschlusspunkt.
Hierfür ist eine Signalleitung erforderlich,
die oft nicht nachträglich verlegt werden kann.
Zu einer Herausforderung wird auch die Bearbeitungszeit
für das Erstellen und die Genehmigung der Dokumente
sowie die Abstimmung mit dem Netzbetreiber.
Hier ist nach Kohrts Erfahrungen mit Vorlaufzeiten von
zwei Wochen bis zwei Monaten zu rechnen. Bei einer
abschließenden Konformitätsprüfung nach Inbetriebnahme
wird vor Ort überprüft, ob die errichtete Anlage
mit der Planung übereinstimmt.
Smart Meter vor dem Roll-Out
Am 1. Januar 2017 tritt das neue Messstellen-Betriebsgesetz
in Kraft, dessen Regelungen alle Zähler
betreffen – also sowohl die Erzeugungs- als auch die
Verbrauchsseite. Mit diesen auch als Smart Meter bekannten
Geräten ist das Messen und Steuern mit einem
Gerät möglich – zumindest in der zeitlichen Perspektive,
denn „EEG-konforme“ Geräte sind noch gar nicht
auf dem Markt verfügbar, informierte Alexander Krautz
von Next Kraftwerke.
Bestehende Steuerungstechniken, wie die diversen
„Boxen“ der Direktvermarkter, bleiben daher für eine
Übergangszeit bestehen. Bei der EEG-konformen Steuerung
handele es sich um eine Zusatzdienstleistung, die
möglicherweise auch zusätzlich zu vergüten ist. Bei den
Messstellen-Dienstleistern soll es einen Wettbewerb geben,
allerdings könne es beim Zählertausch zu einem
Konflikt mit den Direktvermarktern kommen.
22

Biogas Journal | 1_2017
Biogas convention
Bioh!gas
KWS ENERGIERÜBEN
FÜR DIE AUSSAAT 2017
Die Energierübe lohnt sich nur für sehr große Biogasanlagen?
Auch kleinere Betriebe können von der Energierübe profitieren!
Hohe Ertragsstärke, schnell verfügbares Gas, idealer
Mischungspartner – und in der Frischverfütterung extrem effektiv!
Und wer sie selbst nicht anbauen will, fragt einfach den Nachbarn.
Jetzt Saatgut für die Aussaat 2017 unter
www.energieruebensaatgut.de bestellen!
23

Biogas convention
Biogas Journal | 1_2017
Mit Sicherheit zu unfallfreien
Biogasanlagen
Auch das Thema Anlagensicherheit wurde auf der Biogas Convention thematisiert.
Panel 1.3 widmete sich dem komplexen Bereich. Fest steht: Auf Biogasanlagen
geschehen weniger Unfälle als in landwirtschaftlichen Betrieben.
Von Thomas Gaul
Fotos: Isabel Winarsch
Ludger Kock, Technischer
Gutachter für den
Bereich Biogas bei der
Sozialversicherung für
Landwirtschaft, Forsten
und Gartenbau (SVLFG)
berichtete, dass ist
im Grunde genommen
wenig „biogasspezifische“
Unfälle
festzustellen sind.
Besonders unfallträchtig
sei der Umgang mit
Fahrzeugen.
Ludger Kock, Technischer Aufsichtsbeamter
für den Bereich Biogas bei der Sozialversicherung
für Landwirtschaft, Forsten und Gartenbau
(SVLFG) ging zunächst auf das aktuelle
Unfallgeschehen ein. Hier zeichnet sich
die Biogasbranche im negativen Sinn gar nicht einmal
durch ein erhöhtes Unfallgeschehen aus. Werden die
bei der SVLFG gemeldeten Unfälle auf die installierte
Leistung der Biogasanlagen bezogen, bleiben die Unfallzahlen
je 100 Megawatt in den vergangenen Jahren
relativ konstant. Auf 100 Anlagen bezogen, werden im
Durchschnitt der Jahre 4,6 Unfälle gemeldet.
Als besonders unfallträchtig erweist sich der Umgang
mit Fahrzeugen. Schwere oder gar tödliche
Unfälle sind zu verzeichnen, wenn
Fahrer aus ihren Traktoren oder
Ladefahrzeugen fallen und
dann überrollt werden. Auch
das Umstürzen von Traktoren
beim Festwalzen
auf dem Silo führt zu
schweren Verletzungen.
Betrachtet man die anderen
Unfallursachen,
so ist im Grunde genommen
wenig „Biogas-Spezifisches“
festzustellen.
Denn Stürze auf glatten Hofflächen
können sich auf jedem
landwirtschaftlichen Betrieb ereignen.
Und bei Leitern und Gerüsten
ist generell mehr Vorsicht angeraten. Zu tödlichen
Unfällen kam es in 2015, indem Personen von Silage
verschüttet wurden oder in die Vorgrube gestürzt und
dort erstickt sind.
Neben Fehlverhalten ist festzustellen, dass auch die
Regeln zu wenig beachtet werden, so Kock. Zu den bestehenden
Anforderungen gehört die Gefahrstoffverordnung,
die das Durchführen einer Gefahrenbeurteilung
vorschreibt. Dabei sind nicht nur die eigenen Beschäftigten
zu unterweisen, sondern auch die auf der Anlage
Beschäftigten von Fremdfirmen. Letztlich ist im Unfallgeschehen
der Mensch der Schwachpunkt, den es
durch präventive Maßnahmen zu schützen gelte. Dazu
gehören konstruktive Veränderungen auf der Anlage
ebenso wie wiederkehrende Prüfungen und Schulungen
nach TRGS 529. In der TRGS 529 werden die nach dem
Stand der Technik zur Verfügung stehenden sicherheitstechnischen,
organisatorischen und personenbezogenen
Schutzmaßnahmen zusammengefasst. Das Regelwerk
gilt für alle Tätigkeiten bei der Herstellung von Biogas
und dem Betrieb von Biogasanlagen. Der Geltungsbereich
umfasst alle Anlagenteile ab der Anlieferung von
Substraten und Zusatz- und Hilfsstoffen.
Was kommt mit der
Biogasanlagenverordnung?
Einen Ausblick auf die Biogasanlagenverordnung, die
bislang nur als Referentenentwurf vorliegt, gab in Hannover
Thomas Hackbusch von der Landesanstalt für
Umwelt, Messungen und Naturschutz Baden-Württemberg.
Seinen Angaben zufolge zeigten sich bei Sachverständigenprüfungen
über mehrere Jahre zum Teil
erhebliche Mängel. Die Übertragbarkeit ihrer Erkenntnisse
sollte im Licht der vorhandenen Vorschriften und
Regelungen sorgsam geprüft werden, so Hackbusch.
Dazu gibt es einen eigenen Ausschuss bei der Kommission
für Anlagensicherheit (KAS). Dabei handelt es sich
um ein Gremium, das die Bundesregierung in Fragen
der Anlagensicherheit berät und darüber hinaus sicherheitstechnische
Regeln erarbeitet. Auf Grundlage der
bisherigen Arbeiten wird nun eine „TRAS Biogasanlagen“
erarbeitet.
In dieser gemeinsamen Vorschrift sollen die sicherheitstechnischen
Anforderungen zusammengefasst
werden, um einen möglichst störungsfreien Betrieb
der gesamten Anlage zu gewährleisten. Schwerpunkte
sollen insbesondere das Verhindern von Bränden und
Explosionen, aber auch das Vermeiden von Stofffreisetzungen
sein, die eine Gefahr für die menschliche
Gesundheit oder für Böden und Gewässer darstellen.
Fachverband arbeitet an Sicherheitskultur
Die Unfälle als auch die Ergebnisse der Prüfungen
zeigen, dass Handlungsbedarf besteht. Durch die diversen,
vom jeweiligen EEG vorgegebenen Zeitfristen
24

Biogas Journal | 1_2017
Biogas convention
Manuel Maciejczyk,
Geschäftsführer des
Fachverbandes Biogas
e.V., berichtete in
seinem Vortrag unter
anderem über das
neue Projekt des
sogenannten
„Sicherheitsfachberaters“,
der die
Betreiber künftig
unterstützen soll.
AUF in
die Zukunft mit der
richtigen Technik
für jedes
Substrat!
ist die Biogasbranche
dynamisch gewachsen.
Qualität und
Sicherheit standen dabei
nicht an erster Stelle, wie Manuel
Maciejczyk, Geschäftsführer des Fachverbandes Biogas
e.V., einräumte. Zudem ist die Sicherheitskultur in der Branche
eher an den Standards der Landwirtschaft als an denen der
Industrie orientiert. Betreiber sehen sich einer unübersichtlichen
Situation mit 400 Gesetzen, Verordnungen und Regelwerken
konfrontiert.
Und zu dem bereits umfangreichen Regelwerk kommen noch
neue Verordnungen hinzu. Sinnvoll wäre sicher die Zusammenführung
in einem Regelwerk, machte Maciejczyk deutlich.
Ohne wirkliche Abstimmung befassen sich vier Ministerien mit
der Sicherheit auf Biogasanlagen. Eine Koordination der Aktivitäten
beim Bund und auf der Ebene der Länder fehle. Die
grundlegende Forderung lautet daher, das vorhandene Regelwerk
besser zu vollziehen, statt die Probleme mit noch mehr
Papier lösen zu wollen. Dabei drohe die Gefahr der Überregulierung.
Maciejczyk legte die umfangreichen Lösungsansätze dar, die
der Fachverband Biogas e.V. in puncto Sicherheit auf Biogasanlagen
erarbeitet hat. Dazu gehören die eigenen technischen
Standards und Normen, die gemeinsam mit DVGW und DWA
entwickelt werden. Der Schulungsverbund Biogas zur Qualifizierung
der Branchenakteure ist seit 2013 aktiv. Daneben
werden Sicherheitsaspekte auch immer wieder auf Tagungen
und im Biogas Journal thematisiert. Mit Schäden, Problemen
und Unfällen soll in der Branche und im Verband offen umgegangen
werden.
Dokumentationen müssen stets aktuell gehalten werden, und
die Verantwortlichkeiten auf der Anlage sind zu klären. Das gilt
auch für das Unterweisen von Mitarbeitern von Fachfirmen,
die Arbeiten auf der Anlage ausführen. Wichtig ist auch, sich
auf den eventuellen Notfall mit dem Erstellen von Plänen und
der Absprache mit der örtlichen Feuerwehr vorzubereiten. Bei
der Umsetzung der Anforderungen helfen diverse Arbeitshilfen
des Fachverbandes Biogas e.V., denen weitere folgen sollen.
Zu den neuen Projekten des Fachverbandes gehört der Sicherheitsfachberater.
Dabei ist an kompetente Personen aus der
Branche gedacht, die Betreiber bei den Dokumentations- und
Prüfpflichten helfen. In Abstimmung mit den Behörden erfolgt
die Qualifizierung und Schulung „befähigter Personen“ auf
Biogasanlagen.
Clever Optimieren
BIOGAS
Optimieren Sie jetzt Ihre Substrat-Einbringung
und Aufbereitung
Wir analysieren Ihre Substrate und erarbeiten mit Ihnen eine effiziente
Lösung. Unser umfangreiches Leistungsspektrum bietet technische
Lösungen für die effiziente Feststoffaufbereitung und -dosierung –
auch für Ihren speziellen Mix. Dahinter stehen unser Biogas-Knowhow
sowie kompetente Beratung und Service.
Alles aus einer Hand und mit System!
NEU:
DisRuptor Feinzerkleinerer
Gewinner des Innovation Award
EnergyDecentral 2016.
Aufgrund individuell anpassbarer
Einstellungen bereitet der
DisRuptor unterschiedlichste
Substrate optimal auf. Er reduziert
den Eigenenergiebedarf
und steigert die Gasausbeute.
Erfahren Sie mehr: vogelsang-biogasmax.de
25
ENGINEERED TO WORK

Biogas convention
Biogas Journal | 1_2017
Rentablen Anlagenbetrieb und
Standortpotenziale diskutiert
Im Workshop 5 ging es unter anderem um die Herausforderungen,
Chancen und Risiken des künftigen Biogasanlagenbetriebs. Wobei das
EEG 2017 die entscheidende Richtung vorgibt. In Baden-Württemberg
können neuerdings intensive Standortanalysen vorgenommen werden.
Der Fachverband hat kalkuliert, wie Kosten gesenkt und Erlöse besser
ausgeschöpft werden können.
Von Thomas Gaul
Biogas quo vadis? – diese rhetorische
Frage stellte Dr. Ludger
Eltrop vom Biomasse-Info-Zentrum
der Universität Stuttgart.
Es gebe ambitionierte energie-
und klimapolitische Ziele zur Reduzierung
der Treibhausgas-Emissionen und
zum Ausbau Erneuerbarer Energien. Die
Ausbaupfade für den Elektrizitätssektor
zeigten künftig hohe Anteile dargebotsabhängiger
Erneuerbarer Energien. Die Bereitstellung
von Grundlast durch Biomasseanlagen
werde künftig weniger benötigt.
Um die Lücke zwischen Erzeugung und
Nachfrage zu füllen, gebe es verschiedene
Flexibilitätsoptionen. Die flexible Fahrweise
von Biogasanlagen gehöre dazu.
Um die Ausbaupotenziale von Biogas modellieren
zu können, wurden beispielhaft
in Baden-Württemberg alle Biogasanlagen
erfasst (Stand 2014). Mithilfe einer Standortanalyse
lässt sich nun herausfinden, wo
es noch Nahwärmepotenziale gibt oder wo
sich in geringer Entfernung vom Erdgasnetz
eine Biomethaneinspeisung realisieren
lässt. Möglicherweise lassen sich auch
mehrere Biogasanlagen in räumlicher Nähe
mit einem Mikrogasnetz zusammenschalten.
Bei einem kostenoptimalen Betrieb und
Ausbau aller Flexibilitätsoptionen in
Deutschland könnten bis zu 15 GW el
an
Leistung aus Biomassekraftwerken hinzugebaut
werden. Die Gesamtsystemkosten
können durch den flexiblen Einsatz von
Biomasseanlagen gesenkt werden. Eine
Grundlast-Fahrweise ist nur bei einer vollständigen
Wärmeauskopplung sinnvoll.
BHKW-Kapazitäten, die nicht zur Deckung
des Wärmebedarfs benötigt werden, sollten
systemdienlich getaktet werden. Bei
der integrierten Betrachtung des Stromund
(Nah-)Wärmemarktes sieht Eltrop
noch Forschungsbedarf bei sektorübergreifenden
Technologien wie Speicher und
Power-to-X.
Das EEG 2017 gibt die
Richtung vor
Bei der Frage nach dem Weg für Biogas gibt
zunächst einmal das EEG 2017 die Richtung
vor. Welche Herausforderungen und
Chancen damit verbunden sind, beleuchtete
Mattes Scheftelowitz vom Deutschen
Biomasse-Forschungszentrum (DBFZ).
„Das Risiko liegt in der Gebotsobergrenze
von 16,9 Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh)
bei Bestandsanlagen und 14,88 ct/kWh bei
Neuanlagen“, sagte Scheftelowitz. Kostensenkungen
sind aus seiner Sicht erforderlich,
um einen wirtschaftlichen Betrieb für
NawaRo-Anlagen zu ermöglichen.
Fraglich bleibe, ob die Erlöse aus dem Stromund
Wärmemarkt ausreichen, um die geringere
Vergütung zu kompensieren. Chancen
sieht Scheftelowitz vor allem darin, dass mit
den Ausschreibungen der Weiterbetrieb von
Bestandsanlagen möglich sei. Auch die Vergütungskategorie
für Güllekleinanlagen ist
im EEG 2017 erhalten geblieben. Bei vorhandener
Restlaufzeit im alten EEG sollten
Konzepte zur Wärmenutzung weiter ausgebaut
und sollte die Flexibilitätsprämie zur
Überbauung genutzt werden.
Lassen sich die Anlagen
rentabel betreiben?
Wie Anlagenbetreiber ihre individuellen
Betriebskosten senken können oder die
Erlöspotenziale ihrer Anlagen besser ausschöpfen
können, hat Florian Strippel,
Referat Abfall, Düngung und Hygiene
beim Fachverband Biogas e.V., anhand
von Beispielkalkulationen für verschiedene
Anlagenklassen durchgerechnet. Sie
umfassen die Höchstbemessungsleistung
von 140 kW, 400 kW und 1.000 kW, um
einen Überblick über den deutschen Anlagenbestand
zu erhalten. Dem Kapitalwert
der Investitionen wird die Summe
der Energieerträge (Strom und Wärme)
gegenübergestellt. Die Stromgestehungskosten
basieren auf Durchschnittswerten,
sogenannten LCOE (Levelized Costs Of
Energy).
Bei kleineren Anlagenkonzepten sind diese
generell höher. Denn bezogen auf die
installierte elektrische Leistung sind die
Investitionskosten erhöht, die Vermarktung
der Wärme auch aufgrund des erhöhten
Eigenwärmebedarfs ist schwieriger.
Die Mehrerlöse an der Strombörse tragen
im Verhältnis weniger zur Kostensenkung
bei als bei Großanlagen. Durch den ohnehin
bereits hohen prozentualen Anteil
von Wirtschaftsdünger an der Substratzusammensetzung
ist hier in der Regel
auch kein großes Optimierungspotenzial
vorhanden.
Bei der Kalkulation muss der Ersatzinvestitionsbedarf
in BHKW sowie weiterer
technischer Komponenten für den neuen
Vergütungszeitraum festgestellt werden.
Zusatzinvestitionen können erforderlich
werden, um die Anlage bei neuen Anforderungen
(beispielsweise der AwSV) weiter
gesetzeskonform betreiben zu können. Um
bauliche Anlagen aus der ursprünglichen
Vergütungsperiode weiternutzen zu können,
sind höhere Wartungs- und Reparaturkosten
zu erwarten.
Bei einer Umstellung des Anlagenkonzeptes
(etwa auf Wirtschaftsdünger) kann ein
höherer Arbeitsaufwand erforderlich werden.
Mit der Genehmigungsänderung hinsichtlich
der Einsatzstoffe sind wiederum
Kosten verbunden.
Die Werte der LCOE können als Anhaltspunkt
innerhalb der Biogasbranche
dienen; ein direkter Vergleich mit den
Stromgestehungskosten von Wind- und
Solarenergie ist damit nicht möglich.
Dennoch wird deutlich, dass nicht für alle
Anlagentypen durch das Ausschreibungsmodell
in seiner existierenden Form ein
ausgeglichener Wettbewerb geschaffen
wird.
26

Biogas Journal | 1_2017
Biogas convention
Foto: Isabel Winarsch
Während der
Pressekonferenz, von
links: Fachverbands-
Hauptgeschäftsführer
Dr. Claudius da Costa
Gomez, Präsident
Horst Seide und Vizepräsident
Hendrick
Becker.
Die Stimmung bessert sich
Die Biogasbranche sieht wieder
einen Silberstreif am Horizont.
„Die Stimmung ist nicht ganz
so trübe wie das Wetter und
auch nicht so schlecht wie vor
einem Jahr“, sagte Horst Seide, Präsident
des Fachverbandes Biogas e.V., auf der
Pressekonferenz im Rahmen der Biogas
Convention auf der EuroTier/EnergyDecentral
im November in Hannover. In Jahr 2016
wurden 150 Biogasanlagen hinzugebaut,
überwiegend Kleinanlagen zur Güllevergärung.
Für 2017 geht der Fachverband von
einem ähnlich niedrigen Niveau aus. Das ist
weit entfernt von den Zahlen früherer Jahre.
Und dennoch, das EEG 2017, das im
Januar in Kraft getreten ist, bietet für die
bestehenden rund 9000 Biogasanlagen in
Deutschland endlich wieder eine Perspektive.
„Nur vom Stromverkauf allein werden
die Betreiber nicht mehr leben können“,
machte Horst Seide zugleich die Herausforderungen
deutlich.
Flexible Biogasanlagen können für die Versorgungssicherheit
im Stromnetz wichtige
Aufgaben übernehmen. „Wir gleichen die
Schwankungen der anderen Erneuerbaren
aus“, sagte der Fachverbands-Präsident.
Nur wird das am Strommarkt nicht hinreichend
honoriert, sind doch die Preise für
Regelenergie an der Strombörse gefallen.
Ändern dürfte sich das erst, wenn auch die
letzten fossilen Kraftwerke vom Netz gehen.
Der Verbandspräsident forderte, dass auch
die klimarelevanten Vorteile von Biogas honoriert
werden.
Denn die Landwirtschaft muss auch ihren
Beitrag zur Vermeidung von Treibhausgasen
leisten. Und Biogas kann dazu beitragen,
wenn durch die Vergärung von Gülle die
Methanemissionen aus der Tierhaltung reduziert
werden. Das anfallende Gärprodukt
ist darüber hinaus ein wertvoller Dünger,
der Nährstoffkreisläufe schließt und für die
Pflanzen besser verträglich ist.
Grund zum Jubeln gibt es für die gebeutelte
Branche nicht, denn es gehen auch Biogasanlagen
vom Netz. Zu den wichtigen Gründen
gehört, dass sich teure Nachrüstungen
in puncto Anlagensicherheit oder Umweltschutz
für die Betreiber nicht rechnen. Wie
viele Anlagen genau stillgelegt wurden,
lässt sich nicht exakt bestimmen, da diese
nicht in einem Anlagenregister erfasst sind.
Der Fachverband Biogas geht davon aus,
dass der tatsächliche Zuwachs gegen null
tendiert, wenn die Stilllegungen gegengerechnet
werden.
Im Rahmen der Flexibilisierung sind 2016
knapp 150 Megawatt (MW) installiert
worden. Dabei handelt es sich in der Regel
um größere Anlagen, die im Zuge der
Überbauung ihre Leistung erhöht haben.
Arbeitsrelevant an tatsächlicher Leistung
sind davon nur 10 MW. Mit der Umstellung
auf das Ausschreibungsmodell ändern sich
die Rahmenbedingungen grundlegend.
„Ich bin gespannt, wie die erste Ausschreibungsrunde
ausgeht“, sagte Seide. Er sieht
die größeren Anlagen dabei tendenziell im
Vorteil.
Wenn es noch Wachstum für Biogas und
Biomasse allgemein geben soll, kommt dies
weniger durch den Strommarkt als vielmehr
durch die Sektoren Mobilität und Wärme.
Hier liegt für Biogasanlagen-Betreiber noch
Potenzial brach. Eine aktuelle Studie des
Fachverbandes zeigt, dass viele Biogasanlagen
schon über ein sinnvolles Wärmekonzept
verfügen (siehe Artikel ab Seite 68).
Handwerkliche Fehler
im EEG 2017
Der Präsident des Fachverbandes Biogas e.V.,
Horst Seide, sieht handwerkliche Fehler im neuen
EEG. Dazu zählt für ihn auch die lange Reihe
von Verordnungsermächtigungen. Sie erlauben es
dem Bundeswirtschaftsministerium, Änderungen
im Gesetz ohne Abstimmung mit dem Bundesrat
vorzunehmen. Doch vielleicht steckt ja eine Strategie
dahinter. Seide sagte in seinem Vortrag auf
der Biogas Convention: „Die Botschaft aus dem
Wirtschaftsministerium ist, die Biomasse aus der
Stromerzeugung herauszudrängen.“ Auf der anderen
Seite lasse ein Thesenpapier zur Zukunft des
Strommarktes aus dem Ministerium hoffen, so der
Fachverbands-Präsident: „Selbst in 2050 machen
wir noch Strom aus Biomasse.“ Die Perspektive für
Biogas liege jedoch im steigenden Einsatz im Verkehrssektor
und als Rohstoff für die Industrie.
Auch denken drei Viertel der Befragten über
einen Ausbau oder einen Einstieg in die
Wärmenutzung nach. Viele erzielen dafür jedoch
keinen auskömmlichen Preis, monierte
Seide: „Es ist nicht mehr zukunftsfähig,
dass die Wärme praktisch verschenkt wird.“
Wie aus der Studie hervorgeht, werden die
Betreiber mit einem Durchschnittspreis von
2,6 Cent je Kilowattstunde entlohnt.
Der Vizepräsident des Fachverbandes Biogas,
Hendrik Becker, hofft, dass mit einem
Klimaschutzplan der Bundesregierung der
Markt wieder in Schwung kommt. Viele
Unternehmen überleben derzeit dank der
gestiegenen Nachfrage aus dem Ausland.
Allerdings ist das politische Umfeld nicht
allein für den internationalen Klimaschutz
immer weniger verlässlich.
27

Politik
Biogas Journal | 1_2017
Der Rückbau der Atomkraftwerke sowie die
Lagerung des Atommülls werden in Zukunft von
den Steuerzahlern beglichen werden müssen.
Foto: fotolia_rcx
Die Bundesregierung tritt das
Verursacherprinzip in die Tonne
Die Atomfirmen sollen nicht länger für die Kosten des Atommülls haften, sondern
die Steuerzahler.
Von Bernward Janzing
Absehbar war der Tabubruch spätestens
seit Frühjahr. Da nämlich präsentierte
die „Kommission zur Überprüfung der
Finanzierung des Kernenergieausstiegs
(KFK)“ entsprechende Pläne. Im Oktober
war dann der Beschluss der Bundesregierung nur noch
Formsache: Die Atomstromerzeuger in Deutschland
werden sich von den Ewigkeitskosten ihres Tuns freikaufen
können.
Das Ganze sieht dann so aus: Zum letzten Bilanzstichtag
Ende 2015 hatten die Atomkonzerne in Deutschland
40,1 Milliarden Euro für den Abriss ihrer Reaktoren
und die Entsorgung des Atommülls zurückgestellt.
23,34 Milliarden davon sollen sie nun in einen staatlichen
Fonds überweisen, der anschließend die Kosten
der Endlagerung trägt. Nur die Stilllegung und den
Rückbau werden die Konzerne dann noch selbst bezahlen
müssen.
Dass die Endlagerkosten auf diese Weise aus den Firmenbilanzen
herausgenommen werden und in einen
Fonds fließen, ist grundsätzlich natürlich sinnvoll.
Denn die Rückstellungen sind kein Geld auf dem Konto,
sondern nur eine Art vorweg verbuchter Rechnung.
Sie sind nur werthaltig durch die Vermögen des betreffenden
Unternehmens. Im Falle eines Konkurses einer
Atomfirma wäre das Geld, das für die Verwahrung der
Altlasten eingeplant ist, also weg.
Atomkonzerne kaufen sich von
künftigen Kosten frei
Doch der nun beschlossene Deal hat eine unangenehme
Seite. Denn damit kaufen sich die Konzerne von
den absehbar steigenden Kosten der Atommüllverwahrung
frei – es gibt keine Nachschusspflicht. Die Verursacher
müssen also nicht mehr dafür aufkommen,
wenn das Geld im Staatsfonds aufgezehrt ist. Da das
früher oder später der Fall sein wird, ist schon heute
klar: Es bezahlt der Staat.
Der Steuerzahler wird zwangsläufig einspringen müssen,
weil alle Kalkulationen sehr spekulativ sind: Erstens
geht die Rechnung nur dann auf, wenn die Beträge,
die in den Fonds fließen, in den nächsten Jahren
und Jahrzehnten einigermaßen verzinst werden. Das
aber scheint angesichts der Zinspolitik der EZB unrealistisch
zu sein. Und zweitens kennt niemand die
Preisentwicklung im Nuklearsektor.
28

Biogas Journal | 1_2017 Politik
Bei Großprojekten sind Preissteigerungen bekanntlich
an der Tagesordnung – sowohl bei nuklearen als auch
bei anderen Vorhaben. Die Kosten auf den beiden europäischen
Reaktorbaustellen Flamanville (Frankreich)
und Olkiluoto (Finnland) haben sich in nur wenigen
Jahren verdreifacht. Und egal, ob wir den Kanaltunnel,
die Elbphilharmonie oder den Berliner Flughafen
nehmen: Bei jedweder Art von Großprojekten lagen die
Kosten stets deutlich über den Kalkulationen, mitunter
zehnfach. Dass das bei der Atommülllagerung anders
sein sollte, fällt schwer zu glauben, zumal sie mit Abstand
das langfristigste Projekt ist, das je eine Gesellschaft
zu finanzieren hatte.
Unkalkulierbare Rückbaukosten
Verglichen mit der für Jahrtausende notwendigen Endlagerung
sind die Rückbaukosten noch leichter zu kalkulieren.
Aber auch die laufen mancherorts schon aus
dem Ruder. Dabei hatte die Atomwirtschaft einst so
getan, als sei der Rückbau akribisch planbar. In einer
Broschüre des Jahres 2008 („vom Kernkraftwerk zur
‚Grünen Wiese‘“) hoffte die Betreiberfirma Eon noch,
der 2003 stillgelegte Meiler Stade werde im Jahr 2014
aus der atomrechtlichen Überwachung entlassen. Das
ist der Zeitpunkt, von dem an die verbleibenden Gebäudeteile
wie jede andere Fabrikhalle behandelt und
beseitigt werden können. Doch so weit ist es in Stade
noch lange nicht. Heute nennt Eon sicherheitshalber
keinen Zeitplan mehr – zu groß ist das Risiko, ihn abermals
zu verfehlen.
Im Sockel des Reaktorgebäudes wurden „unerwartete
Kontaminationen“ festgestellt, wie die Betreiberfirma
auf Anfrage mitteilt. Dieser „befundbehaftete Betonbereich“
führe nun dazu, dass „eine Neuaufplanung
der Rückbauarbeiten“ erfolgen müsse. Entsprechend
teuer wird es: Bei Stilllegung hatte Eon Rückbaukosten
von 500 Millionen Euro veranschlagt, heute spricht die
Firma von „zirka einer Milliarde“.
Ähnlich ergeht es den Energiewerken Nord beim Rückbau
der DDR-Reaktoren in Lubmin und Rheinsberg.
„Als wir im Jahr 1995 begannen, gingen wir davon aus,
bis 2010 fertig zu sein“, sagt eine Firmensprecherin.
Inzwischen ist von 2025 bis 2028 die Rede. Die Kostenschätzungen
für den Rückbau der sechs Blöcke belaufen
sich aktuell auf 6,6 Milliarden Euro. Vor allem
Rheinsberg hat Probleme: „Es gibt Kontaminationen
im Boden, wo keine sein dürften“, sagt die Sprecherin.
Atomrechtliche Rückbaugenehmigungen
fehlen noch
Bundesweit dürfte daher noch manche Überraschung
zu erwarten sein, denn die große Rückbauwelle kommt
erst noch. Keiner der neun Reaktoren, die seit Fukushima
stillgelegt wurden, hat bisher eine atomrechtliche
Rückbaugenehmigung erhalten. „In Stilllegung“, wie
es offiziell heißt, sind derzeit nur Meiler, die schon länger
abgeschaltet sind, 16 insgesamt. Aus dem Atom-
29

Politik
Biogas Journal | 1_2017
gesetz entlassen sind überhaupt erst 3 der 36 Anlagen,
die im Laufe der Jahrzehnte in Deutschland gebaut
wurden. Das sind die ganz frühen Reaktoren Großwelzheim,
Kahl und Niederaichbach. Zurückgebaut werden
müssen zudem zahlreiche Forschungsreaktoren; von
einst 46 sind heute noch 7 in Betrieb.
Die Endlagerung ist noch ungleich schwerer zu kalkulieren.
Wirtschaftsminister Sigmar Gabriel (SPD) hatte
im vergangenen Jahr einen „Stresstest“ lanciert, der ermitteln
sollte, wie sicher die Finanzierung von Rückbau
und Endlagerung tatsächlich ist. Das Gutachten einer
Düsseldorfer Wirtschaftsprüfergesellschaft bezifferte
im Oktober 2015 den Finanzbedarf für Rückbau und
Endlagerung auf 29,9 bis 77,4 Milliarden Euro.
Innerhalb dieser großen Spanne gehen die Gutachter
von einem wahrscheinlichsten Kostenszenario um 47,5
Milliarden Euro aus. Davon entfallen 19,7 Milliarden
auf Stilllegung und Rückbau, 5,8 Milliarden auf die
Zwischenlagerung, 3,8 Milliarden auf das Endlager
Schacht Konrad, 8,3 Milliarden auf ein bislang undefiniertes
Endlager für hochradioaktive Abfälle sowie 9,9
Milliarden auf Behälter, Transporte und Betriebsabfälle.
Um die Aussagekraft der so präzise klingenden Zahlen
einordnen zu können, ist jedoch eines zu wissen: Das
Papier betrachtet den Zeitraum bis zum Jahr 2099 –
viel zu lang für seriöse Berechnungen, viel zu kurz andererseits,
um der nötigen Lagerzeit des Strahlenmülls
gerecht zu werden. Weil die langfristigen Kosten des
Atomabenteuers also grundsätzlich nicht berechenbar
sind, flüchten sich die Gutachter in Zahlenspiele von
zweifelhafter Relevanz.
Gleichwohl schloss das Bundeswirtschaftsministerium
aus dem Gutachten, die deutschen Atomkonzerne seien
in der Lage, die Kosten des Rückbaus und der Endlagerung
zu tragen. Faktisch jedoch folgte die Interpretation
schlicht politischer Räson – eine schonungslose
Analyse von Unternehmensrisiken war das Gutachten
nicht – und durfte es auch gar nicht werden.
Konzernwerte wurden geschont
Aus einfachem Grund: Stellen wir uns vor, das Gutachten
hätte – korrekterweise – ergeben, die AKW-Betreiber
seien heillos überfordert mit den langfristigen
Kosten ihres Strahlenmülls. Dann hätten die börsennotierten
Unternehmen einen massiven Kurs- und damit
Wertverlust erfahren, ihre Restbonität wäre dahin geschmolzen.
Die ohnehin geschwächten Firmen wären
vollends in Straucheln geraten. In der Ökonomie gibt es
eben Prognosen, die sich selbst erfüllen können; diese
wäre eine solche geworden.
Nebenbei bemerkt: Mit der absehbaren Staatshaftung
für sein Atomabenteuer steht Deutschland nicht alleine.
In einer Analyse der Situation in der Schweiz,
Schweden und Finnland konnte das Forum Ökologisch-
Soziale Marktwirtschaft bereits 2014 zeigen, dass in
allen drei Ländern die Fonds „deutlich unterfinanziert“
sind. Und so geht man offenbar auch in diesen Ländern
davon aus, dass am Ende der Staat einspringt. Längst
scheint es, als hätte sich die Gesellschaft mit diesem
ursprünglich als Tabu betrachteten Umstand arrangiert.
Die KFK hatte in ihrem Bericht vom April bereits
überraschend ehrlich erklärt, dass durch die „Enthaftung
bei den Endlagern“ die betroffenen Firmen „einen
ökonomischen Vorteil in der Bewertung ihrer Unternehmen
und beim Zugang zu den Finanzmärkten“ erlangen
würden.
Ungenierte Dividendenausschüttung
Kurz gesagt: Der Staat kommt für die Schäden eines
Geschäftes auf, das Aktionären jahrelang Dividenden
in Milliardenhöhe brachte – und tritt somit das Verursacherprinzip
ganz nonchalant in die Tonne. RWE und
Eon haben alleine seit der Jahrtausendwende fast 50
Milliarden Euro an ihre Anleger ausgeschüttet – Profit
auf Kosten der Allgemeinheit. Und das Spiel geht weiter.
Im Juni 2016, als sich längst andeutete, dass der
Staat den Atomkonzernen unter die Arme greifen will,
beschloss Eon abermals ungeniert die Ausschüttung
von rund 1 Milliarde Euro Dividende an seine Aktionäre.
„Zechprellerei zu Lasten der Allgemeinheit“ nannte
das die Anti-Atom-Organisation ausgestrahlt e.V..
Die Bundesregierung hatte die angestrebte Kostenübernahme
durch den Steuerzahler präzise eingefädelt,
indem sie die 19-köpfige KFK installierte. Geleitet
wurde sie von Jürgen Trittin (Grüne) zusammen mit
Matthias Platzeck (SPD) und Ole von Beust (CDU) – da
konnten selbst die Grünen gegen das Ergebnis kaum
noch aufmucken. Dass schon der Name (Kommission
zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs)
irgendwie skurril war, weil die Kosten der
Atommüllverwahrung ja bekanntlich eher Folge des
Atomeinstiegs als des Atomausstiegs sind, fiel da kaum
noch ins Gewicht.
Was nun bleibt, ist der bittere Geschmack, dass wieder
einmal Gewinne privatisiert und Kosten sozialisiert
werden. Trittin sagte einst im Zusammenhang
mit der zunehmend desolaten Lage der europäischen
Nuklearfirmen genüsslich den Satz: „Wer nicht auf die
Anti-AKW-Bewegung hört, den bestraft der Markt.“
Inzwischen wird er wohl hinzufügen müssen: „...und
den rettet am Ende die Politik.“ Denn nichts anderes
geschieht gerade in Deutschland.
Autor
Bernward Janzing
Freier Journalist
Wilhelmstr. 24a · 79098 Freiburg
Tel. 07 61/202 23 53
E-Mail: bernward.janzing@t-online.de
30

Biogas Journal | 1_2017 Politik
Arnold Eindampfer für flüssige Gärreste
= +
Flüssige Gärreste
100% Nährstoffe
Eindampfer
Klares Wasser
0% Nährstoffe
Konzentrat
99,99% Nährstoffe
•
•
•
•
•
•
•
Volumenreduktion bis 90% Endlagerausbau wird unnötig
Einleitfähiges Kondensat
Reduktion der Transportkosten
Abwärme nutzen KWK Bonus
Aufkonzentrierung der Nährstoffe
Absolut geruchsfrei durch Vakuum-Betrieb
Kein zusätzlicher Personalaufwand durch autonome Steuerung
Arnold Eindampfer statt Endlagerausbau
Energieverbrauch pro
1000 l Wasserverdampfung:
• 250 kWh thermisch
• 15 kWh elektrisch
Bild:
Anlage Niedersachsen
Reservieren Sie einen Besuchstermin oder verlangen Sie ein unverbindliches Preisangebot
Arnold & Partner AG
Eistrasse 3 CH-6102 Malters + 41 (0) 41 499 60 00 www.arnoldbiogastechnik.ch info@arnoldbiogastechnik.ch
31

Politik
Biogas Journal | 1_2017
Zuschaltbare Last an den
Erneuerbaren vorbei
Alle Experten begrüßen das Konzept der zuschaltbaren Lasten. Allerdings verpufft dieser
Ansatz, wenn er von oben herab als bloßes Instrument für die Netzstabilität verordnet wird
und die Erzeuger von Erneuerbaren Energien nicht mit einbezieht.
Von Dierk Jensen
Nutzen ist besser abschalten“. Auf diesen
kleinsten gemeinsamen Nenner mögen
sich die Akteure der Energiewirtschaft, ob
nun fossil-grau oder erneuerbar, sicherlich
einigen. Daher ist es auch nicht sonderlich
verwunderlich, dass der Bundesverband Energiespeicher
(BVES) im späten Sommer 2016 forderte, „durch
zuschaltbare Lasten Abschalten zu verhindern“.
Klingt einleuchtend, ist doch damit grundsätzlich gemeint,
dass im Falle von Stromüberschüssen eine zusätzliche
Last, Power-to-X, ans Netz gehen soll, um
Wärme, Kraftstoff oder anderweitige Energie für die
Industrie zu erzeugen beziehungsweise bereitzustellen.
Das sei eine „große Chance für die Energiewende“,
meint der BVES, um im gleichen Atemzug Kritik anzubringen:
„Mit den zurzeit diskutierten Regelungen kann
das große Potenzial der zuschaltbaren Lasten nicht ausgeschöpft
werden“, ruft BVES-Geschäftsführer Urban
Windelen warnend in den Gesetzesdschungel aus EEG,
KWK-Gesetz und Energiewirtschaftsgesetz hinein.
Zudem bemängelt der BVES, dass man nach den bisher
vorliegenden Plänen die Option von zuschaltbaren Lasten
auf die Netzausbaugebiete im Norden beschränken
will, was wirtschaftliche und effiziente Lösungen
verhindere. Deshalb hat der BVES eine Fachgruppe
Power-to-X gebildet. In ihr sitzen 20 Fachleute von Firmen
aus allen Bereichen: Thyssen, Innogy, Mitsubishi
bis hin zu Steag und GP Joule. Sie arbeiten ein Papier
aus, das dem Bundeswirtschaftsministerium vorgelegt
werden soll, damit die Rahmenbedingungen einer EEG-
Verordnungsermächtigung zum Thema zuschaltbare
Lasten auch so definiert werden, sodass die gute Idee
am Ende auch eine produktive Umsetzung findet. Allerdings
hüllt der BVES über das endgültige Positionspapier
noch den Mantel des Schweigens.
Branche enttäuscht von der Groko
Derweil sind viele Akteure der Erneuerbaren Energien
und Vorreiter der Sektorenkoppelung, also diejenigen,
die die Vernetzung von erneuerbarer Erzeugung mit
Wärme, Mobilität und Industrie vorantreiben wollen,
herbe enttäuscht von der Art und Weise, wie das Thema
zuschaltbare Last von der Großen Koalition in den
Absatz 6a des Paragrafen 13 ins Energiewirtschaftsgesetz
gehoben worden ist.
Die Regie über das Thema ist nämlich ganz und gar
in die Hände der Übertragungsnetzbetreiber gelegt
worden. Zwar wird für entstehende Mehrkosten von
zuschaltbaren Lasten eine Kompensation in Aussicht
gestellt. Doch ist die Erwartung, dass die Betreiber erneuerbarer,
dezentraler Energieerzeugung und damit
auch die Biogasbranche integriert werden würden in
die noch zu lösende Systemfrage, wie in Zukunft bei
steigendem Anteil von grünem Strom die Netze stabil
und sicher gehalten werden, unberücksichtigt geblieben:
Es gibt keine Partizipation, keine Sektorenkopplung
von unten und dezentral.
Aber auch Stadtwerke, Betreiber von KWK-Anlagen
und sogar die Verteilnetzbetreiber sind nicht zufrieden.
„Grundsätzlich handelt es sich dabei um einen
richtigen Gedanken, allerdings sehen wir die Rolle der
Verteilnetzbetreiber – wie beispielsweise der Schleswig-Holstein
Netz AG – bei diesem Thema zu wenig
berücksichtigt“, wirft Ole Struck, Leiter der Kommunikation
vom Mutterunternehmen HanseWerk mit Sitz in
Quickborn ein. „Derzeit konzentriert sich das Thema ja
auf die Übertragungsnetzbetreiber.“
Wer bezahlt den Ausfall vermiedener
Netzentgelte?
In den Reihen der Stadtwerke sind die Experten zudem
sehr skeptisch, wie bei dem bisher abgesteckten
Rahmen überhaupt ein tragbares Geschäftsmodell entstehen
soll. Gänzlich ungeklärt ist auch die Frage, wer
im Falle von zuschaltbaren Lasten den Stadtwerken
den Ausfall an vermiedenen Netzentgelten bezahlt.
Ganz abgesehen davon wird auch der direkte Zugriff
des Übertragungsnetzbetreibers auf den eigenen Kraftwerkspark
problematisch gesehen, denn genau das
kann die Netzsicherheit sogar gefährden.
Nicht zuletzt deshalb fordert der Verband kommunaler
Unternehmen (VKU) die Änderung des Paragrafen
13 Absatz 6a mindestens folgendermaßen: „Der
Anschlussnetzbetreiber muss prozessual eingebunden
werden und das Recht erhalten, die durch Dritte
ausgelöste Zuschaltung von Lasten, die an sein Netz
32

Biogas Journal | 1_2017 Politik
angeschlossen sind, zum Zwecke der Netzstabilität zu
modifizieren beziehungsweise zu verhindern.“ Davon
abgesehen bleibt die Thematik mit der Regelung über
Paragraf 13 für den VKU hinter ihren Möglichkeiten
zurück, weil er alleinig aus der Perspektive der Systemsicherheit
formuliert worden ist. „Die regionalen
Potenziale und Märkte bleiben ungenutzt. Ein Instrument
für die echte Nutzung von überschüssigem Strom
aus Erneuerbaren Energien ist es daher nicht, es ist
vielmehr eines für die Übertragungsnetzbetreiber“, so
eine Sprecherin des VKU.
Das alte System, gespeist von historisch gewachsener
Kraftwerkserfahrung, sickert ins EEG hinein. Manche
sprechen deshalb schon von EEVG – „Erneuerbare-
Energien-Verhinderungsgesetz“. So fordert Torge
Wendt, geschäftsführender Gesellschafter der Nordgröön
Energie GmbH in Meldeby bei Flensburg, vehement
ein, mehr Verantwortung für den Strommarkt in
die Regionen zu übertragen. „Als Marktintegrator von
Erneuerbaren Energien und Anbieter von Regionalstrommarken
empfehlen wir der Politik, den Strommarkt
der Zukunft nicht unnötig kompliziert zu gestalten.
Wir wollen keine Regelungen, die an unnötig vielen
Bedingungen geknüpft sind, sondern simple, technologieoffene
und dezentrale Kapazitätsmechanismen,
angelehnt an den Markt für Regelleistungen, der sich
nach Angebot und Nachfrage orientiert“, sagt Wendt.
„Wir könnten morgen mit Projekten zu Power-to-Heat
anfangen, wenn es nicht den schwammigen rechtlichen
Rahmen gäbe.“
Power-to-Heat in Linnau ruht – leider!
Die Frische Nordwind GbR ist indessen schon heute
technisch in der Lage, am Markt für zuschaltbare
Lasten mitzumachen. Die Biogas Linnau GmbH &
Co KG betreibt neben Windparks in der schleswigholsteinischen
Gemeinde Linnau eine Biogasanlage,
deren Abwärme ein lokales Nahwärmenetz versorgt.
„Wir haben vor zwei Jahren zu unserer Biogasanlage
einen 1.000-kW-Elektroden-Heizkessel dazugestellt,
der einen Wärmespeicher mit einem Volumen von
1.000 Kubikmeter auf 80 bis 85 Grad Celsius erhitzen
kann“, erklärt Mitgesellschafter Peter Jepsen. Doch
ruht bisweilen diese teure Investition, weil zum einen
die Betreiber der Netze kein Interesse an dieser zuschaltbaren
Last haben und zum anderen die aktuelle
Gesetzeslage ein wirtschaftliches Betreiben einer solchen
Power-to-Heat-Anlage nicht zulässt, sodass eine
zielführende Verwendung für die Integration einer solchen
Anlage geboten ist. Noch hofft Jepsen auf eine
positive Wendung, doch droht, dass diese Anlage ein
Investitionsgrab werden könnte. „Durch die Zahlung
des Baukostenzuschusses an den Netzbetreiber ist der
elektrische Anschluss ans Netz utopisch“, sagt Jepsen.
Ebenso schwierig gestaltet sich die Sektorenkopplung
auch im Bereich der Wasserstoffproduktion aus Windstrom.
Reinhard Christiansen, Geschäftsführer des
Betreibers Energie des Nordens und zugleich BWE-
Landesvorsitzender von Schleswig-Holstein versucht
schon seit Längerem, eine Wasserstoffproduktion
südlich der dänischen Grenze aufzubauen, die Strom
aus Windenergieanlagen beziehen soll, die bei Netzengpässen
herausgeschaltet werden. Ein Projekt mit
7 Millionen Euro Umfang, an dem sich auch die MVV
beteiligen will, befindet sich allerdings noch in der Planungsschleife.
Energiewirtschaftsgesetz Paragraf 13,
Absatz 6a
Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare
Lasten nach Absatz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in
einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen,
die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen,
soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind.
Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung
aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten.
Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber
von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung
verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung
der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
Währenddessen geht der Zubau neuer Windenergieanlagen
in Nordfriesland munter weiter und analog dazu
werden die Abschaltphasen immer länger. Aktuell ist
es so, dass nahezu jede zehnte Kilowattstunde aus
Erneuerbaren Energien in Schleswig-Holstein nicht
eingespeist wird, weil das Netz einfach nicht ausreichend
Kapazität anbietet. Besonders an windigen und
zugleich sonnigen Tagen stehen viele Windmühlen still.
Das steigert nicht die Akzeptanz der Bevölkerung gegenüber
Erneuerbaren Energien.
Nicht zuletzt deshalb begrüßen alle: „Nutzen ist besser
als abschalten“. Daher schauen die Erzeuger von
Erneuerbaren Energien vor allem im Norden Deutschlands
gebannt nach Berlin, was im Ministerium des
Sigmar Gabriel zum Thema zuschaltbare Lasten in den
nächsten Monaten noch kommen wird. Ohne die Integration
der Erneuerbaren Energien sei das Thema,
so Torge Wendt, „eine Totgeburt“. Ein hässliches Wort,
obgleich kein Zweifel besteht: Eine Energiewende, die
Wärme und Mobilität mitziehen und Sektoren koppeln
will, erfordert eine andere Gestaltung.
Autor
Dierk Jensen
Freier Journalist
Bundesstr. 76 · 20144 Hamburg
Tel. 040/40 18 68 89
E-Mail: dierk.jensen@gmx.de
www.dierkjensen.de
33

praxis / Titel
Biogas Journal | 1_2017
Große Batteriespeicher tragen
zur Systemintegration bei
Der Bedarf an Flexibilität im Stromnetz wächst. Gerade bei einem fortgesetzten Ausbau
der volatilen Stromerzeugung aus Photovoltaik nimmt der Bedarf an Speichern zu.
Große Batteriespeicher können eine technische Lösung sein, doch galten sie
lange Zeit als zu teuer und ihr Betrieb war daher nicht wirtschaftlich. Doch
das ändert sich gerade. In den vergangenen Monaten ging eine Reihe
neuer Projekte an den Start.
Von Thomas Gaul
Bei großen Batteriespeichern tut sich im
Moment sehr viel. Dabei sind es gar nicht
einmal Technologiesprünge, die zu dieser
dynamischen Entwicklung führen. „Sprünge
gibt es derzeit nur beim Preis“, sagt Dr.
Dirk-Uwe Sauer, Professor am Lehrstuhl für Elektrochemische
Energiewandlung und Speichersystemtechnik
der RWTH Aachen. Treiber für die Batterieentwicklung
ist derzeit die Elektromobilität.
Medienberichte über ein „Aus“ für den Verbrennungsmotor
sowie den Aufbau eines Netzes von Schnellladestationen
haben Autofahrer und Konzerne wachgerüttelt.
Doch nicht allein künftige mobile Anwendungen,
sondern der gegenwärtige Einsatz im Netz rückt die
Batterietechnologie in den Fokus. Zu einem regionalen
Schwerpunkt der Speicher-Aktivitäten entwickelt sich
dabei der Norden und Osten Deutschlands.
Das hat seinen Grund: Denn hier stehen viele Windparks
und der Bau von Leitungen zum überregionalen
Stromtransport ist noch nicht sehr weit vorangekommen.
So ist im Herbst 2016 in Brandenburg ein weiterer
Batteriegroßspeicher zur Stabilisierung der Netze
in Betrieb gegangen. Die Upside Services GmbH hat
bei Neuhardenberg im Landkreis Märkisch-Oderland
die Speichereinheit mit einer Gesamtleistung von 5
Megawatt (MW) und einer Speicherkapazität von 5 Megawattstunden
(MWh) fertiggestellt.
Integration in den Regelleistungsverbund
Das Batteriesystem mit Lithium-Ionen-Technik ist in
Container-Bauweise errichtet und an einem Solarpark
in unmittelbarer Nachbarschaft angeschlossen worden.
Dieser Solarpark ist nach Angaben des Projektträgers
mit 145 MW Leistung die größte Anlage Deutschlands.
Die Anlage verfügt zudem über einen eigenen Netzverknüpfungspunkt,
heißt es in der Projektskizze von
Upside Services. Das erlaube, die Großbatterie in den
Regelleistungsverbund einzubinden und frequenzgesteuerte
Primärregelleistungen anzubieten.
Die Projektkosten belaufen sich
auf insgesamt 6,25 Millionen
(Mio.) Euro, davon sind 2,8 Mio.
Euro Fördermittel der EU (80
Prozent) und des Landes Brandenburg
(20 Prozent). Unternehmen
und die Landespolitik unterstreichen
die Bedeutung des
Speichers für die Netzstabilität
in einer Region, die durch Windund
Solarausbau mehr Strom erzeugt,
als sie verbraucht und an
der Grenze der Netzverträglichkeit
angelangt ist.
„Nur wenn konsequent an Speichertechnologien
gearbeitet wird,
kann es in Zukunft gelingen, Strom
aus Erneuerbaren Energien stets
bedarfsgerecht zur Verfügung zu
stellen“, erklärte Wirtschaftsminister
Albrecht Gerber (SPD) bei
der Inbetriebnahme der Anlage.
Er betonte, dass Brandenburg über
weitere Speicherprojekte verfüge, darunter
das Hybridkraftwerk von Enertrag
bei Prenzlau, die Power-to-Gas-Pilotanlage
von Uniper an der Biogasanlage in Falkenhagen
und ein Batteriespeicher an dem Solarpark
Alt-Daber.
Das Projekt wurde mit 376.000 Euro gefördert. Der
Speicher mit Blei-Säure-Batterien besteht aus zwei
Containern mit je 1 MW Leistung. Die Speichercontainer
stützen bereits die Frequenz im Hochspannungsnetz.
Denn er wurde bereits vom Übertragungsnetzbetreiber
50Hertz für den Markt der Primärregelleistung
zugelassen, präqualifiziert, wie Experten sagen. Nun
kann die Vattenfall GmbH die Leistung des Speichers
in ihrem Pool in wöchentlichen Ausschreibungen anbieten.
34

Biogas Journal | 1_2017
praxis / Titel
Batterie
speicher
xxl
In der WEMAG-Halle in
Schwerin sind die Batterien
regalweise aufgestellt.
35

praxis / Titel
Biogas Journal | 1_2017
Fotos: Thomas Gaul
Halle mit Batteriespeicher
von der
WEMAG in Schwerin.
Batteriespeicher und Biogasanlage
Nicht weit davon entfernt versorgt sich der Ortsteil
Feldheim von Treuenbrietzen seit 2010 selbst. Dort
befindet sich auch eine Biogasanlage mit einer installierten
Leistung von 526 kW, die von der örtlichen
Agrargenossenschaft betrieben wird. Nun gibt es eine
weitere Attraktion: Seit Mitte September ist hier der
größte Batteriespeicher Europas am Netz. Das Gebäude
ist etwa so groß wie eine Turmhalle und misst 30
mal 17 Meter.
Die Batterie verfügt über 10 MW Leistung und 10 MWh
Kapazität. Bisher hielt diese Spitzenposition ein Speicherwerk
im britischen Leighton Buzzard, das eine
Leistung von 6 MW und eine Kapazität von 10 MWh
aufweist. Der Speicher in Feldheim besitzt also eine höhere
Energiedichte. „Der Systemwirkungsgrad liegt bei
85 Prozent“, so Michael Raschemann, Geschäftsführer
vom Projektierer Energiequelle. Das Unternehmen baute
den Speicher in einem Jahr auf.
Die rund 3.360 Speichermodule kommen vom südkoreanischen
Konzern LG Chem. 35 Klimaanlagen an der
Rückseite der Halle halten die Temperatur für die Akkus
bei 23 Grad Celsius. Finanziert wird das Projekt durch
eine Beteiligungsgesellschaft, zu der Energiequelle,
der Windanlagenbauer Enercon und weitere Partner
gehören. Zudem erhielt das Projekt Fördergelder vom
Land Brandenburg und der Europäischen Union. Der
Brandenburgische Wirtschafts- und Energieminister
Albrecht Gerber spricht „von einem Meilenstein für die
Systemintegration der Erneuerbaren Energien“. Das
brandenburgische Wirtschaftsministerium unterstützt
den Batteriespeicher mit rund 5 Mio. Euro aus dem
RENplus-Programm.
Beitrag zur Systemintegration
Die Landesregierung in Brandenburg hat Batteriespeicher
nach oben auf ihre Agenda gesetzt: Dafür wurde
das Förderprogramm RENplus weiterentwickelt.
Es bringt Modellvorhaben mit Speichertechnologien
sowie regionale und kommunale Energiekonzepte voran.
„Hierfür wird die Koalition jährlich mindestens 10
Mio. Euro bereitstellen“, heißt es im Koalitionsvertrag.
36

Biogas Journal | 1_2017
praxis / Titel
®
WDV MOLLINÉ
Messtechnik die zählt
Welche stationären Batterien gibt es?
Blei-Säure-Batterien: Sie wandeln den Strom
elektrochemisch um, bevor sie ihn speichern. Das
geschieht mithilfe von Elektroden aus Blei und
Schwefelsäure. Durch den chemischen Prozess
nimmt die Kapazität mit jedem Zyklus ab. Stärke
und Geschwindigkeit der Entladung bestimmen so
die Lebensdauer der Batterie.
Lithium-Ionen-Akkus: Sie sind aus zahlreichen
mobilen Anwendungen bekannt. Spannung und
Lebensdauer lassen sich über verschiedene Materialkombinationen
vor allem für die Elektroden
optimieren.
Der Vorteil von Redox-Flow-Batterien liegt darin,
dass das energiespeichernde Material außerhalb
der Zelle gelagert wird. Durch die Trennung von
Energieumwandlung und Speichermedium lässt
sich die speicherbare Energiemenge flexibel dosieren.
Zwei verschiedene Elektrolyte dienen dabei
als Energielieferant und als Speicher. Während des
Lade- und Entladevorgangs fließen die energiespeichernden
Elektrolyte in getrennten Kreisläufen
aus den Tanks in die Zelle, wo der Ionenaustausch
mithilfe einer Membran stattfindet.
Je nach Auslegung kann für kurze Zeit eine sehr große
Leistung erzeugt werden oder aber eine geringe
Leistung bei insgesamt längerer Laufzeit. Die weiter
fallenden Kosten für Lithium-Ionen-Batterien
werden einen regelrechten Boom beim Ausbau
von großen Stromspeicheranwendungen auslösen.
Auch andere Technologien wie Lithium-Schwefel-,
Vanadium-Redoxflow- und Metall-Luft-Batterien
werden aufgrund von Kostensenkungen wettbewerbsfähiger.
Damit steigt auch die Nachfrage nach diesen Speichern,
was wiederum die Kosten weiter nach unten
treibt. Hatten bis vor ein paar Jahren alle Batterietechnologien
in etwa gleiche Startbedingungen,
sieht Batterieexperte Sauer jetzt eine Technologie
vorn: „Der aktuelle Markt wird total von Lithium-
Ionen-Batterien dominiert.“ So sind große Lithium-
Ionen-Akkus zur Netzstabilisierung bereits günstiger
als manche Redox-Flow-Batterien.
M-Bus-Technologie
für Ihre Dokumentation
Nahwärmeleitung
Gas
Wärme
BHKW
XLS
Notkühlung
Strom
M-Bus
Datenlogger
Diese Mittel fließen sowohl aus dem Europäischen
Fonds für regionale Entwicklung
(EFRE) als auch aus Landesmitteln.
Das Regelkraftwerk Feldheim ist dabei die
größte Einzelförderung, sagt Gerber. Er sei
überzeugt, dass dieses Geld gut angelegt
sei. „Wenn der Ausbau der Erneuerbaren in
Siebenmeilenstiefeln voranschreitet, die
Systemintegration aber nur in Tippelschritten,
wird es nichts mit der Energiewende.“
Der Batteriespeicher in Feldheim stellt
Regelenergie zur Stabilisierung des
Stromnetzes bereit. Das heißt, er gleicht
Schwankungen zwischen Angebot und
Nachfrage aus.
Bei einem Stromüberangebot kann sekundenschnell
Energie aus dem Stromnetz
entnommen und in Zeiten mangelnder
Stromproduktion ins Netz abgegeben
werden, um die Frequenz von 50 Hertz
im Stromnetz stabil zu halten. Bis Jahresende
soll der Speicher für den Regelenergiemarkt
zugelassen sein. Denn die
vier Übertragungsnetzbetreiber benötigen
diese Systemdienstleistung. Die Anforderungen
an die Primärregelenergie sind allerdings
besonders hoch: Innerhalb von 30
Sekunden muss die abgeforderte Energie
bereitstehen. Für den Batteriespeicher ist
das aber ohne Probleme machbar.
Auch der erste große Batteriespeicher
nimmt seit September 2014 am Markt
für Regelleistung teil. In einem turnhallenähnlichen
Gebäude am Rande der
Schweriner Altstadt speichern insgesamt
25.600 Lithium-Manganoxid-Zellen
Strom in Millisekunden. Ende 2016 entschloss
sich der Betreiber WEMAG, die
Batterie bis Mitte 2017 zu vergrößern.
Mit der Vergrößerung wird die Leistung
des Batterieparks von 5 auf 10 MW verdoppelt,
die Kapazität wird von 5 MWh
auf 14,5 MWh knapp verdreifacht. Nach
der Teilnahme am Markt für Primärregelleistung
ist geplant, auch Blindleistung
bereitzustellen.
Alternative zum Netzausbau
auf lokaler Ebene
Das Reiner-Lemoine-Institut hat im Zuge
seines Forschungsprojekts „Smart Power
Flow“ gezeigt, dass Großspeicher eine
echte wirtschaftliche Alternative zum
Netzausbau auf lokaler Ebene sind. Die
Wechselrichter und die Steuerung der eingesetzten
Vanadium-Redox-Flow-Batterie
sind von SMA und Younicos eigens entwickelt
worden. „Aus unserer Sicht ist der
zunehmende Netzausbau aus volkswirtschaftlicher
Sicht nicht sinnvoll, da die
37
Messtechnik für jede Aufgabe
• Zähler mit M-Bus-Technologie für die
Erfassung von Gas, Strom, Wärme ...
• Datenlogger mit passender M-Bus-
Technologie
• Einfacher Export der erfassten Daten
in tabellarischer Form
• Exakte Dokumentation für Abrechnung
und Förderung
Wärmezähler Aufschnallzähler Wasserzähler
Glykolzähler Stromzähler Gaszähler
Ölzähler Kältezähler Datenlogger
INFOS ANFORDERN – Fax: 07 11 / 35 16 95 - 29
E-Mail: info@molline.de
www.molline.de/kontakt
www.molline.de

praxis / Titel
Biogas Journal | 1_2017
Typischer Batteriestapel,
der in Schwerin
eine ganze Halle füllt.
Netze für eine Belastung ausgelegt werden, die nur an
wenigen Tagen im Jahr erreicht wird – das ist unnötig
teuer und aufwendig“, erklärt Projektleiter Jochen Bühler,
wissenschaftlicher Mitarbeiter im Forschungsfeld
Transformation von Energiesystemen des RLI, zur Ausgangslage.
Die Forscher hätten Alternativen geprüft.
Großbatterien hätten sich als eine wirtschaftliche Alternative
zum lokalen Netzausbau herausgestellt, so
Bühler weiter.
Im Projekt nutzten die RLI-Forscher einen Prototyp einer
Vanadium-Redox-Flow-Batterie, dessen Wechselrichter
sowie Steuerung eigens für
das Projekt entwickelt wurden. Sie
sei in das Stromnetz der LEW Verteilnetz
GmbH (LVN) in Bayerisch-
Schwaben integriert und in einer
einjährigen Testphase überprüft
worden. Dabei sei es den Wissenschaftlern
zugleich um einen
wirtschaftlichen und netzstützenden
Betrieb gegangen. Eine RLI-
Analyse der Geschäftsmodelle
für Großbatterien habe dabei ergeben,
dass unter heutigen Rahmenbedingungen
in Deutschland
der Einsatz von Batterien am Primärregelleistungsmarkt
der mit
Abstand lukrativste Anwendungsbereich
sei. Die Wissenschaftler
hätten daher auch den Fokus des
Projekts auf dieses Geschäftsmodell
gelegt, hieß es weiter.
Bei der Erbringung von Primärregelleistung
verhielten sich die
Batterien für die Verteilnetze
allerdings zunächst nicht netzdienlich. Das Be- und
Entladen der Speicher werde durch die Netzfrequenz
bestimmt. Das RLI habe daher eine intelligente Batteriesteuerung
entwickelt, die die Spannung im Ortsnetz
regelt und so die Aufnahmefähigkeit für Erneuerbare
Energien erhöhe.
„Entscheidend und neu an unserem Ansatz ist die
Kombination eines marktgetriebenen und zugleich
netzdienlichen Batterieeinsatzes auf Verteilnetzebene“,
so Bühler weiter. Aus seiner Sicht lohne sich
der Einsatz von Großbatterien auch für lokale Netz-
Biogaskontor
Köberle GmbH
Wir können mit Druck umgehen
Bullaugen für alle Einsatzfälle
Besuchen Sie uns auf den
BIOGAS INFOTAGEN
11. – 13. Januar 2016
in Ulm
STAND 112
NEU ÜU-ST
für Drücke bis
20mbar
Für Kernbohrung Auf Stahlplatte nach In Tauchhülse für Über-/Unterdrucksicherung
oder Futterhülse
Kundenmaß
Blick um die Ecke
ÜU-TT
Ø300 + Ø400 mm
für Folienhauben
Zubehör: Leuchten, Rosetten, Futterhülsen, Sonnenschutzhauben, etc.
38
Weitere Komponenten: Luftdosierstationen zur Entschwefelung, Füllstandsüberwachung, Messtechnik, Warnschilder
Über-/Unterdrucksicherung
ÜU-GD
für Betondecken
www.biogaskontor.de • info@biogaskontor.de • Germany 89611 Obermarchtal • Tel +49(0)737595038-0

Biogas Journal | 1_2017
praxis / Titel
Biogasfördertechnik
betreiber in vielen Fällen. Voraussetzung
sei dabei, dass die Speicher von externen
Investoren aufgrund tragfähiger Geschäftsmodelle
erbaut und die Batterien mit einer
netzdienlichen Regelung ausgestattet
würden. Dann sei selbst bei der Zahlung
von etwaigen Kompensationen der Einsatz
von Großbatterien für die lokalen Netzbetreiber
noch wirtschaftlicher als der Netzausbau.
Zugleich könnten so die Stromkosten
gesenkt und könnte die Energiewende
schneller vorangetrieben werden, hieß es
zu den Ergebnissen.
Ein zweites Leben für Auto-Akkus
Auch in Hannover hat der örtliche Energieversorger
enercity mit dem Bau eines
Batterie-Großspeichers begonnen. Die
Besonderheit: Dabei handelt es sich um
ein Ersatzteillager für elektromobile Batteriesysteme:
Rund 3.000 der für die aktuelle
smart electric drive-Fahrzeugflotte
vorgehaltenen Batteriemodule werden zu
einem Stationärspeicher gebündelt, dieser
ist laut enercity mit einer Speicherkapazität
von insgesamt 17,5 Megawattstunden
eine der größten Anlagen Europas.
Durch die Vermarktung der lagernden Speicherleistung
auf dem deutschen Markt für
Primärregelleistung (PRL) soll das Geschäftsmodell
einen wichtigen Beitrag
zur Stabilisierung des Stromnetzes und
zur Wirtschaftlichkeit von Elektromobilität
leisten. Solche Speicher gleichen laut
enercity Energieschwankungen nahezu
verlustfrei aus – eine Aufgabe, die derzeit
überwiegend schnell drehende Turbinen
fossiler Kraftwerke übernehmen.
Ab der Inbetriebnahme soll der 15-Megawatt-Batteriespeicher
ununterbrochen
netzgekoppelt arbeiten, enercity übernimmt
die Vermarktung des Speichers auf
dem PRL-Markt. Um im Fall eines Tausches
einsatzfähig zu sein, verlangt eine
Batterie während der Dauer der Bevorratung
ein regelmäßiges Zyklisieren – das
gezielte, schonende Be- und Entladen.
Andernfalls würde es zu einer Tiefenentladung
kommen, die zu einem Defekt der
Batterie führen kann.
Neben den Lagerkosten würde die klassische
und potenziell langjährige Ersatzbatterielagerung
also einen hohen Betriebsaufwand
bedeuten. Diesen Aufwand
umgehen die Partnerunternehmen mit der
Nutzung als Speicher: Der stets schwankende
Regelleistungsbedarf des Netzes
sorgt automatisch für das erforderliche Zyklisieren
der Akkus.
Das „zweite Leben“ der Batterien als stationäre
Speicher hält Batterieforscher Dirk-
Uwe Sauer aber für einen Mythos: „Den
Vorteil hätten die Fahrzeughersteller, die
sich die Kosten für die Entsorgung sparen
könnten.“ Die Batterien könnten im stationären
Markt aber nicht wirtschaftlich
sinnvoll eingesetzt werden, betont Sauer.
Außerdem: „Ein Fahrzeug setzt Batterien
für fünf Haushalte frei.“ Er hält eher einen
typgleichen Einsatz in Fahrzeugen für
sinnvoll.
Die Energiewende ist mehr als eine Stromwende.
Dabei müssen die Sektoren Strom,
Wärme und Verkehr zunehmend miteinander
verzahnt werden. Dabei und im
Umgang mit Versorgungsspitzen können
große Batteriespeicher einen Beitrag leisten.
Die dazu erforderlichen Speichersysteme
brauchen Marktbedingungen, die die
Integration erleichtern. Dafür braucht es
klare Definitionen, Strategien – und einen
angepassten Rechtsrahmen gerade auch
für Speicher, um die Klimaschutzziele zu
erreichen. Hier fehlen nach Einschätzung
der Akteure besonders auf Bundesebene
die notwendigen Vorgaben, insbesondere
fehlen eine Markteinführungs- und Forschungsstrategie.
Autor
Thomas Gaul
Freier Journalist
Im Wehrfeld 19a · 30989 Gehrden
Mobil: 01 72/512 71 71
E-Mail: gaul-gehrden@t-online.de
39
Seit über 10 Jahren Ihr kompetenter Ansprechpartner
rund um Ihren Feststoffeintrag.
60m³ Feststoffeintrag
Feststoffeintrag in Edelstahlbauweise,
die neue Schubboden-Generation:
Der Feststoffeintrag ist mit 12/15 Schubelementen
ausgestattet, die über je einen Hydraulikzylinder
nach hinten in Richtung Ausförderschnecke vorund
zurückbewegt werden.
Zylinder und Schubelemente
• echte wasserdichte Bodenwanne
• geringer Stromverbrauch
• einfacher Aufbau / geringe Ladehöhe
• für alle stapelbaren Biomassen (bis 100% Mist)
• effizienter Vorschub bei schwierigen Substraten
• hohe Austragsleistung auch bei Restmengen
• Standardgrößen: 40m³, 60m³, 75m³, 100m³
FSE Pico
Den Pico bieten wir in den Größen
12m³ bis 16m³ an.
Er verfügt über eine Austragsschnecke, zwei Auflockerungsschnecken
und überzeugt damit durch
die gering benötigte Gesamtantriebskraft von nur
11,5 KW.
Ostereistedter Straße 6 | 27404 Rockstedt
Telefon: +49 (0) 42 85 - 9 24 99-0 | Fax: 9 24 99-20
info@metallbaubrandt.de
www.metallbaubrandt.de

praxis / Titel
Biogas Journal | 1_2017
Beispiel für ein Einfamilienhaus
als Prosumergebäude.
Foto: fotolia_arsdigital
Smarte Prosumer braucht das Land
Haushaltsstrom kostet in Deutschland bis zu 30 Cent, damit liegen wir, die Weltmeister der Erneuerbaren
Energien, europaweit auf dem zweiten Platz und weit über dem europäischen Durchschnitt von 21Cent
(EUROSTAT – 2. Hälfte 2014). Gleichzeitig sind die Kosten für die Stromerzeugung aus regenerativen
Quellen teilweise massiv gesunken. So ist Strom aus eigenen Photovoltaikanlagen bereits seit 2012 günstiger
als im Netz gekaufter. Entscheidende Weiterentwicklungen werden auch durch den Preissturz bei den
Speichern möglich. Da ist es nur logisch, dass immer mehr Bürger zu teil-autarken Systemen wechseln oder
über einen Wechsel nachdenken. Wie ist der Status quo bei den intelligenten Lösungen?
Von EUR.-Ing. Marie-Luise Schaller
Prosumer ist eine Wortschöpfung aus den
englischen Worten Producer und Consumer,
mit der ganz allgemein ein Konsument bezeichnet
wird, der einen Teil der konsumierten
Produkte oder Dienstleistungen selber
produziert. Nach einer Studie des Leipziger Instituts
für Energie werden in Eigenverbrauchsanlagen etwa
2 Terawattstunden (TWh) Strom erzeugt, das sind 5,6
Prozent der Jahresprognose zur EEG-Stromeinspeisung
für 2015. Vermehrt werden in letzter Zeit vor allem
Lösungen angeboten, bei denen PV-Anlagen mit
Stromspeichern verknüpft werden, wie zum Beispiel
mit der stark beworbenen Tesla-Powerbox. Gerade
durch die Fortschritte im Bereich der Batterietechnologien
können Haushalte, aber auch Gewerbebetriebe
mehr von dem selbst erzeugten Strom aus PV-Anlagen,
Blockheizkraftwerken, Kleinwindanlagen oder Brennstoffzellen
für den Eigenbedarf nutzen. Durch die Einbindung
von Ladesäulen für Elektromobile wird die
Gesamtinvestition noch interessanter. Denn es entfällt
ein Großteil der Steuern und Umlagen, die den Strompreis-
beziehungsweise den Kraftstoffpreis belasten.
Auch der Zusammenschluss mehrerer Prosumer, zum
Beispiel zu Bürgerenergiegenossenschaften, kann weitere
Effizienzsteigerungen beim Bau und Betrieb der
Anlagen bewirken.
40

Biogas Journal | 1_2017
praxis / Titel
Die Eigenerzeugung von Energie aus erneuerbaren
Quellen leistet zudem einen wichtigen Beitrag für die
Energiewende. Privathaushalte und auch Gewerbebetriebe,
die Strom und auch Wärme für den Eigenbedarf
selbst erzeugen, tragen nicht nur zur angestrebten
Erhöhung des Anteils Erneuerbarer Energien und
der Sektorenkopplung bei. Sie sorgen gleichzeitig für
eine Entlastung der Netze, da bei Eigenverbrauch kein
Transport über das Stromnetz erfolgt und auch Lastspitzen
ausgeglichen werden, weil Überschüsse in Batterien
für den späteren Verbrauch gespeichert werden.
Schlüsseltechnologie Energiespeicher
Es werden mittlerweile fast ausschließlich Lithium-
Ionen-Zellen als Stromspeicher genutzt, deren Anteil
an der nutzbaren Kapazität in 2015 bei 90 Prozent lag.
Der Endverbraucherpreis ist von etwa 2.800 Euro/kWh
im ersten Halbjahr 2013 auf nunmehr 1.500 Euro/kWh
gesunken und soll in Kürze die 1.000-Euro-Marke erreichen,
wie Prof. Dirk Uwe Sauer auf der Jahrestagung
der EnergieAgentur.NRW Ende September ausführte.
Aus technischer Sicht seien Batteriespeicher optimal
dafür geeignet, Flexibilität auf allen Zeitskalen für das
Stromsystem zu liefern. Batterien könnten positive und
negative Regelleistung nahezu ohne Zeitverzögerung
bereitstellen. Begrenzendes Element sei dabei nur die
Leistungselektronik.
Mittlerweile gibt es in Deutschland etwa 60 Anbieter
von Batteriesystemen. In der ersten Jahreshälfte 2016
liegt sonnen als Spitzenreiter nach einer Marktanalyse
von EuPD Research mit 27 Prozent Marktanteil und
gut 3.300 verkauften Systemen vor SENEC (Deutsche
Energieversorgung) mit 19 Prozent, E3/DC mit 10 Prozent
und Solarwatt mit 6 Prozent Marktanteil. Auch
die Automobilhersteller betätigen sich zunehmend auf
dem Markt. Vor allem Tesla und Mercedes Benz haben
sich mit einem starken Endkundenmarketing hervorgetan.
Insgesamt werden gemäß EuPD in diesem Jahr
wahrscheinlich zwischen 23.000 bis 25.000 Systeme
verkauft. Insgesamt dürften etwa 40.000 Haushalte
mit Speichern ausgestattet sein.
In Fachkreisen ist natürlich auch die Nutzung der Speichereigenschaften
der Biogasproduktion als intelligenter
Beitrag zur Stabilisierung der Netze nachgewiesen.
Die Kopplung der Strom- und Erdgasinfrastruktur
durch netzdienlichen Anlageneinsatz verringert die
maximal rückgespeiste Leistung und reduziert den
Ausbaubedarf auch in überlagerten Netzebenen des
Stromnetzes, wie Prof. Markus Zdrallek vom Lehrstuhl
für Elektrische Energieversorgungstechnik der Uni
Wuppertal bei der Jahrestagung der EnergieAgentur.
NRW ausführte.
Übergreifende Smart-Grid-Konzepte für Strom- und
Gasverteilnetze erreichen die Wirtschaftlichkeit durch
Deckungsbeiträge aus Markt und Netz, wenn die Kopplung
der Netze auf möglichst niedriger Netzebene erfolgt.
Dabei werden kleine Power-to-Gas-Anlagen mit
Batterie
speicher
Investitionskosten von unter 1.000 Euro/kW el
(inklusive
Einspeisung) angesetzt, und es muss ausreichendes
Zumischpotenzial für Wasserstoff in das Gasnetz (bis
10 Volumenprozent) vorhanden sein.
Rentable Systemlösungen für Smart Grids
Dank der Fortschritte bei der Digitalisierung werden
Systeme weiterentwickelt, sogenannte Smart Grids, die
für den optimalen Betrieb der Eigenproduktionsanlagen
unerlässlich sind. Intelligente
Applikationen erlauben
dem Prosumer die
Planung von Energieverbräuchen
in Abstimmung
mit den vorgesehenen
Aktivitäten. Insbesondere
der Einsatz von Systemen
mit bi-direktionalen Steuerungen
unter Einbindung
der elektrischen Speicher
des Elektromobils erhöht
die interne Flexibilität der
Eigenversorgung.
Im Haushaltsbereich lassen
sich hier auch Smart-
Home-Anwendungen
integrieren. Diese ermöglichen
die Fernsteuerung
von Sicherheitssystemen,
Multimediaanwendungen,
Haushaltsgeräten und
nicht zuletzt die Raumklimaregelung.
Damit können
die Energieverbräuche
und -ströme bis zu den
einzelnen Verbrauchern
optimiert werden.
Die Investition in ein neues Komplettsystem oder die
Erweiterung einer vorhandenen Erzeugungsanlage mit
einem Speichersystem amortisiert sich im Laufe der
Zeit durch die ersparten Kosten für den Energiebezug
sowie durch den Verkauf der überschüssigen Energie.
Bei Strom ergibt sich durch den Wegfall von verschiedenen
Umlagen und Steuern auf den Strompreis bei
den Strombezugskosten eine Kostensenkung von mehr
als einem Drittel, also um 20,35 bis 23,68 ct/kWh, wie
in der Grafik dargestellt ist.
Einspar- und Optimierungspotenziale bedürfen einer
detaillierten Betrachtung für das einzelne Projekt. Generell
ist die Erzeugung der Erneuerbaren Energien bereits
auf einem guten Preisniveau, auch wenn noch weitere
Verbesserungspotenziale möglich sind. PV-Strom
Foto: sonnen GmbH
xxl
Batterieproduktion bei
der sonnen GmbH in
Wiepoldsried.
41

praxis / Titel
Biogas Journal | 1_2017
Potenziale zur Senkung der Strombezugskosten, Projekt SyncFuel
ct 30
25
20
– 20,35 ct bis
– 23,68 ct*
§ 19 Umlage (Befreiung
energieintensiver Betriebe)
Konzessionsabgabe (EVU an Gemeinden)
Stromsteuer
Mehrwertsteuer
KWK-Umlage
Offshore-Haftungsumlage
15
10
5
EEG-Umlage
Netznutzungsentgelt
0
Kosten pro kWh
Kosten pro kWh bei
Eigenverbrauch mit haftiger
EEG-Umlagenbefreiung
Kosten pro kWh bei
Eigenverbrauch mit
kompletter EEG-
Umlagenbefreiung
Erzeugung Vertrieb
*) Remote-Eigenstromtanker erhält
keine EEG-Vergütung
Reduktion um 20,35 ct, wenn EEG-Umlage
um die Hälfte für Remote-Eigenstrom-
Tanker reduziert wird. 23,68 ct, wenn
EEG-Umlage komplett entfällt.
Quelle: Dr. Jan Fritz Rettenberg
lässt sich hierzulande schon für 7 ct/kWh
erzeugen, Windenergie ist an günstigen
Standorten für 5 ct/kWh zu haben. Doch im
Bereich der digitalen Anwendungen steht
man erst am Anfang, und es sind teilweise
noch Grundsatzuntersuchungen erforderlich.
Diese betreffen vor allem die Einbindung
in das bestehende Stromsystem. Denn
eine vollständige Unabhängigkeit vom Netz
ist in den seltensten Fällen rentabel oder
erwünscht.
Praxistests für stabile Netze
Vom NRW-Wirtschaftsministerium wurde
eine zentrale Plattform für Smart Energy
in NRW initiiert, die Forschungsgruppe
„Smart Energy.NRW“, die von Prof. Schneiders
(CIRE – TU Köln) im Bereich Technik
und von Prof. Löschel (Uni Münster) im
Bereich Ökonomie geleitet wird. Unternehmen
sind eingeladen, sich an den Forschungskooperationen
zu beteiligen. Es gilt
vor allem, die wirtschaftlichen Potenziale
durch Smart Energy in paxisnahen und anwendungsorientierten
Untersuchungen zu
erschließen. Durch die Verknüpfung von
smarten Technologien, zum Beispiel Smart
Meter, Smart Home beziehungsweise Produktionssteuerung,
soll Transparenz über
Energieflüsse und Verbräuche geschaffen
werden und in entsprechende Regelungsmöglichkeiten
einfließen.
So führt die TU Köln im Rahmen einer EU-
Förderung durch das Celsius-Programm
eine Forschungsstudie „SmartHome Rösrath“
durch, bei der es um die Ermittlung
der Energieeinsparungen durch Smart-
Home-Systeme in Bestandsgebäuden geht.
In Zusammenarbeit mit der RheinEnergie
AG hat ein Team unter Leitung von Prof.
Schneiders über 130 Haushalte (vor allem
Eigenheime) mit Smart-Home-Systemen
auf Qivicon-Basis ausgestattet. Von September
2015 bis Dezember 2017 werden
die Energieverbräuche, die Energienutzungsgewohnheiten
und die Erfahrungen
mit den Smart-Home-Systemen erfasst, um
Erkenntnisse zum Nutzen und zur Nutzbarkeit
für Haushalte und Unternehmen zu
gewinnen.
Netzbetreiber beschäftigen sich demgegenüber
mit dem nächsthöheren Level,
nämlich der Steuerung in den Versorgungskomplexen
ab Ortsnetzebene. „Die Energiewende
findet im Verteilnetz statt. Wir
verbinden den ländlichen Energiebauern
mit dem städtischen Verbrauch“, sagt Dr.
Joachim Pestka von Westnetz GmbH. Die
Energieströme bei volatiler Einspeisung aus
Erneuerbaren Energiequellen werden hier
am einfachsten stabilisiert. Zur Steuerung
in diesen lokalen Stromnetzzellen werden
spezielle Module für den Einbau in die Ortsnetzstation
entwickelt, wie zum Beispiel
der Smart Operator von Innogy. Das Gerät
bündelt alle wesentlichen Informationen
aus dem Niederspannungsnetz, an dem
auch die Haushalte angeschlossen sind:
Stromerzeugung und -bedarf sowie Speicherkapazitäten
in stationären Batterien
oder Elektromobilen.
In Feldversuchen wurden die Geräte ausgetestet
und Betriebserfahrungen gesammelt.
So konnte 2012 in dem Ortsteil Wertachau
der Stadt Schwabmünchen im Rahmen des
Pilotprojektes „Smart Operator“ mit 110
Haushalten das erste intelligente Stromnetz
entwickelt werden. In der Ortsgemeinde
Kisselbach im Hunsrück sind mehr als 130
Haushalte in einem solchen Smart Grid verbunden.
Nach den ersten Erfahrungen mit
Einzelzellen gilt es nun, deren Verbund im
„Schwarm“ weiterzuentwickeln. Daher hat
das BMWi das Förderprogramm SINTEG
mit 5 Schaufensterprojekten aufgestellt. Im
Schaufensterprojekt „Designetz“ sind 33
Verbundpartner aus Energiewirtschaft, Industrie,
IKT-Branche sowie Wissenschaft &
Forschung angetreten, um Einzellösungen
zu einem Gesamtsystem zusammenzufügen.
Energieflüsse werden durch weiterzuentwickelnde
Informations- und Kommunikationstechnologien
gesteuert.
Die Energie wird vorrangig in der lokalen
Energiezelle verbraucht, wo sie erzeugt wird.
Wenn in einer Energiezelle ein Überangebot
herrscht, wird die Energie an die überlagerte
regionale Energiewabe weitergegeben.
Im Schaufensterprojekt „Designetz“ wird so
das systemisch flexible Zusammenspiel von
Demonstratoren entwickelt, um die Herausforderungen
der Energiewende hinsichtlich
der Netzstabilität zu meistern.
Herausforderung Datensicherheit
Die Digitalisierung ist dabei eine wichtige
Grundlage für die Energiewende und die
Flexibilisierung der Stromwirtschaft. Intelligente
Stromzähler und intelligente Hausgeräte
in intelligenten Stromnetzen stellen
sicher, dass der Strom aus regenerativen
Quellen mit Stromangebot und -nachfrage
in Einklang gebracht wird und Überschüsse
in den Strommarkt fließen. Die Fortschrit-
42

Biogas Journal | 1_2017
praxis / Titel
te der Informations- und Kommunikationstechnologie
(IKT) erlauben eine immer
bessere Erfassung und Verarbeitung von immer
größer werdenden Datenströmen dank
Cloud-Anwendungen. Doch wie unter anderem
die Internet-Totalausfälle in den USA
vor einigen Wochen zeigten, bestehen durch
die intelligenten Verknüpfungen im World
Wide Web auch erhebliche Risiken von Hackerangriffen,
die sensible Einrichtungen
lahmlegen können. Dem begegnen Forscher
und Unternehmen durch fachübergreifende
Kooperation. In Nordrhein-Westfalen hat
sich die gemeinsame Arbeitsgruppe IKT
und Energienetze formiert, die Akteure aus
den Clustern EnergieForschung.NRW (CEF.
NRW) und Informations- und Kommunikationstechnologien
(IKT) vereint. Interessierte
können sich dem Netzwerk anschließen.
Im Hinblick auf die Abrechnung wird immer
häufiger von den sicheren Blockchain-Systemen
gesprochen. Vor allem für Prosumer,
die ihren eigenen Strom verkaufen, kann
die durch die Blockchain vereinfachte unmittelbare
Vermarktung Vorteile haben, wie
eine Studie von Pricewaterhouse Coopers
ergab. Denn das Verfahren kann tatsächlich
ganze Bankinstanzen überflüssig machen
und so kostengünstigere Energie ermöglichen.
Aktuelle Fördermöglichkeiten
Im Zuge der zuvor beschriebenen Untersuchungen
werden sich sicher noch die
Rahmenbedingungen verändern, die für
die Eigenenergieerzeugung gelten. Dass
die Prosumer als kleinste Zelle mit ihren
netzdienlichen Wirkungen für den weiteren
Fortschritt der Energiewende erforderlich
sind, wird durch entsprechende Förderprogramme
für die Einrichtung von Batteriespeichern
indirekt anerkannt.
Im KfW-Programm 275 werden elektrische
Speicher durch einen günstigen Kredit mit
Tilgungszuschuss gefördert. Diese Förderung
kann auch für die Speichernachrüstung
von bestehenden PV-Anlagen genutzt
werden, die nach dem 31. Dezember 2012
in Betrieb gingen. Für das Jahr 2016 sind
die bereitgestellten Mittel bereits ausgeschöpft.
Doch für 2017 können ab Januar
wieder Anträge eingereicht werden.
Im nordrhein-westfälischen Förderprogramm
progres.nrw-Markteinführung werden
in Gewerbebetrieben elektrische Energiespeicher
in Verbindung mit PV-Anlagen
über 30 kW gefördert und erhalten einen
Foto: RWE
Investitionszuschuss von 50 Prozent. Progres.nrw
wurde nun um den Förderbaustein
„Photovoltaik-Mieterstrommodelle“ ergänzt,
damit auch vermehrt Mieter zu Prosumern
gemacht werden können.
Gefördert werden können Investitionen
zur Realisierung von Photovoltaik-Mieterstrommodellen,
insbesondere automatisierte
Steuer-, Mess-, Kontroll- und Abrechnungssysteme.
Ausgenommen sind
Stromerzeugungsanlagen. Die Kombination
von Photovoltaik-Mieterstrommodellen mit
hocheffizienter KWK-Technologie ist ebenfalls
möglich (Informationen der Bezirksregierung
Arnsberg).
Perspektiven und Aussichten
Trotz der zunehmenden Vergünstigungen
gestaltet sich die Prosumer-Landschaft
sehr komplex. Es ist zwar zu erwarten,
dass Eigenerzeugung und Selbstverbrauch
von Strom stetig günstiger werden als der
Fremdbezug, sodass der Anteil des Eigenverbrauchs
weiter erhöht werden wird. Auch
die Aussicht, dass die Elektromobilität an
Zur Steuerung lokaler Stromnetzzellen werden spezielle
Module für den Einbau in die Ortsnetzstation
entwickelt, wie zum Beispiel der Smart Operator von
Innogy. Das Gerät bündelt alle wesentlichen Informationen
aus dem Niederspannungsnetz, an dem
auch die Haushalte angeschlossen sind: Stromerzeugung
und -bedarf sowie Speicherkapazitäten in
stationären Batterien oder Elektromobilen.
Bedeutung gewinnt, dürfte zu einem Anstieg
der Prosumer führen. Wie dargestellt,
wirkt die Zunahme der Prosumer netzdienlich
und verringert den zusätzlichen Aufwand
für den Umbau der Netze, was die Belastungen
für die Endkunden senken wird.
Allerdings ergeben sich gleichzeitig negative
Auswirkungen im Hinblick auf die
Fixkosten der Stromnetze, die von den
Energieversorgern auf eine immer geringer
werdende Strommenge und kleinere Anzahl
von Kunden umgelegt werden müssen. Unsicherheiten
für die Wirtschaftlichkeit der
Prosumer-Modelle kommen zudem dadurch
zustande, dass auch der eigenerzeugte
Strom mit Abgaben belastet werden soll,
um Lasten breiter zu verteilen. Es ist denkbar,
dass deshalb das verbrauchsabhängige
Entgelt für die Stromanschlüsse, also der
Arbeitspreis, ganz durch einen festen Leistungspreis
abgelöst wird und es auch im
Stromsektor zu einer Flatrate wie in der Telekommunikationsbranche
kommen wird.
Hier müssen dann intelligente Geschäftsmodelle
greifen. Das Angebot an Lösungen
und Dienstleistungen wächst ständig.
Lokale Energieversorger wie die NEW in
Mönchengladbach bieten ihren Haushaltskunden
unter dem Produktnamen „Energiedach“
die Installation und den Betrieb
einer PV-Speicheranlage im Rahmen eines
15-Jahres-Vertrages an und stellen den
kompletten Service sicher. Contractor-
Modelle zur Energieversorgung eines Häuserblocks,
eines Straßenzuges oder eines
Quartiers sind weitere Optionen, um eine
Win-Win-Situation für Versorgungsunternehmen
und Verbraucher zu generieren.
Ingenieurgesellschaften wie Drees & Sommer
bieten die Entwicklung interessanter
Konzepte an. In Berlin haben sie an einem
Projekt für die Sanierung eines achtgeschossigen
Wohnhauses der Fünfzigerjahre
mitgearbeitet, dem sogenannten Zukunftshaus.
Es wird bis zum Frühjahr 2017 vom
Wohnungsunternehmen degewo umfassend
zu einem Eigen-Energie-Haus umgebaut,
das Wärme und Strom aus Sonnenenergie
bezieht.
Im Hinblick auf weitere Entwicklungen
dürfte sicher auch interessant sein, wie
sich künftig die Vergütung der systemdienlichen
Effekte gestalten wird. Letztendlich
wird es darauf ankommen, wie sich Energieversorger
und Verbraucher aufeinander
zubewegen, um die Energiewende zu meistern.
Der beste Weg erscheint hier die goldene
Mitte.
Autorin
Eur-Ing. Marie-Luise Schaller
Projektingenieurin Erneuerbare Energien
Tel. 0 22 35/68 69 37
E-Mail: mls@mlschaller.com
43

Praxis
Biogas Journal | 1_2017
Sektorenkopplung schreitet voran
Studie: Dezentralität spart die Hälfte
des Übertragungsnetzausbaus
Mit intelligenter Stromnetzplanung sinken regionale Versorgungsengpässe sowie regionale und lokale Überproduktion.
Mit der Sektorenkopplung lassen sich vor allem große Strommengen in Wärmenetzen, Batterien,
in Kältespeichern sowie im Gasnetz unterbringen. Energie nutzen anstatt Erzeugungsanlagen abzuschalten
muss die Devise lauten. Neue Stromleitungen werden so überflüssig.
Von Dipl.-Ing. Heinz Wraneschitz
Als wir 2012 starteten, kamen
wir noch aus der Schmuddelecke,
weil wir aus dem hochheiligen
Strom Wärme machen.“
Das hat sich laut Philip
Mayrhofer von der Münchner Enerstorage
GmbH zuletzt sehr gewandelt. Das Geschäftsmodell
von Enerstorage basiert auf
Power-to-Heat (P2H) im Regelleistungsmarkt:
Mayrhofer bietet Firmen an möglichst
großen Industriestandorten günstig
Dampf an. Den hat er nebenan mithilfe
von Strom in riesigen Elektroden-Dampfkesseln
erzeugt; Leistung ab 5 Megawatt
aufwärts.
Die Dampfproduktion läuft, wenn zu viel
Strom im Netz ist; statt ein Kraftwerk abzuschalten,
nimmt Enerstorage diesen
Überschussstrom ab und speichert ihn als
Dampf. Damit wird das Stromnetz insgesamt
flexibler, auch ohne neue Höchstspannungsleitungen.
Fakt ist: „Allein
beim Netzbetreiber 50Hertz wurden 2015
in 2.500 Stunden Windkraftanlagen abgeregelt.
Damit lässt sich etwas anfangen
und Geld verdienen“, bekennt Mayrhofer.
„NSA: Nutzen statt Abregeln“, nennt er
das Prinzip; das stehe im Übrigen auch im
noch gültigen schwarz-roten Koalitionsvertrag.
Doch die dazugehörigen Gesetze
seien eher widersprüchlich.
Wasserstoff für die Dunkelflaute
Dabei drängt die Zeit. „Wenn man das Pariser
Klimaschutzabkommen ernst nimmt,
ist eine vollständige Dekarbonisierung
bis 2040 notwendig“, also der Ersatz von
Öl und Gas durch Erneuerbare Energien,
weiß Marcel Keiffenheim. Und sogar
schon „bis 2030 müssen wir aus der Kohle
raus.“ Greenpeacer Keiffenheim sieht
N-ERGIE-Vorstand Josef Hasler
setzt sich vehement für den
dezentralen Netzausbau ein.
Er ist gegen die Regierungspolitik,
tausende Kilometer neue
Höchstspannungsleitungen
quer durchs Land zu ziehen.
den Massen-Einsatz von Elektrolyseuren
als einen ganz wichtigen Schritt, um in
der „Dunkelflaute“ genügend – möglichst
erneuerbares – Gas für Kraftwerke zur Verfügung
stellen zu können. Betrieben werden
sollten diese Wasser-Wasserstoff-H 2
-
Umwandler großteils mit überschüssigem
Windstrom.
Damit der Ausbau von „WindGas“ vorankommt,
hat Greenpeace kürzlich gemeinsam
mit den Stadtwerken Hassfurt in Unterfranken
einen Elektrolyseur in Betrieb
genommen. Der Strom dieser „Power-to-
Gas-Anlage“ (P2G) kommt laut Keiffenheim
aus einem nahen Bürgerwindpark.
Der Elektrolyseur produziere H 2
nur dann,
„wenn ansonsten dessen Erzeugung auf
die höhere Netzebene gespeist werden
müsste“, ins sogenannte Übertragungsnetz.
Prof. Michael Sterner von der
Technischen Hochschule
Regensburg fordert, dass die
bestehenden Erdgas-Speicher
vielmehr für die Einspeisung von
Wasserstoff genutzt werden.
Prof. Veronika Grimm vom Energie-Campus
der Uni Erlangen
kritisiert, dass am Szenariorahmen
des Bundes der Ausbau von
Erzeugung festgelegt wird, aber
nicht die Nachfragesituation und
die Produktionskosten an den
jeweiligen Orten.
Dass die Sektoren gekoppelt werden müssen,
hat sich laut Keiffenheim inzwischen
auch bei verantwortlichen Politikern wie
Energiestaatssekretär Rainer Baake durchgesetzt.
Ein Beispiel hat Prof. Michael
Sterner von der Technischen Hochschule
Regensburg parat. Der fordert schon lange,
dass man „viel mehr die bestehenden Erdgas-Speicher
nutzen“ müsse, zum Beispiel
für die Einspeisung von Wasserstoff. Jetzt
scheint das auch bei der Energiewirtschaft
anzukommen, wie er als Tagungsleiter eines
VDI-Wissensforums in Würzburg im
Oktober konstatierte.
WindGas ins Erdgasnetz
Beispiel: Uniper Energy Storage. Die Firma
hieß früher „Eon Gas Storage“ und betreibt
inzwischen mehrere P2G-Anlagen.
Das Produkt der Windstrom-Elektrolyseure
Fotos: Heinz Wraneschitz
44

Biogas Journal | 1_2017 Praxis
nennt Uniper wie Greenpeace „WindGas“.
Als Speicher dafür sieht René Schoof jene
500.000 Kilometer Erdgas-Leitungen, die
bereits quer durch Deutschland liegen.
Doch damit WindGas wirtschaftlich werde,
müssten Bundesregierung und EU den
gesetzlichen Rahmen ändern – und die
Steueraufschläge für dafür verwendeten
Ökostrom abschaffen.
Was Uniper-Mann Schoof aber genauso
leidenschaftlich fordert: „Wir müssen raus
aus der Stromdenke!“ Bisher werde von vielen
die notwendige Energiewende gleichgesetzt
mit dem Atomausstieg – Wärme
und Mobilität kommen in der öffentlichen
Diskussion nicht vor. Michael Teigeler, der
Energie-Geschäftsführer der Stadtwerke
Heidelberg, will gar „die Energiewende in
die Herzen der Menschen bringen, nicht
nur in die Köpfe“. Das versucht er zum
Beispiel mit dem gerade entstehenden
„Energie- und Zukunftsspeicher“.
Zunächst wird das Wasser in dem 45 Meter
hohen Tank nur von Holz- oder Gaskraftwerken
erhitzt. Die werden dadurch
flexibler laufen können. Geplant ist aber
auch „Power-to-Heat“ (P2H): ein Elektrodenkessel,
der kostengünstigen Überschuss-Wind-
oder Solarstrom in Wärme
umwandeln kann. Auf das Dach des Speichers
komme ein Bistro mit Dachterrasse;
außen herum eine Hoola-Hoop-artige
Verkleidung, die immer in Bewegung sei.
Eine Sektorenkopplung, die offenbar auch
bei der Bevölkerung gut ankommt. Damit
seien Lehren aus den Bürgerprotesten bei
einem ähnlichen Projekt in Nürnberg gezogen
worden.
Prognos-Studie zeigt Einsparpotenzial
in Milliardenhöhe
Ach ja, Nürnberg. Hier setzt sich seit
Jahren der Regional-Netzbetreiber und
-Versorger N-ERGIE und speziell dessen
Vorstand Josef Hasler vehement für dezentralen
Netzausbau ein und gegen die Regierungspolitik,
tausende Kilometer neue
Höchstspannungsleitungen quer durchs
Land zu ziehen. Nun hat er sich Hilfe vom
renommierten Forschungsinstitut Prognos
und von Lehrstühlen der Uni Erlangen
geholt. Deren gemeinsame Studie zeigt:
Alternativen zum beschlossenen Stromnetzausbauplan
würden jährlich Milliarden
Euro sparen.
Bekanntlich will die Politik vor allem Nordund
Ostdeutschlands überschüssigen
Windstrom nach Bayern und Baden-Württemberg
leiten, wo bis 2022 die letzten
Atommeiler abgeschaltet werden. Dafür
sind viele neue Gleichstrom-Leitungen
(HGÜ) vorgesehen. Viele davon sollen teuer
unter der Erde verschwinden.
Deshalb haben die N-ERGIE Prognos und
die Uni Erlangen gefragt: „Was würde
passieren, wenn Erneuerbare Stromerzeugung
nicht nur strikt im Norden, sondern
auch im Süden gebaut würde?“ Die Studie
„Dezentralität und zellulare Optimierung –
Auswirkungen auf den Netzausbaubedarf“
erbrachte laut Vorstandschef Hasler bemerkenswerte
Ergebnisse. „Bei ganzheitlicher
Betrachtung von Erzeugung, Leitung und
Vertrieb könnte man 1,7 Milliarden Euro
jährlich eingesparen – und zusätzlich bis
zur Hälfte des Netzausbaus.“ Mit immensen
Preisvorteilen für alle Stromverbraucher.
Stellenanzeige
®
Servicetechniker BHKW-Technik (m/w)
Die MOTORTECH GmbH mit Sitz in Celle ist als Entwickler, Hersteller und Lieferant von Systemkomponenten
für stationäre Gasmotoren weltweit tätig. Für unseren Entwicklungs- und Produktionsstandort in Celle suchen wir
zum nächstmöglichen Zeitpunkt einen Servicetechniker BHKW-Technik (m/w).
Das Aufgabengebiet:
• Aufarbeitung, Installationen, Instandsetzungen, Reparaturen
sowie Optimierung der Objekte (in BHKW, Gasmotoren,
Sondermaschinen) unter Einsatz innovativer Technik
• Erstinbetriebnahmen von Gasmotoren im Bereich der
MOTORTECH-Systemkomponenten mit Schulung des
Betreiberpersonals
• Beteiligung an Projektausschreibungen sowie Anpassung der
Steuerungen und Leittechnik von Schaltanlagen an kundenspezifische
Wünsche und Unterstützung der Vertriebsabteilung
Schriftliche Bewerbungen unter Angabe
Ihrer Gehaltsvorstellung bitte an:
job@motortech.de
z.Hd. Frau Mona Virchow
MOTORTECH GmbH | Hogrevestr. 21-23 | 29223 Celle | www.motortech.de
Voraussetzungen:
• Erfolgreich abgeschlossene Ausbildung und/oder
Techniker im Bereich Elektrotechnik/Elektronik/
Anlagenelektroniker/Energieanlagenelektroniker
• Erfahrungen im Bereich Service
• Praktische Kenntnisse aus den Bereichen Elektrotechnik,
Steuerungstechnik (S5 und/oder S7) bzw. Anlagentechnik
• Erfahrungen in den Bereichen der analogen und digitalen
Schaltungstechnik und Datenbussystemen sowie
Hardwarekenntnisse elektronischer Komponenten
• Sicheres Arbeiten nach Zeichnung
• Hohe Reisebereitschaft im In- und Ausland
• Sicherer Umgang mit MS-Office
• Selbstständiges und eigenverantwortliches Arbeiten
• Ausgeprägtes Engagement und Kommunikationsfähigkeit
• Sichere Deutsch- und Englischkenntnisse in Wort und Schrift
• PKW-Führerschein
45

Praxis
Biogas Journal | 1_2017
Grafik: NextKraftwerk
Netzausbau als Pfeiler der Energiewende ist
argumentative Sackgasse
Für Frank Peter von Prognos ist der vom Bundestag
alle paar Jahre neu beschlossene Netzentwicklungsplan
(NEP) und dessen Credo, der Netzausbau sei
der zentrale Baustein der Energiewende, „eine argumentative
Sackgasse“. Peter begründet das mit dem
„gesellschaftlichen Akzeptanzproblem von Leitungen
und der Kostensteigerung plus Verzögerung durch Erdverkabelung“.
Für Volkswirtschaftlerin Prof. Veronika Grimm vom
Energie-Campus der Uni Erlangen ist das „Hauptproblem
am Szenariorahmen des Bundes: Hier ist
der Ausbau von Erzeugung festgelegt, aber nicht die
Nachfragesituation und die Produktionskosten an den
jeweiligen Orten. Was gebaut wird und was es kostet,
entscheidet jeder Investor selbst“, so lange die Ausschreibungsregeln
des Erneuerbare-Energien-Gesetzes
EEG eingehalten würden.
Das Rechenmodell der Uni habe dagegen „1,7 Milliarden
Euro Wohlfahrtsgewinne jährlich und zudem
eine Halbierung des HGÜ-Ausbaus“ erbracht, wenn
auf geplante Dezentralität gesetzt werde. Davon würde
auch die Mobilität profitieren, die dritte Hauptsäule des
Energieverbrauchs. Hier scheint gerade viel in Bewegung
zu kommen, im wahrsten Sinn. So setzt beispielsweise
Franz-Josef Feilmeiers niederbayerische Firma
Fenecon auf das Konzept, mit selbst erzeugtem Ökostrom
Pkw oder Lastwagen zu betreiben.
Sektorkopplung mit Fahrzeugflotte
Mittelfristig will die Spedition Gress+Zapp aus Dessau
eine Fahrzeugflotte so betreiben. „Das Unternehmen
erwartet eine CO 2
-Flottenbegrenzung, zum Beispiel
für Fahrten in Innenstädte. Und es sucht ein Versorgungskonzept
für die Zukunft“, erklärt Marco Schmidt,
Batterieplaner bei Pfenning Elektroanlagen aus Ochsenfurt:
„Die Kundenvorgabe lautete wirtschaftliche
Integration von Elektromobilität.“
Inzwischen stehen bereits Li-Ion-Stromspeicher mit
500 Kilowatt Leistung und 500 Kilowattstunden Energieinhalt
in zwei Containern am Gelände, Solarstromanlagen
mit mehreren 100 Kilowatt Leistung auf den
Dächern und auf Nachführgestellen. 52 Prozent des
im Betrieb verbrauchten Stroms werden so bereits eigenerzeugt,
so Schmidt. Genutzt werde der Solarstrom
auch von mehreren Lkw und Kleintransportern mit E-
Antrieb. Außerdem sei die Spedition dabei, die Heizung
auf Ökostrom betriebene Wärmepumpen umzustellen.
Mit seiner Begeisterung überzeugt Marco Schmidt
auch Professor Sterner. Doch der fordert von Planern
außerdem: „Nicht nur Technik bauen, sondern auch
darauf achten, dass man sie gerne anschaut.“ Oder darin
wohnt. Als Beispiel nennt er ein Mehrfamilienhaus
in der Schweiz. Das kommt ohne Strom- oder Gasanschluss
aus, „ist völlig autark. Die machen alles selbst.
1.400 Leute wollten da einziehen, obwohl die Miete
teurer ist. Hammer!“ nennt Sterner diese gelungene
Sektorenkopplung völlig unprofessoral.
Autor
Dipl.-Ing. Heinz Wraneschitz
Freier Journalist
Feld-am-See-Ring 15a
91452 Wilhermsdorf
Tel. 0 91 02/31 81 62
E-Mail: heinz.wraneschitz@t-online.de
www.bildtext.de
46

INNOVATIVE
EINBRINGTECHNIK
FÜR BIOGAS- UND
RECYCLINGANLAGEN
Biogas Journal | 1_2017 Praxis
PAULMICHL GmbH
Kisslegger Straße 13 · 88299 Leutkirch
Tel. 0 75 63/84 71 · Fax 0 75 63/80 12
www.paulmichl-gmbh.de
■ Fermenterrührwerke für wand- und Deckeneinbau
robuste und Leistungsstarke Bauweise, energieeinsparend + hocheffizient.
■ separatoren für Biogasanlagen stationär / als mobile einheit
■ rührwerke für nachgärbehälter und endlager
■ Pumptechnik für Biogasanlagen
■ Panoramaschaugläser nachrüstung möglich
Qualität
aus
Verantwortung
BIG-Mix 35 bis 210m³
effektiver Vorschub bei niedrigem
Eigenstromverbrauch
für 100% Mist und Grassilage
mit Misch- und Aufbereitungsbereich
komplett aus Edelstahl
Wir sind auf den Biogas Infotagen in Ulm
Stand Nr.: 213 + 215 + 216
Biomischer 12 bis 80m³
ANDERE RÜHREN - WIR LÖSEN.
SUMA Rührtechnik GmbH • Martinszeller Str. 21 • 87477 Sulzberg
+49 8376 / 92 131-0 • www.suma.de • info@suma.de
für 100% Mist und Grassilage
massive Edelstahlkonstruktion
mit Misch- und Aufbereitungsbereich
auf Wunsch komplett aus Edelstahl
BENEDICT
Technischer Handelsunternehmen
Parts
for profs !
www.benedict-tho.nl
www.benedict-tho.nl
Erneutes Vulkanisieren Ihrer alten Gummi-Kolben!
Vorher
Nach erneutem
Vulkanisieren
KOMBI-Mix 8 und 12m³
Pumpen-Ersatzteile
Flügel-Kolben Segment-Kolben
Jetzt online Registrieren und sofort kaufen in unserem Webshop
WWW.BENEDICT-THO.NL
T: +31 54 54 82 157 | M: +31 65 51 87 118 | E: info@benedict-tho.nl
47
speziell für Kleinbiogasanlagen
optional mit Vertikalmischschnecke
für unterschiedlichste Substrate
komplett aus Edelstahl
Konrad Pumpe GmbH
Fon +49 2526 93290
Mail info@pumpegmbh.de
www.pumpegmbh.de

Praxis
Biogas Journal | 1_2017
Blau ist die Hoffnung
Auch beim Säen zeigt
der blaue Sechser mit
Gasmotor eine gute
Performance.
Mehr Symbolik geht wohl kaum: Der Prototyp des mit Compressed Natural Gas (CNG)
betriebenen Traktors des Herstellers New Holland kam in Deutschland ausgerechnet im
Wendland, da wo die deutsche Anti-Atomkraftbewegung ihr Epizentrum hat, zum ersten
Mal zum praktischen Einsatz. Und zwar nicht auf irgendeinem Hof, sondern auf dem
Betrieb von Horst Seide, dem Präsidenten des Fachverbandes Biogas, zudem Betreiber
zweier Biogasanlagen sowie von vier in der Wendland-Elbetal-Region operierenden
Biogas-Tankstellen.
Von Dierk Jensen
Klar, dass Seide den gasbetriebenen 180-PS-
Protoypen während der mehrwöchigen
Testphase im Oktober mit Biomethan aus
eigener Produktion und an den vier eigenen
Tankstellen seiner Kraft und Stoff Dannenberg
GmbH Co. KG getankt hat. So auch auf dem
Raiffeisen-Autohof, wo etwas abseits der „fossilen“
Zapfsäulen seit einigen Jahren eine Biogas-Zapfsäule
installiert ist.
Einige Autofahrer blicken etwas erstaunt aus ihren
Fensterscheiben, als Seide mit dem blauen Traktor
und einem angehängten Güllewagen auf den Autohof
vorfährt und vor der Biogas-Zapfsäule anhält. Unbeirrt
vom Erstaunen der übrigen Verkehrsteilnehmer steigt
Seide aus der Kabine des New Holland aus, nimmt den
Zapfhahn aus der Aufhängung und drückt ihn auf den
Saugstutzen, der sich leicht erreichbar unterhalb des
Kabinenfensters befindet. Dann beginnt das Auftanken
von CNG mit einem Druck von 210 bar. Nach ein paar
Minuten ist das Fassungsvermögen des Tanks von 50
Kilogramm, was ungefähr einer Dieselmenge von 75
Litern entspricht, gefüllt. Das Kilogramm Biomethan
kostet Ende Oktober in Dannenberg exakt 1,09 Euro.
Da Seide keine Kreditkarte parat hat, muss er drinnen
am Tresen der Tankstelle bar bezahlen. Er lädt zum
Kaffee ins Autohof-Café ein und steuert seinen Test-
Traktor auf den Parkplatz – inmitten großer Brummis.
Eine ungewohnte Szene, die Seide aber sichtlich gefällt.
„Ich bin wirklich sehr zufrieden mit dem Prototypen.
Er leistet, was Landwirte von einem Traktor in
dieser PS-Klasse gewöhnlich erwarten“, freut sich Seide,
„der zieht gut, beschleunigt normal und fährt sich
ohne Komfortverlust.“
Potenzial für mehr Tankvolumen vorhanden
Auch das Betanken unterscheidet sich von dem Betanken
mit konventionellen Kraftstoffen kaum. Einzig
einen kleinen Wermutstropfen gibt es dennoch: Das
Tankvolumen reicht sicherlich noch nicht aus, um mit
althergebrachten Verbrennungsantrieben mithalten zu
können. „Na ja, wenn es nun gar keine Nachteile gäbe,
dann wäre ja schon jetzt alles perfekt“, antwortet Klaus
Senghaas, Unternehmenssprecher von New Holland in
Deutschland, gelassen auf den Einwand. „Ich denke,
dass wir in dieser Entwicklungsphase auch dafür noch
eine Lösung finden werden“, ist Senghaas überzeugt
und verweist auf das Kabinendach, wo es noch genügend
Platz für einen zusätzlichen Tank gäbe.
48

Biogas Journal | 1_2017 Praxis
Fotos: New Holland
„Wenn der Prototyp fertig entwickelt ist, dann würde
er gut zu uns passen“, blickt Seide auf seiner Biogasanlage
im Gewerbegebiet der Stadt Dannenberg in die
nahe Zukunft. „Die Technik ist schon da, jetzt muss die
Politik nur noch nachkommen“, fordert Seide ein klares
Bekenntnis für die Nutzung von Biogas in Autos, Traktoren
und Lkw. Und düst los, um den mit ausgegorener
Gülle befüllten Tankwagen zum Erdbecken zu bringen.
Laut Senghaas soll der mit Methan fahrende Traktor
T6.140 schon im Laufe des nächsten Jahres in Serie
produziert werden. Bis dahin wollen die Entwickler an
dem Blauen noch das stufenlose Getriebe an den sechszylindrigen
Gasmotor anpassen. Wird die ambitionierte
Zeitachse tatsächlich eingehalten, dann verwirklicht
sich für den Präsidenten des Fachverbandes Biogas
mit dem Gefährt aus dem Hause Fiat die langgehegte
Hoffnung, dass dem Kraftstoff Biogas (endlich) ein
erster Einstieg in den Markt der Nutzfahrzeuge gelingt.
Fast klimaneutral ackern
Ganz abgesehen davon ließe sich mit einer solchen neuen
Traktoren-Generation zusätzliche Wertschöpfung im
ländlichen Raum erzielen. Der alte grüne Traum einer
energieautarken Farm wäre damit möglich. Zumal sich
derzeit eigentlich nur mit Biomethan die im Raum stehenden
Forderungen nach Emissionsreduzierungen im
Agrarsektor realisieren lassen. „Unser Traktor emittiert
nahezu keine Klimagase“, wirbt denn auch Senghaas
offensiv für das eigene Model. Nach Angaben von New
Holland liegt die CO 2
-Reduzierung bei rund 90 Prozent
im Vergleich zu gleich großen Traktoren mit konventionellem
Dieselantrieb. Vorausgesetzt allerdings, dass
das eingesetzte Methan auch aus Biogas (Biomethan)
gewonnen wird.
Tatsächlich setzt New Holland, das aktuell im deutschen
Traktorenmarkt einen Anteil von 7 Prozent hat,
mit seiner Technologie im internationalen Traktorenmarkt
bahnbrechende klimaschonende Standards.
Das müsste die Mitwettbewerber neu herausfordern.
Gerade weil es in Zeiten verhältnismäßig niedriger
Dieselpreise um die Neuentwicklung von Antrieben
auf der Basis von Biokraftstoffen, wie es der Hersteller
John Deere mit der aufwändigen Entwicklung eines mit
Pflanzenöl angetriebenen Motors schon praktiziert hat,
ziemlich still geworden ist.
Aber auch die vor einigen Jahren unselig verquer geführte
Diskussion um „Tank oder Teller“ hat gute
Ansätze ins Abseits getrieben. Daher ist es um die
klimafreundliche Weiterentwicklung von neuartigen
Antriebssystemen in der gesamten Landtechnik derart
still geworden, dass sich selbst die VDMA Landtechnik
aktuell nicht in der Lage sieht, ein profundes Statement
zu gasgetriebenen Traktoren abzugeben. Dies
zeigt unmissverständlich, welchen untergeordneten
Stellenwert dieses Thema hat. Oder ist es doch nur Ausdruck
eines naiven Glaubens daran, dass es die allseits
hofierte Elektromobilität bzw. Brennstoffzellentechnik
schon in baldiger Zukunft richten werde?
Wie dem auch sei. Zumindest scheinen sich die Verbände
aus Forst- und Landwirtschaft und Bioenergie
inzwischen zusammengerauft zu haben. Sie gründeten
im Mai 2016 eine Branchenplattform, „um die Verwendung
von Biokraftstoffen bei Land- und Forstmaschinen
zu fördern“. Im Fokus der von der Geschäftsstelle
vom Bundesverband Bioenergie e.V. (BBE)
und dem Bundesverband Dezentraler Ölmühlen und
Pflanzenöltechnik e.V. (BDOel) betreuten Plattform
steht die Öffentlichkeits- und Lobbyarbeit für Biodiesel
(DIN EN 14214), Rapsölkraftstoff (DIN 51605),
Pflanzenölkraftstoff (DIN 51623) sowie eben auch
Biomethan-Kraftstoff (CNG – DIN 51624). „Ziel ist,
Biokraftstoffen im Landwirtschafts- und Forstbereich
eine klare Perspektive zu geben. Das ‚Haferprinzip’ mit
der Selbstversorgung in der Landwirtschaft kann wieder
Alltag werden“, so Michael Horper, Präsident des
Bauern- und Winzerverbandes Rheinland-Nassau und
Vorsitzender der Branchenplattform, zuversichtlich.
dena pro Gasantrieb
Ob Zuversicht allein reicht, bleibt abzuwarten. So
beklagt auch die Deutsche Energie-Agentur (dena)
in einem Brief an Bundesfinanzminister Wolfgang
Schäuble, Wirtschaftsminister Sigmar Gabriel und
Verkehrsminister Alexander Dobrindt sowie an die Mit-
Zwei von insgesamt
neun Gastanks
befinden sich hinten
an der Kabine bei der
sogenannten B-Säule.
Ein Tank befindet sich
oben über dem Heckfenster
im Kabinendach.
Zwei Tanks sind
auf der rechten Seite
verbaut, dort wo der
rechte Kabinenaufstieg
normalerweise wäre.
Vier Tanks sind auf der
linken Seite unter dem
Einstieg untergebracht.
49

Praxis
Biogas Journal | 1_2017
Mit Biogas-Kraftstoff
kennt Fachverbandspräsident
Horst Seide
sich aus. Hier tankt er
den Gasmotor-Prototyp
von New Holland, den
er vier Wochen lang im
Herbst testen konnte.
Unter der rechten
Kabinentür befindet
sich der Einfüllstutzen
für den Gaszapfhahn.
In wenigen Minuten
sind 50 Kilogramm Gas
an Bord.
glieder des Bundestages,
dass „durch den
politischen Stillstand
bei der Umsetzung des
Energiesteuergesetzes
die Steuerermäßigung
für Erdgas und Biomethan
gefährdet ist“.
Weiter heißt es in dem
Schreiben der dena an
die Politik: „Erdgas und
Biomethan sind derzeit
die wettbewerbsfähigsten und bereits für alle Verkehrsmittel
verfügbaren alternativen Kraftstoffe, um die
Klima- und Umweltemissionen des Verkehrs kurzfristig
und spürbar zu reduzieren.“ Deshalb insistiert die dena
„eine rasche Verlängerung der Steuerermäßigung für
Erdgas und Biomethan als Kraftstoff über 2018 hinaus.
Unabhängig vom politischen Diskurs in Berlin oder anderswo
dreht der T6.180 weiter seine Testrunden und
liefert wichtige Motorenwerte aus der Praxis direkt an
die Turiner Entwicklungsabteilung der Fiat-Konzernzentrale.
Nach dem Praxiseinsatz im Wendland wird
die blaue Hoffnung nach Dänemark weitergereicht,
von wo aus dann die europäische Test-Tour bis zum
Foto: Dierk Jensen
Frühjahr 2017 weiter fortgesetzt werden soll. Neben
Deutschland und den skandinavischen Ländern identifiziert
New Holland auch Italien und England als
aussichtsreiche nationale Märkte. Allzu euphorische
Prognosen mag sich Klaus Senghaas aber nicht geben:
„Die Nachfrage ist letztlich eine Frage des Marktes.“
Und der Markt hängt natürlich davon ab, wie die Politik
tickt. Auf jeden Fall, so versichert zumindest der
Unternehmenssprecher von New Holland, werde der
180-PS-Traktor wegen seines CNG-Antriebs nicht teurer
als vergleichbare Modelle seiner Größenklasse.
Das hört Horst Seide natürlich gerne, wie sicherlich sicherlich
viele seiner Berufskollegen, die in Zeiten niedriger
Preise für landwirtschaftliche Erzeugnisse und
gleichzeitig steigender Verpflichtungen für den Klima-,
Boden- und Gewässerschutz arg in die Bredouille geraten.
Daher ist das rollende Blau für die grüne Branche
so etwas wie ein kleiner Hoffnungsträger.
Autor
Dierk Jensen
Freier Journalist
Bundesstr. 76 · 20144 Hamburg
Tel. 040/40 18 68 89
E-Mail: dierk.jensen@gmx.de
Die Gutachtergemeinschaft Biogas ist ein
Team selbstständiger Experten verschiedenster
Fachrichtungen, das Sie umfassend
und kompetent zu allen Fragen rund
um Biogasanlagen beraten und unterstützen
kann.
Gutachter
Gemeinschaft
Biogas
Gutachtergemeinschaft Biogas GmbH
Lantbertstr. 50 . 85356 Freising
Tel +49 / 8161/ 88 49 546
E-Mail info@gg-biogas.de
www.gg-biogas.de
Zweigniederlassung Lübeck:
Ovendorferstr. 35 . 23570 Lübeck
Tel +49 / 4502 / 7779 05
Sachverständigenbüros
auch in Krefeld, Burscheid (Köln) und Lüneburg
Motiv2015_85x118 15.06.2015 16:25 Seite 1
Wertgutachten (Ertrags-, Zeit- und Verkehrswert)
Erneuerungsgutachten zur EEG-Laufzeitverlängerung
Schadensgutachten (Technik, Bau, Biologie)
Bescheinigungen von Umweltgutachtern
Gutachten zu Investitionsentscheidungen
Für die Revision nach BetrSichV §15(15)
Austauschgeräte und Ersatzbaugruppen vom Original-Hersteller
› passgenau
› sicher, da ATEX-konform
› wirtschaftlich durch kurze Stillstandszeit
› mit voller Garantie
› kurze Lieferzeit
ATEX Ventilatoren
für Biogas Zone 1 und 2
(Kat.II 2G und II 3G)
Anfragen bitte stets mit Ihrer Gerätenummer. Bezug und
Installation in Deutschland über unsere Servicepartner möglich.
MEIDINGER AG
Landstrasse 71 4303 Kaiseraugst / Schweiz
Tel. +41 61 487 44 11 service@meidinger.ch www.meidinger.ch
50

Biogas Journal | 1_2017 Praxis
Fotos: Martin Frey
„Methanisierung marktreif machen“
Im Energiepark Pirmasens-Winzeln betreibt das Prüf- und Forschungsinstitut Pirmasens
(PFI) die bundesweit größte Methanisierungsanlage. Die Power-to-Gas-Anlage, die Biogas
und regenerativ erzeugten Wasserstoff verarbeitet, ist seit September 2016 in Betrieb.
Von Dipl.-Geograph Martin Frey
Die zunehmende Abregelung regenerativer
Anlagen bei Erzeugungsspitzen rückt das
Thema Power-to-Gas immer stärker in den
Fokus. „Es fehlen geeignete Langzeitspeicher
– und gleichzeitig bietet das Gasnetz
ausreichend Kapazitäten“, ist Benjamin Pacan, Abteilungsleiter
für Forschungsanlagen des PFI, überzeugt.
Die Nachteile bisheriger Power-to-Gas-Verfahren lägen
zudem auf der Hand: Vor allem sei die sonst angewandte
Aminwäsche mit sehr hohen Kosten verbunden. Und
doch bietet die Technologie, mittels Überschussstrom
aus Erneuerbaren Energien über Elektrolyse Wasserstoff
zu erzeugen, gewaltige Potenziale. Gelingt es,
diesen mithilfe von Biogasanlagen und Bakterien zu
Methan umzuwandeln, kann er nahezu unbegrenzt ins
Erdgasnetz eingespeist werden.
Dr. Stefan Dröge, Mikrobiologe und Leiter der Abteilung
Biotechnologie des PFI, berichtet, welche Anfangsüberlegungen
angestellt wurden: „Wir erkannten, dass
die heutigen hochbelasteten Biogasanlagen es nicht
vertragen, wenn auch noch Wasserstoff in den Fermenter
eingeblasen wird, um auf diese Weise Methan zu gewinnen.“
Außerdem sind die erzielbaren spezifischen
Methanbildungsraten in einer Biogasanlage relativ
gering. Daher sei es besser, die Methanisierung separat
vom Biogasprozess vorzunehmen. „Wir haben uns
dazu mit dem Institut für Mikrobiologie der Universität
Mainz zusammengetan und gemeinsam einen ersten
Forschungsreaktor entwickelt“, so Benjamin Pacan.
Dieser sogenannte Rieselstromreaktor ist im Technikum
des PFI in Pirmasens zu besichtigen: Über zwei
Stockwerke erstreckt sich die 4 Meter hohe Anlage.
Innen hat die Röhre einen Durchmesser von 30 Zentimeter,
ummantelt ist sie mit einer Isolierungsschicht.
Das Innere bietet ein Volumen von 330 Litern, wovon
40 Liter für Festkörper benötigt werden und 40 bis 60
Liter für die Flüssigkeit.
Methanothermobacter machen
wichtige Arbeit
Die Isolierung der Anlage dient dazu, den wärmeliebenden
Bakterien ein angenehmes Milieu zu bieten,
die in dem Reaktor Biogas, Kohlendioxid und Wasserstoff
in Biomethan umwandeln, das dann ins Erdgasnetz
eingespeist werden kann. Die Bakterien gehören
zur Gattung Methanothermobacter sowie Varianten
davon. „Wir züchten bereits den nächsten Stamm heran“,
berichtet Benjamin Pacan aus seiner Forschung.
Zunächst werde noch mit Reinkulturen gearbeitet. Die
Forscher dächten aber bereits darüber nach, künftig
auch Kombinationen einzusetzen.
Bei dem Prozess fließt von oben eine Nährlösung in die
Kolonne und von unten strömen die Gase nach oben.
Im Labor wird dazu noch synthetisches Biogas verwendet
zwecks einer konstanten Gaszusammensetzung.
Um eine möglichst große Kontaktfläche zwischen Gas
und Flüssigphase zu erhalten, sind die Bakterien auf
einem eingeschütteten Festkörper angesiedelt. Dieser
besteht aus kleinen Kunststoffkörpern von unregelmäßiger
Struktur.
Das durch die Bakterien erzeugte Methangas wird
schließlich am oberen Ende der Kolonne abgeführt. Je
höher der Druck in der Anlage ist, desto mehr können
die Bakterien das eingeblasene Gas abbauen. So hat
sich herausgestellt, dass bei einer Verdopplung des
Druckes eine deutliche Steigerung der Gasabbaurate
zu erzielen ist. Derzeit wir der Prozess mit einem Druck
von bis zu 8 bar betrieben. „Als Folge ist ein Methange-
Bild links: Weit sichtbares
Wahrzeichen des
Energieparks Winzeln
sind die beiden 25 m
hohen Kolonnen, in
denen Bakterien Biomethan
erzeugen. Links
daneben der weiße
Wasserstofftank.
Rechts: Der modular
aufgebaute Turm mit
den Kolonnen bietet
Erweiterungsmöglichkeiten
für die
Biomethanisierung.
51

Praxis
Biogas Journal | 1_2017
von EE-Gas deutlich geringere Prozesskosten
mit sich bringen kann als
vergleichbare Prozesse.
Dr. Stefan Dröge,
Mikrobiologe und Leiter
der Abteilung Biotechnologie
des PFI,
vor dem über zwei
Stockwerke reichenden
Laborreaktor.
halt von 98 Prozent für uns kein Problem“, freut sich
Dr. Stefan Dröge.
Vorteile gegenüber Sabatierprozess
Die Pirmasenser Forscher sind überzeugt, dass die
Biotechnologische Synthese von Methan gegenüber
dem Sabatierprozess, also der technischen Methansynthese,
etliche Vorteile bietet: So arbeiten dabei die
Mi kroorganismen bei relativ niedrigen Temperaturen
von 35 bis 65 Grad Celsius gegenüber sonst mehr als
300 Grad. Auch der Druck von 1 bis 7 bar ist deutlich
geringer als die anderenfalls üblichen 10 bis 30 bar.
Verzichtet werden kann auch auf eine Vorreinigung des
Biogases sowie auf Rührvorrichtungen. Die zugeführte
Nährlösung gelangt allein durch Schwerkraft an die
Produzierte Gasmenge in Abhängigkeit von der Inkubationsdauer
Gasmenge [Nl]
1000
800
600
400
200
0
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
Inkubationsdauer [min]
Mit den gefundenen Bakterien lassen sich die spezifischen Gasabbau- und Methanbildungsraten
gegenüber anderen Versuchen unter thermophilen Bedingungen signifikant steigern.
Bakterien. Auch der Platzbedarf der gesamten Anlage
ist relativ gering: So benötigen Kolonnen für eine Produktion
von 1.200 Normkubikmeter pro Stunde gerade
einmal eine Stellfläche von 100 Quadratmetern. Aus
alledem folgt, dass die biotechnologische Herstellung
H
2
CO
CH
2
4
Grafik: PFI Bioraffinerietechnik GmbH
Erprobung im Energiepark
Winzeln
Das PFI wäre nicht das PFI, hätte es
sich nun mit diesen Erfolgen bei der
Forschung zufriedengegeben. „Wir
sehen uns als ein stark anwendungsorientiertes
Institut“, erklärt Dr.
Stefan Dröge. So begleitet das PFI
allein in Rheinland-Pfalz etwa 30
Biogasanlagen prozessbiologisch.
Ein Forschungsschwerpunkt des aus
der Schuhindustrie hervorgegangenen
Institutes liegt in der anaeroben Fermentation von
Biomasse zur Gewinnung von Biogas.
Am südwestlichen Stadtrand von Pirmasens, im Ortsteil
Winzeln, bot sich an, die biotechnologische Methanisierung
in einem größeren Maßstab zu erproben.
Dort bestand bereits der sogenannte „Energiepark Winzeln“,
ein Kooperationsprojekt mit den Stadtwerken
Pirmasens. Dort betreibt das PFI eine Biogasanlage mit
einer installierten elektrischen Leistung von 580 kW.
Großtechnische Umsetzung
In unmittelbarer Nähe zur Biogasanlage wurden nun
zwei je 25 Meter hohe Kolonnen aufgestellt, die jeweils
ein Volumen von 40 Kubikmetern besitzen. Damit steht
derzeit eine Analgenkapazität von bis zu 100 Normkubikmetern
pro Stunde zur Verfügung. Dies entspricht
einem thermischem Äquivalent des erzeugten Gases
von rund 1.000 Kilowattstunden.
Da noch keine Elektrolyseeinheit vor Ort vorhanden
ist, wird der Wasserstoff derzeit aus dem Energiepark
in Mainz bezogen. „Wir können unsere Anlage bis auf
zehn Kolonnen ausbauen“, berichtet Benjamin Pacan,
folglich wären in Pirmasens dann stündlich 500 Nm 3
Biomethan zu erzeugen. Auf dem Gelände sind neben
den beiden Kolonnen auch ein Großspeicher für Wasserstoff
sowie Container mit der Steuerzentrale, Schaltschänken
sowie Anlagen zur Gasuntersuchung, Gasodorierung
sowie die Einspeisetechnik untergebracht.
Positive Betriebsergebnisse
Das Projekt wurde mit 1,3 Millionen Euro über den
Europäischen Fonds für regionale Entwicklung, dem
EFRE-Programm, vom Land Rheinland-Pfalz gefördert.
Der Standort ist insoweit ideal, als die Biogasanlage als
kostenlose CO 2
-Quelle genutzt werden kann. Bei künftigen
Anlagen sei auch daran zu denken, Rauchgas aus
Industrieanlagen oder von Kraftwerken zu nutzen. Pacan
weist aber darauf hin: „Da die Herausfilterung der
Rauchgasinhaltsstoffe wie Sauerstoff und Stickstoff
aber noch sehr aufwendig ist, wollen wir daran noch
arbeiten.“
52

Biogas Journal | 1_2017 Praxis
Nach intensiven Forschungsarbeiten
im technischen Maßstab und zahlreichen
Testläufen der Pilotanlage wurde
im September 2016 die Einspeiseanlage
in Betrieb genommen und erstmals
Biomethan in das Erdgasnetz eingespeist.
Bislang haben die Forscher des
PFI mit der Anlage in Winzeln gute Erfahrungen
gesammelt: Die Einspeisung
funktioniert reibungslos und die Technologie
des Rieselstromreaktors hat
sich bewährt. Und doch ist die Anlage
noch weit davon entfernt, dass man sie
von der Stange kaufen könnte. Bei unserem
Besuch stand beispielsweise die
Gaseinspeisung still, um noch Anpassungen
vorzunehmen.
„In Zukunft wollen wir den Gesamtwirkungsgrad des
Rieselstromreaktors erhöhen, indem wir die Prozesstemperatur
von derzeit 60 Grad Celsius auf dann 80
Grad erhöhen“, nennt Pacan eine der Hauptherausforderungen.
Ziel dabei sei, die Umsatzgeschwindigkeit
weiter zu steigern, um die Größe der Reaktoren überschaubar
zu halten. Auch Fragen der Prozesskontrolle
seien weiter zu verfeinern. Und noch ein weiterer wichtiger
Baustein fehlt: Derzeit wird im Institut ein Konzept
für die Elektrolyseeinheit erstellt. „Diese könnte
dann im Jahr 2018 in Betrieb gehen“, hofft Benjamin
Pacan. Dann wäre das System komplett und die Wissenschaftler
könnten darangehen, weitere Reaktoren
zu errichten, um die Biomethanerzeugung zu erhöhen.
Als weiteres Ziel haben sich die Entwickler nichts Geringeres
vorgenommen als den Ausbau des Energieparks
zur Bioraffinerie. „Dann wäre es möglich, dort
chemische Grundstoffe wie zum Beispiel Biopolymere
oder den Zuckerersatzstoff Xylit herzustellen“, so der
Benjamin Pacan, Abteilungsleiter
für Forschungsanlagen
des PFI, fordert die Politik auf,
abzuregelnden Überschussstrom
kostenlos für eine Methanisierung
bereitzustellen.
Forscher. Ideen gibt es bei den Pirmasensern
offenbar genug. Aber es sollen
nicht frühzeitig Erwartungen geschürt
werden: „Zunächst ist unser Ziel, den
Prozess stabil am Laufen zu haben“, erklärt
Pacan. Gerne würde das PFI in Zusammenarbeit
mit Anlagenbauern aus
der Region in ein bis zwei Jahren ein
markttaugliches Produkt zur biotechnologischen
Methanisierung auf den
Markt bringen. Unter den Interessenten
für den Praxiseinsatz und die Vermarktung
des Biomethans sind schon die
Stadtwerke Pirmasens und die Pfalzgas
GmbH. Damit die hochgesteckten Ziele
zu erreichen sind, bräuchte es aber
auch mehr Unterstützung seitens der
Bundespolitik: „Wenn wir den Überschussstrom, der
ohnehin abgeregelt werden muss, kostenlos zur Verfügung
gestellt bekämen, würde sich die Methanisierung
viel früher rechnen“, ist Benjamin Pacan überzeugt.
„Bei den aktuell niedrigen Erdgaspreisen sind wir nicht
konkurrenzfähig. Letztlich müssen wir auf den derzeitigen
Handelspreis des Biomethans mit 6 bis 7 Cent je
kWh kommen“.
Autor
Dipl.-Geograph Martin Frey
Fachjournalist
Fachagentur Frey · Kommunikation für Erneuerbare Energien
Gymnasiumstr. 4 · 55116 Mainz
E-Mail: mf@agenturfrey.de
www.agenturfrey.de
Anlagenbau
Ihr starker Partner für:
NEU
l mobile Feststoffbeschickung
besonders geeignet für
Umbau-/Sanierungsarbeiten
und in Störfällen
Substrat-Aufbereitungsund
Zerkleinerungstechnik
für jedes Substrat die richtige
Aufbereitungstechnik:
l Prallzerkleinerer
HPZ 1200
l speziell für verschleißintensive
Substrate oder
organische Abfälle
Schubbodencontainer
in Stahlbauweise
l Volumen 40 m 3 – 200 m 3 ,
als Twin bis 300 m 3
l VA-Schubrahmen,
Kunststoffauskleidung
l wahlweise Dosier- oder
Fräswalzen
l mit Walkingfloor-System
ausrüstbar
Zugbodensystem in
Betonbauweise
l Ober-/Unterflur befahrbar
l Volumen 80 – 175 m 3
l VA-Schubrahmen,
Kunststoffauskleidung
l hydr. Verschlussrampe
l hydraulische Abdeckung
Kompaktsystem
l komplett aus Edelstahl
l Volumen 13 – 33 m 3
l mit 2 Dosierwalzen
Ein UnTERnEHMEn
DER HUninG GRUPPE
HUNING Anlagenbau GmbH
& Co. KG
Wellingholzhausener Str. 6
D-49324 Melle
Tel. +49 (0) 54 22/6 08-2 60
Fax +49 (0) 54 22/6 08-2 63
info@huning-anlagenbau.de
www.huning-anlagenbau.de 53

Praxis
Biogas Journal | 1_2017
Biogasanlage von
Christian Rinser – eine
von rund 50, die die
Stadtwerke Rosenheim
in ihrem „virtuellen
Landwerk“ steuern.
Ein Netz „von unten nach oben“
Fotos: Stadtwerke Rosenheim
Die Stadtwerke Rosenheim vermarkten Strom von Biogasanlagen über ihr „virtuelles Landwerk“. Sie sind
zwar auch an die EEG-Vorgabe gebunden, den Strom an die Börse zu liefern. Mithilfe der Grünstromkennzeichnung
wurde jetzt aber das Produkt „Rosenheimer Landstrom“ aufgelegt – nach dem Motto: „Aus der
Region, für die Region“.
Von Christian Dany
Mit unseren Biogasanlagen
unter 200 kW sind wir von
kaum einem Direktvermarkter
ernst genommen worden“,
erzählt Christian Rinser.
„Ihr seid uns zu klein“, bekamen er und
seine Betreiber-Kollegen oft zu hören. Vor
gut zwei Jahren hatten sie begonnen, nach
einem Unternehmen zu suchen, das den
Strom aus ihren Biogasanlagen vermarkten
sollte. Rinser ist einer der Initiatoren der
Rosenheimer Biogasgruppe, die 1999 zur
Verwertung der in der Region vorhandenen
Gülle gegründet wurde.
„Kleine Biogasanlagen für kleine Bauernhöfe“,
nennt der Landwirt aus Schechen-
Oberwöhrn das Leitmotiv. Überwiegend
im Selbstbau – anfangs noch unter der
fachlichen Anleitung des Biogaspioniers
Ekkehard Schneider – sind bislang über
100 Kleinbiogasanlagen entstanden. Die
ganze Biogasszene kennt heute das „Rosenheimer
Modell“ für standortangepasste
Biogasanlagen. Ein beträchtlicher Teil
dieser Anlagen wurde schon lange vor der
2012er „Güllekleinanlagen-Regelung“ gebaut.
Bei Gesprächen im Rahmen der Initiative
„Energiezukunft Rosenheim“ kam
die Frage auf, wie es mit den Biogasanlagen
nach Auslaufen der EEG-Vergütung
weitergehen soll. Das ist bei Rinser in neun
Jahren der Fall. Zusammen mit Christian
Bürger – der Agrardirektor der Volksbank
Raiffeisenbank Rosenheim-Chiemsee eG
betreibt selbst eine Biogasanlage – trieb
er das Thema Direktvermarktung voran.
Zum einen ist 2012 das Instrument der
Flexibilitätsprämie eingeführt worden, zum
anderen wollten die Biogasbauern Erfahrungen
sammeln, noch zeitig, bevor das
Vergütungsende naht. Das langfristige Ziel
sei, ohne Umweg an die Strombörse. „Wir
suchten nach einem Partner, mit dem wir
auf Augenhöhe zusammenarbeiten können.
Bei der Direktvermarktung gibt es für
uns technisch und organisatorisch einiges
zu lernen“, erzählt Rinser. Fündig wurden
sie direkt in der Nachbarschaft: bei den
Stadtwerken Rosenheim, die ein virtuelles
Kraftwerk betreiben.
Gilbert Vogler, der bei den Stadtwerken
für die Vermarktung dezentraler Energieerzeugungsanlagen
zuständig ist, hat dieses
virtuelle Kraftwerk mit aufgebaut. Es
beschränkte sich zunächst auf die nähere
Umgebung um das Stadtgebiet. Hier umfasste
es mehrere Gas-BHKW und ein Müllheizkraftwerk
zur Fernwärmeerzeugung mit
insgesamt rund 35 Megawatt flexibler elektrischer
Leistung. „Jetzt sind wir auch im
Umland mit der Direktvermarktung aktiv“,
sagt Vogler.
In der Gegend um Rosenheim gebe es
zahlreiche Photovoltaikanlagen und einige
Wasserkraftwerke. „Wir brauchen schnelle,
flexible Leistung, und da sind Biogasanlagen
sehr vorteilhaft.“ Dass die Biogasanlagen
im Kreis Rosenheim mit einer Durchschnittsleistung
von 200 kW el
eher klein
sind, sei dabei kaum ein Nachteil.
„Vier Mitglieder der Rosenheimer Biogasgruppe
sind auf uns zugekommen“, erzählt
Vogler von den Anfängen. Nach den ersten
Gesprächen folgten Besichtigungen und
Workshops. Die Biogasbauern lernten die
Stromvermarktung kennen, die Stadtwerke
die Eigenheiten von Biogasanlagen. Wie
der Projektleiter für das virtuelle Kraftwerk
schildert, habe es acht Workshops
gebraucht, bis das gegenseitige Vertrauen
reifte.
Nach dem Beschluss zur Zusammenarbeit
wurden Anschlusskonzepte zur Anbindung
der Biogasanlagen ans virtuelle Kraftwerk
54

Biogas Journal | 1_2017 Praxis
Abbildung 1: Vermarktungsoptionen: Biogasanlagen werden in Zukunft nach dem
EEG im sogenannten Cross-Over-Market agieren müssen (siehe rechte Säule)
Marktprämie
Managementprämie & Regelenergie
Wärme
Prämie für
flexible
Fahrweise
Regelenergie
Typisch
Stallkamp.
Behälter und Technik
für Biogasanlagen,
bei denen Preis und
Leistung stimmen.
Festgelegte EEG-
Vergütung für
einzelne Anlagen
Quelle: Stadtwerke Rosenheim
Strombörse
Marktprämienmodell
Strombörse
Eigen-
Vermarktung
Wirtschaftlicher
Betrieb nach dem
EEG?
| pumpen
| lagern
| rühren
| separieren
Abbildung 2: Zeitspannen der Regelleistung durch die Übertragungsnetzbetreiber.
Störungen respektive Regelbedarf über 60 Minuten müssen im betroffenen Bilanzkreis
des Verteilnetzbetreibers ausgeglichen werden
Leistung
Primärregelung durch alle ÜNB (Reservebereitstellug im Sekundenbereich)
Sekundärregelung und Minutenreserve durch den betroffenen ÜNB
Ausgleich durch den betroffenen Bilanzkreis
Zeit (min.)
0 10 20 30 40 50 60
Quelle: www.regelleistung.net
erstellt. Bislang sei kaum Marketing betrieben
worden. Nur über Mund-zu-Mund-
Propaganda hätten bis voriges Jahr 21
Biogasanlagen-Betreiber gewonnen werden
können. Für die Stadtwerke wurde aus
ihrem virtuellen Kraftwerk das „virtuelle
Landwerk“.
Aus dem Stall auf die Wiesn
„Auf dem Rosenheimer Herbstfest im
September 2015 haben wir erstmals mit
der Aktion ‚Aus dem Stall auf die Wiesn‘
geworben“, sagt Vogler. In der PR-Aktion
wurde kommuniziert, dass die „Rosenheimer
Wiesn“ ihren gesamten Strom
von Bauernhöfen aus der Region über
das virtuelle Landwerk bezieht. Bayerns
Energieministerin Ilse Aigner bezeichnete
Rosenheim als Vorbild, weil hier ein virtuelles
Kraftwerk unter Zusammenarbeit von
Stadtwerken, Landwirten und Genossenschaftsbanken
entstanden sei. „Das ist ge-
55
Tel. +49 4443 9666-0
www.stallkamp.de
MADE IN DINKLAGE

Praxis
Biogas Journal | 1_2017
Entwicklungen bei der Regelenergie
nau der Bayernplan in klein“, sagte die Ministerin,
was auf einem Youtube-Video zum
„Rosenheimer Modell“ zu sehen ist. Auf
dem diesjährigen Herbstfest wiederholten
die Stadtwerke die Aktion, und dieses
Mal konnte Geschäftsführer Dr. Götz Brühl
schon über 50 Biogasanlagen nennen, die
seit dem Start im Jahr 2014 über das virtuelle
Landwerk gesteuert werden.
„Das Vermarktungskonzept sieht vor, die
Biogasanlagen step by step in eine optimierte
Fahrweise zu führen“, erklärt Vogler,
„zum Beispiel erst mit der Direktvermarktung
beginnen, dann Minutenreserve im
Regelenergiemarkt (siehe Kasten) bereitstellen.
Sobald der Betrieb hierfür optimiert
wurde, dann die Sekundärreserve angehen.“
In der Regelenergie wird zwischen
positiver und negativer Regelleistung unterschieden
sowie zwischen Minutenreserve
mit Energiebereitstellung innerhalb von
fünfzehn Minuten, Sekundär- (fünf Minuten)
und Primärreserve (30 Sekunden).
Minutenreserve wird täglich ausgeschrieben,
die Sekundär- und Primärregelung
wöchentlich. Abgesehen von der Regelenergie-Vermarktung
lasse sich die Anlagenleistung
viertelstundengenau an die
Preislage am Strommarkt anpassen. Zur
Fernsteuerung statten die Stadtwerke die
Biogasanlagen mit Informationstechnik
aus. „Wir können die Anlagen auch einzeln
steuern“, hebt Vogler hervor. Das sei möglich,
weil die Stadtwerke ständig auf Daten
wie die aktuelle Einspeiseleistung oder
den Gasspeicher-Füllstand zurückgreifen
könnten. Wichtig bei der Anlagensteuerung
sei aber stets das Einvernehmen des Betreibers.
Flexibel im Kleinmaßstab
„Als Nachbarn in der Region können wir
viele Fragen direkt und persönlich klären.
Es ist einfach das Verständnis da“,
zeigt Biogasbauer Rinser die Vorteile auf,
„mithilfe der Stadtwerke können wir anspruchsvollere
Energiedienstleistungen
anbieten, anstatt unseren Biogasstrom
einfach pauschal vergütet ins Netz einzuspeisen.“
Der Land- und Energiewirt hatte
erst zwei BHKW zu je 45 kWel im Einsatz.
Nach der Umstellung auf Direktvermarktung
wurde ein drittes Aggregat gleicher
Größe hinzugebaut. Dieses läuft täglich
Immer mehr Anlagen verschiedenster Art und vor
allem immer mehr Biogasanlagen nehmen am
Regelenergiemarkt teil. Die steigende Zahl an Anbietern
führt zu fallenden Preisen, zumal der Regelenergie-Bedarf
offenbar nicht steigt: Dem Marktbeobachtungs-Unternehmen
Neon-Energie zufolge
sind zwar die Wind- und Solarenergiekapazitäten
in Deutschland seit 2008 verdreifacht worden. Der
Regelenergiebedarf sank in der gleichen Zeit jedoch
um 20 Prozent, die Regelenergiekosten gar um 70
Prozent. „Es gibt eine Reihe anderer Faktoren, die
ebenfalls Einfluss auf den Regelleistungsbedarf haben:
Kraftwerksausfälle, Lastprognosefehler, Stundensprünge,
die Größe der Regelzone und, indirekt,
der Ausgleichsenergiepreis. Einige dieser Faktoren
haben den Einfluss des Wind- und Solar-Booms offensichtlich
überkompensiert“, argumentiert Lion
Hirth von Neon.
Die Primärregelleistung ist die einzige Disziplin, in
der das Marktvolumen und auch die Preise seit 2013
leicht gestiegen sind. Die – vor allem positive –
Primärreserve ist daher der einzige Regelenergiebereich,
in dem die Preise noch einträglich sind.
Allerdings erwächst auch hier den Biogasanlagen
schon eine neue Konkurrenz: Zu Schwarmstromspeichern
zusammengeschaltete Solarbatterien
sind schwer im Kommen! Langfristig kann die Situation
auf dem Regelleistungsmarkt nur durch gravierende
Strukturveränderungen im Strommarkt,
wie den Kernenergieausstieg oder die Überführung
von Braunkohlekraftwerken in Reserve, verbessert
werden.
von 16.00 bis 20.00 Uhr und fährt damit
die Hochpreisphase ab. Theoretisch könnte
Rinsers Anlage, die über eine Standleitung
mit den Stadtwerken verbunden ist, auch
jetzt schon so gesteuert werden, dass sie
das Verteilnetz in der Region stabilisiert.
„Wir glauben an ein Netz ‚von unten nach
oben‘“, sagt Gilbert Vogler von den Stadtwerken
Rosenheim. Noch würden die Netze
jedoch von oben nach unten reguliert,
wofür der Regelenergiemarkt das beste
Beispiel sei. Vogler hält Biogasanlagen als
die prädestinierte Ausgleichsenergie für
Verteilnetze in ländlichen Regionen. Die
Stadtwerke Rosenheim würden sich deshalb
schon jetzt die Frage stellen: Welche
Märkte können Biogasanlagen nach Ablauf
der EEG-Vergütung bedienen?
56

Biogas Journal | 1_2017 Praxis
Auffallend sei, dass der größte Teil der Vergütung,
der jetzt noch mit der Marktprämie
erzielt werde, ersetzt werden müsse (siehe
Abbildung 1). Es sei schon abzusehen,
dass dies nicht mit nur einem Instrument
zu schaffen sei. Biogasanlagen der Zukunft
müssten daher auf einen „Cross-Over Market“,
also auf alle verfügbaren Märkte mit
besonderem Fokus auf die Wärmeverwertung,
ausgerichtet werden. Die Stadtwerke
Rosenheim, die ihre eigenen Erzeugungseinheiten
in den gleichen Märkten vermarkten
müssten, würden sich hier als Partner
der Anlagenbetreiber anbieten.
Lokal erzeugen, überregional
verkaufen
„Wir wollen Strom aus der Region für die
Region“, benennt Vogler die Prämisse der
Rosenheimer. Die Vermarktung erneuerbaren
Stroms an der Börse müsse langfristig
ersetzt werden durch eine Vermarktung in
der Region. Daher wollen die Stadtwerke
Strom nicht nur aus dem Umland kaufen,
sondern ihn auch im Umland außerhalb der
Stadtgrenzen verkaufen.
Der Entwicklung wurde jetzt vorgegriffen
und im September ein Stromprodukt eingeführt,
das ausschließlich aus Erneuerbaren
Energien des ländlichen Raumes um
Rosenheim stammt. Der „Rosenheimer
Landstrom“ soll dadurch ein regionales
Stromprodukt sein, „das diesen Namen
auch verdient“. Abnehmer sollen vor allem
Menschen sein, die aktiv heimische, regenerative
Energien unterstützen wollen.
Biogasproduzent Josef Grießer (rechts) montiert den Schaltkasten der Stadtwerke Rosenheim an die Wand;
links Stadtwerke-Mitarbeiter Alexander Eder.
Durch die im EEG 2017 ermöglichte „regionale
Grünstromkennzeichnung“ können
die Stadtwerke über das Herkunftsnachweisregister
des Umweltbundesamtes die
Strommengen aus ihren regionalen Anlagen
nachweisen. Im Wesentlichen basiert
der „Rosenheimer Landstrom“ auf Biogasstrom
und dessen Regelbarkeit sowie auf
Wasserkraft. Die Integration von Photovoltaikanlagen
soll verstärkt in den nächsten
Jahren angegangen werden.
„Biogas basiert auf der Landwirtschaft
und hat eine Doppelfunktion: Es ist eine
der Stärken unserer Region und zugleich
einer der Trümpfe der Erneuerbaren Energien“,
werben die Rosenheimer für ihr
neues Stromprodukt. Gerade weil die Biogasanlagen
im Rosenheimer Land an die
Bauernhöfe angepasst sind und zu einem
Großteil Gülle und Mist verwerten, kann
auf eine große Nachfrage gehofft werden.
„Die Volksbank-Raiffeisenbank mit allen
Filialen, mein Nachbar und ich – wir haben
schon den Rosenheimer Landstrom“, sagt
Christian Rinser.
Autor
Christian Dany
Freier Journalist
Gablonzer Str. 21 · 86807 Buchloe
Tel. 0 82 41/911 403
E-Mail: christian.dany@web.de
Warum nicht auch bei Ihnen?
Fördern Sie Ihr Image und das der Branche!
von der Biogasanlage Erdmann
QR-Code scannen oder unter:
Installieren Sie eine Ladebox
an Ihrer EE-Anlage!
57

praxis
Biogas Journal | 1_2017
Foto: www.agrar-press.de
Drohne schützt Rehkitze
bei Energiepflanzenernte
Im Rahmen eines Pilotprojektes im Bodenseeraum werden
junge Wildtiere per Infrarotkamera aufgespürt und gerettet.
Von Bernward Janzing
Wenn am Morgen die Sonne
den Boden der Felder
und die Pflanzen erwärmt,
muss Andreas Hammer
seine Arbeit bereits erledigt
haben. Wenn es erst warm wird, ist es
für seine Aktion zu spät. Hammer ist Mitbegründer
des Rehrettung Hegau-Bodensee
e.V., eines jungen Vereins, der mit Drohnen
per Infrarotkamera Rehkitze in den Feldern
aufspürt. Das geht natürlich immer nur so
lange, wie die Umgebung kühler ist als die
Temperatur des Tierfells. Spätestens zwischen
10.00 Uhr und 11.00 Uhr ist es mit
der Technik vorbei. Dann sind die Vegetation
und der Erdboden so warm geworden,
dass sich das gesamte Bild der Kamera in
rote Töne färbt und ein eventuell verstecktes
Kitz nicht mehr sichtbar ist.
Jeder Landwirt kennt das Problem: Von April
bis Juli setzen die Muttertiere ihre Rehkitze
ab; gut getarnt im hohen Gras sind sie
perfekt vor ihren Fressfeinden geschützt.
Da die Jungtiere geruchlos sind, finden
selbst Spürhunde sie nicht. Und weil sie
sich bei Gefahr an den Boden pressen statt
zu flüchten – dafür sorgt ihr Drückinstinkt –
sind sie modernen Mähmaschinen schutzlos
ausgeliefert. Nach Zahlen der Vereins
Rehrettung fallen jährlich bundesweit bis
zu 500.000 Wildtiere landwirtschaftlichen
Mähmaschinen zum Opfer, darunter etwa
100.000 Rehkitze, die getötet oder grausam
verletzt werden.
Nun soll moderne Technik ihnen das Überleben
sichern. „Wir haben in der vergangenen
Saison 29 Kitze gerettet“, sagt Hammer.
Auf keinem der Felder, die er und seine
Helfer vor der jeweiligen Mahd überflogen
hatten, seien Kitze zu Schaden gekommen.
„Wir hatten also eine Trefferquote von 100
Prozent“, sagt der Multi kopter-Pilot.
Beruflich ist Hammer in einer ganz anderen
Branche tätig: Er hat ein Immobilienbüro in
Überlingen am Bodensee. Als Freund der
Modellfliegerei beschäftigte er sich früh
auch mit Drohnen, gut ein halbes Dutzend
davon hat er heute in seinem Büro stehen.
Was anfangs Hobby war, kam ihm bald auch
beruflich zugute: Er fing an, per Drohne Fotos
von den Häusern zu machen, die er zum
Kauf anbot.
Eines Tages kam er mit Landwirt Markus
Traber von der BioEnergie Traber GbR im
badischen Mühlingen in Kontakt, der ihn
mit dem ständigen Problem der Kitzsuche
konfrontierte. Um das per Drohne zu
bewerkstelligen, war allerdings eine Wärmebildkamera
mit hoher Auflösung nötig.
Die gab es zwar zu kaufen, doch um sie an
einem Multikopter zu befestigen, war dann
doch ein wenig handwerkliches Geschick
nötig. Aber es gelang, und Hammer konnte
loslegen. Alle Arbeit, alle Investitionen
beruhten auf Eigeninitiative der Akteure,
sagt Hammer. Um dem Projekt anschließend
eine organisatorische Basis zu schaffen,
gründeten er und seine Mitstreiter
einen gemeinnützigen Verein mit Sitz in
Radolfzell. Die Liste der Unterstützer ist
inzwischen lang, auch die Kreisjägervereinigung
Konstanz und der Badische Landwirtschaftliche
Hauptverband sind bei der
Aktion mit dabei.
Kaum gegründet ist der Verein im Bodenseeraum
bereits etabliert. Landwirt Traber
war einer der ersten, der den Einsatz der
fliegenden Wildretter auf seinen Feldern erleben
durfte. Ein Kitz wurde auch bei ihm
entdeckt, es wurde eingesammelt und –
nachdem Traber dann gemäht hatte – wieder
ausgesetzt. Die Mutter kam sodann und
führte das Kitz in ein nahegelegenes Getreidefeld.
Ein voller Erfolg also. Die Zielsicherheit
hat Traber überzeugt: „Das ist ein
großer Fortschritt für die Landwirtschaft.“
Deswegen will der Verein nächstes Jahr
umso engagierter weitermachen. Er bietet
58

Biogas Journal | 1_2017 praxis
den Landwirten seine Dienste kostenlos an,
hofft aber natürlich stets auf eine Spende.
„Wir stehen dann morgens mitunter schon
um 5.00 Uhr an der Wiese“, sagt Hammer.
Idealerweise habe er am Vortag bereits die
GPS-Koordinaten des betreffenden Feldes
übermittelt bekommen oder die Daten aus
dem baden-württembergischen Flächen-
Informationssystems Fiona.
Einen Hektar in maximal sechs
Minuten abgescannt
GPS-gesteuert fliegt die Drohne das Gebiet
dann autonom ab, in Hanglagen muss man
sie allerdings nachjustieren. In etwa 35 Metern
Höhe über dem Erdboden zieht sie ihre
Bahnen und hat dabei einen Streifen von
etwa 30 Metern Breite im Blickfeld. Mit 8
bis 9 Kilometern pro Stunde bewegt sie sich
über das Feld, während alle Beteiligten –
Landwirte, Jäger, sonstige Interessierte –
auf mobilen Bildschirmen oder Video-brillen
das Blickfeld der Drohne verfolgen können.
„Ein Hektar haben wir in vier bis sechs
Minuten gescannt“, sagt Hammer. Wolle
man das Feld ablaufen, sei man zehn Mal
so lange unterwegs, und selbst mit Hund
entgehe einem manches Tier.
Die Wärmekamera indes erspäht vor dem 8
bis 12 Grad Celsius kühlen Untergrund die
Tiere mit Felltemperatur von etwa 25 Grad
Celsius zielsicher. Erscheint dann ein roter
Punkt auf den Bildschirmen, reduziert der
Pilot die Flughöhe der Drohne und die Helfer
werden aktiv. Mit Gras umwickelt wird
das Jungtier vorübergehend in einem Umzugskarton
verstaut, nach der Mahd wird es
dann wieder ausgeleert und mit Gras überdeckt.
Wichtig ist dabei, dass es keinen menschlichen
Geruch annimmt, sein natürlicher
Schutz vor Feinden wäre dann dahin. Es
muss alles gut geplant sein, denn nach dem
Flug der Drohne muss das Feld in zwei Stunden
gemäht sein. Das Tier muss nämlich
spätestens nach drei Stunden wieder an
seinem Platz liegen, länger sollte es nicht
von der Mutter getrennt sein. Wenn Jäger
mit dabei sind, werden die Tiere mitunter
markiert, damit später ihre Herkunft nachzuvollziehen
ist.
Drohnenflüge schützen Tiere
und Viehfutter
Die Kitz-Erkennung rettet nicht nur die Tiere,
sie bringt auch dem betreffenden Landwirt
Vorteile. Zum einen werden Heu und
Silage nicht verunreinigt, schließlich ist die
Gefahr von Botulismus beim Vermähen von
Tieren immer groß. Der Landwirt schafft
sich zudem Rechtssicherheit, denn immer
häufiger werden heute Strafen gegen Landwirte
verhängt, wenn ihnen unzureichende
Schutzmaßnahmen vorgehalten werden
können. Und das gute Gefühl bei der Mahd
gibt es durch den Drohnenflug obendrein.
Die Rehretter vom Bodensee können die gesamte
Nachfrage bislang gar nicht befriedigen.
„Wir hätten in der vergangenen Saison
bereits gleichzeitig fünf Drohnen einsetzen
können“, sagt Hammer. Aber die müssten
erst einmal angeschafft werden, und
man braucht entsprechend viele Piloten.
Langfristig sei es das Ziel, die Fluggeräte
so zu konfigurieren, dass die Landwirte sie
alleine bedienen können;
bislang sind bei
jedem Einsatz noch
fünf bis acht Personen
vor Ort.
Eine Herausforderung
liegt natürlich
auch darin, dass es
ein Saisongeschäft
ist; alle Anfragen
kommen innerhalb
weniger Wochen. Die
erste wie die zweite
Mahd des Grünlandes
sind es, die für
die Rehkitze gefährlich
sind. Aber auch
bei der Ernte von
Ganzpflanzensilage,
wie zum Beispiel von
Weizen, Roggen oder
Triticale, oder der Ernte von Wicke und
Weidelgras kann die Technik gute Dienste
leisten.
Im Herbst auch Wildschweinsuche
im Mais möglich
Spätere Kulturen sind dagegen aus Sicht
des Rehkitz-Schutzes unproblematisch,
weil die Jungtiere dann schon flüchten können.
Sie werden verjagt und kommen in den
nächsten Stunden nicht mehr auf das Areal
zurück. Das Drohnensystem kann aber auch
im Herbst noch eingesetzt werden, etwa um
Wildschweine im Mais zu erkennen, die ansonsten
beim Mähen im Rudel flüchten und
damit – zum Beispiel für angrenzenden Verkehr
– eine Gefahr darstellen können. Das
Drohnenkonzept vom Bodensee soll nun
Foto: Markus Traber
weiter optimiert werden, es wird auch in Politik
und Wissenschaft bereits mit Interesse
verfolgt. „Das baden-württembergische
Landwirtschaftsministerium will einen Algorithmus
entwickeln, der anhand der Wärmebilder
die Rehkitze selbst erkennt“, sagt
Hammer. Auch die TU-München sei in die
Weiterentwicklung des Systems eingebunden.
Die Initiatoren hoffen außerdem, dass
sich auch in anderen Teilen Deutschlands
entsprechende Initiativen gründen.
Längst tun sich weitere Einsatzgebiete für
die Infrarot-Drohne auf. Auch vermisste
Personen seien damit zu detektieren, sagt
Hammer, ebenso habe die DLRG schon wegen
der Suche nach Schwimmern nachgefragt.
Und die Tierrettung Südbaden zeigt
Interesse, weil das System ihr helfen kann
Die Rehrettung Hegau-Bodensee e.V. spürt per Drohnen, die mit einer
Infrarotkamera ausgestattet sind, Rehkitze in Feldern auf. Sie sind damit
sehr erfolgreich und haben in der Saison 2016 29 Kitze gerettet.
bei der Suche nach entlaufenen Tieren. In
der Branche der Erneuerbaren Energien
gebe es ebenfalls weitere Einsatzbereiche,
sagt Hammer. Infrarotaufnahmen von Photovoltaikanlagen
könnten helfen, defekte
Module zu erkennen. Und ein Flug über
eine Biogasanlage könne anhand der Oberflächentemperaturen
des Fermenters Auffälligkeiten
zutage fördern. Die Drohne hat
damit zweifellos auch die Landwirtschaft
erreicht.
Autor
Bernward Janzing
Freier Journalist
Wilhelmstr. 24a · 79098 Freiburg
Tel. 07 61/202 23 53
E-Mail: bernward.janzing@biogas.org
59

praxis
Biogas Journal | 1_2017
Novelle TA Luft
Welche Konsequenzen hat sie
für den BHKW-Betreiber?
Seit ihrem Bestehen wurde die Technische Anleitung zur Reinhaltung der Luft bislang
viermal überarbeitet. Dabei haben sich die Anforderungen für die Anlagenbetreiber ständig
verschärft. Nun steht eine weitere Novellierung der Verwaltungsvorschrift bevor!
Von Dr. Stefan Binder
Bei den Stickoxid-
Emissionen werden die
deutschen Vorgaben an
EU-Recht angepasst.
Für die Praxis bedeutet
dies, dass der Grenzwert
für Gas-Ottomotoren
unverändert bei
500 mg/m 3 bleiben
wird. Neu jedoch ist,
dass sich künftig auch
Zündstrahlmotoren
an diesen Wert halten
müssen, was eine
Halbierung des bislang
geltenden Höchstwertes
bedeutet.
Die Technische Anleitung zur Reinhaltung
der Luft (TA Luft) ist eine Verwaltungsvorschrift,
die sich aus dem Bundes-Immissionsschutzgesetz
(BImSchG) ableitet.
Sie ist Mittel zum Zweck, um bundeseinheitliche
und rechtlich verbindliche Anforderungen
für Anlagen zu formulieren, die nach der 4. Bundes-
Immissionsschutzverordnung (4. BImSchV) genehmigungspflichtig
sind. Im Bereich der Bioenergie sind
dies vor allem Blockheizkraftwerke (BHKW) zur Erzeugung
von Strom und Wärme mit einer Feuerungsleistung
größer 1 Megawatt (MW).
Während ihres mehr als vierzigjährigen Bestehens
wurde die TA Luft im Turnus von etwa zehn Jahren
und zuletzt im Jahr 2002 überarbeitet. Für die Notwendigkeit
einer erneuten Novellierung gäbe es laut
Umweltbundesamt (UBA) beziehungsweise Bundesministerium
für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit
(BMUB) diverse wichtige Gründe. So
habe sich im zurückliegenden Jahrzehnt der Stand
der Technik, dokumentiert mit den entsprechenden
Durchführungsbeschlüssen in den europäischen Best-
Verfügbare-Technik-(BVT)-Merkblättern, entscheidend
geändert. Außerdem müsse die Verwaltungsvorschrift
der EU-Richtlinie für mittelgroße Feuerungsanlagen
(MCP-Richtlinie) angepasst und der Neueinstufung
von Formaldehyd als kanzerogener Stoff durch die EU
Rechnung getragen werden. Ein weiteres Motiv besteht
darin, dass mit den Vorgaben der Novelle der Versuch
unternommen werden soll, einen möglichen irregulären
Betrieb bestehender Anlagen zu unterbinden. Dazu
werden Maßnahmen gefordert, die eine unautorisierte
Verstellung der Motorparameter sowie eine Manipulation
beziehungsweise Entfernung von Katalysatoren
verhindern sollen.
Neuer Grenzwert für Formaldehyd
bereits im Vollzug
Wie bereits im Biogas Journal 1_2016 berichtet, hat
das BMUB mit der Veröffentlichung einer Vollzugsempfehlung,
die unverändert in die Novelle der TA Luft
übernommen werden soll, hinsichtlich des Formaldehyd-(HCHO)-Emissionswertes
einen Sonderweg beschritten. So
wurde bereits zum Februar 2016
unter Federführung der Bund/
Länder-Arbeitsgemeinschaft
für Immissionsschutz (LAI) ein
neuer Grenzwert festgelegt, der
bundesweit bindend ist.
Begründet wurde die Notwendigkeit
eines vorgezogenen Formaldehyd-Grenzwertes
mit der
rechtskräftigen Einstufung von
Formaldehyd durch die EU als
wahrscheinlich krebserregend.
Da der Stoff bisher innerhalb
der Stoffklasse 1 der TA Luft
nicht namentlich als karzinogen
aufgeführt ist und zudem eine
untypische Wirkschwelle hat,
kann er keiner der Klassen mehr
zugeordnet werden. Die LAI sah
sich also gezwungen, eine Son-
Foto: www.agrar-press.de
60

Biogas Journal | 1_2017 praxis
Nicht
vergessen!
BI
GAS Journal
Der Anzeigenschluss für die Ausgabe 2_2017 ist der 3. Februar 2017
Wir suchen bundesweit einen genehmigungsfähigen
oder genehmigten Standort für eine
Biogasanlage zur Biomethaneinspeisung.
Die Fläche muss ein ausgewiesenes Gewerbe-,
Industrie- oder Sondergebiet sein. Die Größe
sollte etwa 4 ha betragen. Angebote bitte an:
h.borgmeyer@bioconstruct.de
Beratung · Planung · Fertigung · Montage
seit
1946
Schalldämpfer · Schallschutzwände
Maschinen-Kapselungen · Lüftungsbauteile
Telefon (0 21 71) 70 98-0 · Telefax (0 21 71) 70 98-30
www.stange-laermschutz.de · info@stange-laermschutz.de
61

praxis
Biogas Journal | 1_2017
derregelung festzulegen. Demnach liegt
also künftig der Emissionsgrenzwert für
Neuanlagen, die nach dem Inkrafttreten
der Vollzugsempfehlung errichtet werden,
bei 30 Milligramm pro Kubikmeter (mg/m 3 )
und für Anlagen mit Inbetriebnahmedatum
ab 1. Januar 2020 bei 20 mg/m 3 .
Auch Bestandsanlagen müssen sich mittelfristig
an dem Wert von 30 mg/m 3 orientieren,
wozu ihnen eine Übergangsfrist
eingeräumt wurde. So müssen BHKW, die
genehmigungspflichtig sind und derzeit den
Formaldehyd-Wert von 60 mg/m 3 als Vorgabe
haben, bereits zum 5. Februar 2018 den
reduzierten Grenzwert erreichen. Anlagen
dagegen, die den Emissionsminderungs-
Bonus beziehen und nachweislich unter 40
mg/m 3 Formaldehyd emittieren, haben dazu
ein Jahr länger Zeit.
Weitere neue Grenzwerte für
BHKW-Emissionen
Daneben sieht die neue TA Luft noch weitere
Reduzierungen von Abgasemissionswerten
vor. So werden die Schwefeloxid-(SOx)-
Höchstwerte nach europäischer Vorgabe
von derzeit 310 mg/m 3 auf 89 mg/m 3 begrenzt.
Dies ist ein Wert, der bei Einsatz einer
Entschwefelungstechnologie für einen
Großteil der Anlagen erreichbar sein dürfte,
wie Untersuchungen gezeigt haben.
Auch bei den Stickoxid-(NOx)-Emissionen
orientiert man sich am EU-Recht. Für die
Praxis bedeutet dies, dass der Grenzwert
für Gas-Ottomotoren unverändert bei 500
mg/m 3 bleiben wird. Neu jedoch ist, dass
sich künftig auch Zündstrahlmotoren an
diesen Wert halten müssen, was eine Halbierung
des bislang geltenden Höchstwertes
bedeutet. Eine Vorgabe, die auch bei
optimaler Motoreneinstellung sicher nicht
einfach umzusetzen sein wird!
Die geplante Reduzierung des Kohlenmonoxid-(CO)-Wertes
von 1.000 mg/m 3 auf weniger
als ein Drittel des derzeitigen Höchstwertes,
nämlich auf 300 mg/m 3 , scheint
zwar auf den ersten Blick sehr drastisch zu
sein. Bei Einsatz eines Katalysators aber ist
dieser Wert auch dauerhaft einhaltbar.
Als wesentliche Neuerungen soll es neben
einem Staub-Emissionsgrenzwert für Zündstrahlmotoren
zusätzlich für alle Motoren
einen Gesamt-Kohlenstoff-(Gesamt-C)-
Höchstwert geben, und zwar als Maß für
die Methan-Emissionen. Dieser Wert liegt
bei 1,3 Gramm pro Kubikmeter (g/m 3 ) und
könnte gerade bei älteren Aggregaten, die
schlecht gewartet sind, doch erhebliche
Probleme bereiten. Spezielle Katalysatoren,
die die Methanausscheidungen im Abgas
reduzieren können, sind derzeit noch
extrem teuer und nicht lange haltbar. Auch
die Optimierung des Motorbrennraumes
hinsichtlich eines niedrigen Gesamt-C-
Wertes wird derzeit erforscht und ist deshalb
nicht Stand der Technik!
Neue Anforderungen an die
Emissionsmessungen
Neben der Verschärfung der Emissionsgrenzwerte
soll mit der Novelle der Verwaltungsvorschrift
vor allem bewirkt werden,
dass diese auch kontinuierlich eingehalten
werden! War es bislang so, dass die
Emissionsgrenzwerte – mit Ausnahme der
Formaldehydnachweise für den Emissionsminderungs-Bonus
– im Rhythmus von drei
Jahren gemessen werden mussten, sieht
die novellierte TA Luft jährliche Messungen
vor.
Bestandteil der Untersuchung sollen drei
Messungen im Volllastbetrieb sein, wobei
weitere Messungen im Teillastbetrieb noch
im Gespräch sind. Jeder dieser Einzelwerte
darf künftig den Höchstwert zwar nicht
überschreiten, die Messtoleranz soll aber
zugunsten des Betreibers vom ermittelten
Wert abgezogen werden. In der Vergangenheit
gab es Fälle, in denen Anlagenbetreiber
aus wirtschaftlichen Gründen nach der
Messung Katalysatoren ausgebaut oder die
Motoren auf Kosten höherer NOx-Emissionen
wirkungsgradoptimiert eingestellt
haben.
Dies zum Anlass nehmend sollen in die TA
Luft Anforderungen aufgenommen werden,
die die Funktionalität der Abgasreinigung
überwachen und damit die Einhaltung der
Grenzwerte garantieren sollen. So werden
für die NOx-Werte die kontinuierliche Messung
mit Sensoren, wie sie aus dem Lkw-
Bereich bekannt sind, oder bei größeren
Motoren auch die Erfassung der Parameter
über die Kennfeldlinien vorgeschlagen.
Beides Kontrollmöglichkeiten, die mit
überschaubarem Aufwand realisierbar wären!
Sehr viel höhere Kosten dagegen würde die
Technik für die stetige Überwachung der
CO-Emissionswerte verursachen, wie sie
vorgeschlagen wurde. Grundgedanke dabei
ist, dass über diesen Parameter auch
Rückschlüsse auf das Funktionieren des
Katalysators und damit die Einhaltung des
Formaldehyd-Wertes möglich sein sollen.
Eine Folgerung, die in Expertenkreisen bezweifelt
wird!
Fazit: Die Novelle der TA Luft soll – nicht
zuletzt auch aufgrund massiven Druckes
auf europäischer Ebene – noch in dieser
Legislaturperiode verabschiedet werden.
Laut Stand des letzten Entwurfes ist neben
der Reduzierung des Formaldehyd-Wertes,
der Kraft einer Vollzugsempfehlung für
Neuanlagen bereits seit Februar gefordert
wird, auch eine Verschärfung anderer Emissionsgrenzwerte
vorgesehen.
Dabei sind die geforderten Werte nach dem
derzeitigen Stand der Technik mit mehr
oder weniger großem finanziellen Aufwand
umsetzbar. Mit der Kombination aus Aktivkohlefilter
und Oxi-Kat, die bereits auf vielen
Anlagen eingesetzt werden, dürften die
HCHO-, SOx- und CO-Höchstwerte jedoch
machbar sein!
Neben der Investition in Abgasreinigungssysteme
werden dem Anlagenbetreiber
künftig aber auch zusätzliche Kosten
durch häufigere Messintervalle entstehen.
Wie die Funktionalität der Abgasreinigungssysteme
geprüft beziehungsweise
die kontinuierliche Einhaltung der Emissionsgrenzwerte
überwacht werden kann,
wird derzeit noch heftig diskutiert. Dabei
stößt der Vorschlag einer kontinuierlichen
Überwachung der CO-Emissionen auf heftige
Kritik. Weiterhin ist nicht abschließend
geklärt, wie dem Problem einer möglichen
Manipulation durch den Anlagenbetreiber
begegnet werden kann. Die Verplombung
des Katalysators als mögliche Maßnahme
ist umstritten!
Autor
Dr. Stefan Binder
Leiter des Referates Firmen und Technik
Fachverband Biogas e.V.
Angerbrunnenstr. 12 · 85356 Freising
Tel. 0 81 61/98 46 807
E-Mail: stefan.binder@biogas.org
62

Novozymes logo
Our logotype, the ® mark and our clover in purple on a white background.
Biogas Journal | 1_2017 praxis
Unsere Produkte:
Gasdruckerhöhung
für Biogas, Erdgas, Klärgas, etc.
Zum Einsatz in den Ex-Zonen 1 und 2 gemäß der
ATEX Richtlinie 2014/34/EU
MAPRO® Gasverdichter sind keine Zündquellen
NEU! Wartung zum Festpreis
Der STORM-Service
für Ihre Biogas-Anlage
- Störungsbehebung
- Instandsetzung
- Wartung/Inspektion
- Ersatzteilversorgung
Schnell und kompetent - überall
in Ihrer Nähe - 24 h täglich*
August Storm GmbH & Co. KG
August-Storm-Straße 6 · 48480 Spelle
Fon: +49 5977 73-0
Fax: +49 5977 73-138
Email: info@a-storm.com
Spelle · Duisburg · Berlin · Leipzig · Mannheim · Speyer · Hannover
Delmenhorst · Hamburg · Kiel · Achenkirch (A) · Geldermalsen (NL)
Seitenkanalverdichter
0-800 mbar | 0-1900 m³/h
Radialventilatoren
0-155 mbar | 0-2600 m³/h
Drehschieberkompressoren
0,5-3,5 bar | 22-2900 m³/h
Mehrstufige-Zentrifugalverdichter
0-950 mbar | 0-3550 m³/h
MAPRO® Deutschland GmbH
www.maprodeutschland.com
E-Mail: deutschland@maproint.com
Tel.: +49 (0) 211 98485400
14. Internationaler
Fachkongress für
erneuerbare Mobilität
23.–24. Januar 2017, Berlin
KRAFTSTOFFE
DER ZUKUNFT
Gold-Partner:
Silber-Partner:
• Mehr als 500 Teilnehmer
• 14 verschiedene Panels
• Mehr als 60 Referenten
• Ausstellungsmöglichkeiten
Im Januar 2017 werden wieder mehr als 500 internationale Teilnehmer erwartet,
darunter Vertreter aus der Rohstoffproduktion und Logistik, Biokraftstoffproduzenten,
Vertreter der Mineralölwirtschaft, der Fahrzeugtechnologie und Automobilindustrie,
der chemischen Industrie, der Politik, Auditoren und Umweltgutachter, der Zertifizierungssysteme
und aus Wissenschaft und Forschung.
Veranstalter:
Gefördert durch:
www.kraftstoffe-der-zukunft.com
63

praxis
Biogas Journal | 1_2017
Kreuzfahrtschiffe
Reststoffpotenziale
zur Biogaserzeugung
schlummern
im Rumpf
Foto: AIDA CRUISES
Kreuzfahrten haben sich zu einer der beliebtesten Urlaubsreisen weltweit entwickelt.
2016 werden laut Kreuzfahrtverband CLIA 24 Millionen Menschen auf eine Kreuzfahrt
gehen, 2 Millionen mehr als im Jahr 2014. Die Abfall- und Abwasserentsorgung ist auf
großen Schiffen eine komplexe Angelegenheit. Grund genug, um sich über die bioenergetischen
Nutzungsoptionen Gedanken zu machen.
Von Jessica Hudde, Maik Orth und Thilo Seibicke
Experten prognostizieren dem Trend Urlaub
auf dem Schiff weiteres Wachstum. Um die
notwendigen Passagierkapazitäten bereitstellen
zu können, werden 2017 27 neue
Hochsee-, Fluss- und Spezialkreuzfahrtschiffe
in Dienst gestellt. Die größten Schiffe bieten
heute Platz für über 5.000 Passagiere. Daher werden
sie häufig auch als schwimmende Kleinstädte bezeichnet.
Neben dem eigentlichen Schiffsbetrieb muss auch der
Hotelbetrieb an Bord aufrechterhalten werden. Der
Bedarf an Energie ist enorm, ebenso das Aufkommen
an Abwasser und Abfall. Die Kreuzfahrtreederei AIDA
CRUISES ist Marktführer in Deutschland und hat sich
zum Ziel gesetzt, sein unternehmerisches Handeln so
umweltverträglich wie möglich zu gestalten.
Besondere Herausforderungen dabei bestehen in der
Entsorgung der Abwasser- und Abfallmengen. Zwar
existieren praktikable Entsorgungsmöglichkeiten an
Land und leistungsfähige Behandlungsanlagen an
Bord, diese gelangen aufgrund steigender Umweltanforderungen
aber allmählich an ihre Grenzen, sind aus
energetischer Sicht zum Teil ineffizient und kostenintensiv.
Das Interesse an alternativen Entsorgungsmöglichkeiten
ist daher sehr groß.
Das Innovations- und Bildungszentrum Hohen Luckow
e.V. (IBZ) ist eine gemeinnützige Forschungseinrichtung
mit Arbeitsschwerpunkten in den Bereichen:
ffmaritime Technologien,
ffnachwachsende Rohstoffe/Erneuerbare Energien
ffund Nachhaltige Entwicklung.
Das IBZ beschäftigt sich seit Jahren intensiv mit
der Produkt- und Verfahrensentwicklung sowie der
Prozess optimierung im Bereich der Biogaserzeugung.
Ende 2012 hat das IBZ gemeinsam mit der Kreuzfahrtreederei
AIDA CRUISES eine Studie erarbeitet, in der
die Biomassepotenziale an Bord eines Kreuzfahrtschiffes
aufgedeckt und deren Energiegehalte hinsichtlich
einer möglichen Biogaserzeugung und -verwertung ermittelt
wurden. Die Stoffeigenschaften der anfallenden
Biomasse eignen sich hervorragend für den Biogasprozess.
Die Trockensubstanzgehalte liegen mit bis zu 15
Prozent in einem optimalen Bereich für den Betrieb
mesophiler Biogasreaktoren. Aufwendige Trocknungsverfahren,
sprich Energiekosten, könnten eingespart
werden.
Bei dem betrachteten Kreuzliner der AIDA-Flotte handelt
es sich um ein Schiff der Sphinxklasse mit einer
Kapazität von 2.500 Passagieren. Im Rahmen der
Studie wurde das bestehende Entsorgungssystem des
Schiffs analysiert, es wurden Proben unterschiedlicher
biogener Materialien zu unterschiedlichen Aufbereitungsstufen
entnommen und stofflich charakterisiert,
Gasertragstests durchgeführt und Möglichkeiten zur
Verwertung des Gases an Bord aufgezeigt.
64

Biogas Journal | 1_2017 praxis
Herausforderungen der Entsorgung an Bord
Derzeit wird das an Bord anfallende Abwasser durch
leistungsfähige Kläranlagen gereinigt, bevor das Permeat
ins Meer geleitet und der Abwasserschlamm
gemeinsam mit Speiseresten gesammelt, entwässert,
getrocknet und verbrannt wird. In geschützten Fahrgebieten,
wie zum Beispiel der Ostsee, ist das Betreiben
entsprechender Verbrennungsanlagen mittlerweile verboten.
Der sogenannte Dried Biosludge muss in dem
Fall gelagert und landseitig abgegeben werden.
Die zur Lagerung notwendige Trocknung an Bord bedingt
einen sehr hohen Energiebedarf und führt zu Geruchsemissionen.
Aufgrund der Abfallkategorisierung
gemäß VO (EG) Nr. 1069/2009, in der Abfälle hinsichtlich
ihres Risikos für die Gesundheit von Mensch und
Tier eingestuft werden, handelt es sich bei Küchenabfällen
aus internationalem Verkehr um Material der Kategorie
1, die bedenklichste Form mit besonders hohen
Entsorgungsanforderungen.
Grundsätzlich können diese Abfälle an Land nicht
energetisch genutzt und müssen in einer genehmigten
Anlage verbrannt werden. Alternative Verarbeitungsmethoden
sind in der Durchführungsverordnung (EG)
Nr. 142/2011 verankert. Hier ist auch ein gesondertes
Biogasverfahren aufgeführt, das aus energieeffizienter
Sicht mit vorgeschalteter Drucksterilisation und
Hy drolyse allerdings negativ eingeschätzt wird. Die
Entsorgung der Abfälle mit besonderer Abfallkategorie
lassen sich die zuständigen Entsorger teuer bezahlen.
Daher werden Speisereste vorzugsweise durch die
Reedereien im Meer entsorgt. Nach MARPOL ANNEX
V (Internationales Übereinkommen zur Verhütung der
Meeresverschmutzung durch Schiffe) ist das immer
noch erlaubt.
Das Einleiten des Abwassers in die Ostsee wird künftig
stark eingeschränkt. Der Meeresumweltausschuss der
internationalen Schifffahrtsorganisation IMO (International
Maritime Organisation) hat Anfang des Jahres
neue Regularien zum Einleiten von Schiffsabwasser beschlossen.
Die neuen Prüfvorschriften für Abwasseraufbereitungsanlagen
[MEPC.227(64)] enthalten zur Reduzierung
der Nährstoffeinträge in die Ostsee erstmals
verbindliche Einleitgrenzwerte für Phosphor und Nitrat.
Hinsichtlich der Einhaltung dieser Grenzwerte gelangen
an Bord installierte Abwasseranlagen überwiegend
an ihre Grenzen. Alternativ können Passagierschiffe ihr
Abwasser künftig auch an speziellen Auffangeinrichtungen
der Häfen entsorgen. Allerdings sind in vielen
Häfen aufgrund der Unsicherheiten hinsichtlich der
tatsächlichen Abwassermengen noch gar keine entsprechenden
Einrichtungen geschaffen. Das Interesse
an alternativen Behandlungsmöglichkeiten an Bord
und Entsorgungsmöglichkeiten an Land seitens der
Reedereien ist daher sehr groß.
65

praxis
Biogas Journal | 1_2017
Ergebnisse
Während der Untersuchungen wurden
folgende Materialströme beprobt:
ffSchwarzwasser frisch aus dem
Schwarzwassertank
ffGrauwasser frisch aus dem
Grauwassertank
ffSpeisereste zerkleinert aus der
Vakuumunit
ffDried BioSludge als Gemisch aus
Abwasserschlamm und Speiseresten
ffFrittenfette
ffFlotatfette aus dem Fettabscheider
Für alle Fraktionen wurde der Gasertrag im
Batch-Maßstab nach VDI 4630 bestimmt.
Die höchsten Gaserträge wurden mit den
Fettfraktionen, dem BioSludge und den
Speiseresten erzielt. Die Gaserträge aus
dem Grau- und Schwarzwasser sind eher
gering, allerdings fallen diese Stoffe in
sehr großen Mengen an. Hinsichtlich des
limitierten Platzbedarfes an Bord macht
die Vergärung der frischen Abwasserfraktionen
daher keinen Sinn, da große Lagerkapazitäten
und Fermenter notwendig
wären.
Die Behandlungsanlagen an Bord scheiden
die Feststoffe der Abwasserfraktion mit zunehmendem
Reinigungsgrad aber immer
weiter ab, sodass die feste energiereiche
Fraktion im Abwasserschlammtank wiederzufinden
ist. Abwasserschlamm und Speisereste
werden entwässert und zum Bio-
Sludge gemischt. Da die Speisereste auch
einzeln beprobt wurden, ist vergleichend
festzustellen, dass aus dem gesamten abgepressten
Abwasserschlamm in etwa die
gleiche Energiemenge erzeugt wird wie mit
Speiseresten.
Daher sollte das Abwasserpotenzial unbedingt
mit genutzt werden. Im Vergleich zu
landwirtschaftlichen Biogasanlagen ist die
zu erzielende Leistung mit einer mittleren
Anlagenleistung zu vergleichen. Hinsichtlich
des Energiebedarfes eines Kreuzfahrtschiffes
macht diese Leistung aber nur
einen sehr geringen Anteil aus. Daher ist
die Reederei auch nicht unbedingt an der
Energieerzeugung interessiert, sondern
vielmehr an alternativen Entsorgungsmöglichkeiten
unter Einhaltung der geforderten
Umweltauflagen sowie an der Steigerung
der Effizienz des Gesamtsystems und Kosteneinsparungen.
Durch den Wegfall der notwendigen Trocknung
und durch die Einsparung der Entsorgungskosten
könnten auf nur einem Schiff
etwa 160.000 Euro je Jahr eingespart werden.
Die Leistungsseite könnte durch die
Verwertung des erzeugten Biogases etwa
um weitere 190.000 Euro je Jahr erhöht
werden, wobei hier die Substitution von
MDO (Marine Diesel Oil) als Kraftstoff
durch Biogas zugrunde gelegt wurde. Die
Nutzungsmöglichkeiten von Biogas an
Bord der Schiffe sind sehr vielfältig. Sinnvoll
wäre beispielsweise die Nutzung als
thermische oder elektrische Hilfsenergie
während der Hafenliegezeiten zur Reduktion
gasförmiger Schiffsemissionen in den
Häfen.
Auch die fortschreitenden LNG-Technologien
in der Schifffahrt bieten Nutzungsmöglichkeiten.
Um aber möglichst wenig
Technologien an Bord zu installieren, die
durch Fachpersonal aufwendig betreut
und gewartet werden müssen, bevorzugt
die Reederei eher die Abgabe der Abfälle
an Land. Die Leistung einer Landanlage
könnte in dem Fall sogar durch Abfälle
anderer Schiffe ergänzt werden. Allein
auf der Ostsee finden jedes Jahr etwa 350
Kreuzfahrten statt. Die Auswirkungen auf
Kosten ersparnisse, der Beitrag zu einer
regenerativen Energieerzeugung und die
positiven ökologischen Effekte wären beachtlich.
Ausblick
Aufgrund der Vielfalt der Ideen zur Umsetzung
einer maritimen Biogasanlage hat das
IBZ Hohen Luckow e.V. das Netzwerk „Biogas
Maritim“ gegründet. Hier arbeiten derzeit
zwölf Unternehmen aus den Bereichen
Energie und Umwelt gemeinsam an technischen
Lösungen zur Nutzung der Abwasserund
Abfallpotenziale aus dem maritimen
Sektor. Dabei werden sie von unterschiedlichen
korrespondierenden Einrichtungen
wie dem Fachverband Biogas, der Hafenentwicklungsgesellschaft
Rostock oder
wissenschaftlichen Einrichtungen wie der
FH Stralsund und der Universität Rostock
unterstützt.
Die größten Hürden bei der Umsetzung der
Ideen sehen die Unternehmen in den rechtlichen
Anforderungen, insbesondere den
eingeschränkten Möglichkeiten aufgrund
der Abfallkategorisierung bei landseitiger
Nutzung, aber auch in den Umweltanforderungen
des Anlagenbetriebs an Bord.
Daneben müssen strenge Sicherheitsvorschriften
an Bord und Möglichkeiten der
weitestgehend autarken Betriebsweise auf
See berücksichtigt werden.
Die Technologieentwicklungen müssen
zudem im Einklang mit den Bedürfnissen
und Anforderungen der Reederein und
Werften sowie den betreffenden Häfen
stattfinden. Das Netzwerk arbeitet eng
mit dem Landesamt für Landwirtschaft,
Lebensmittelsicherheit und Fischerei
Mecklenburg-Vorpommern als zulassende
Behörde zusammen und hat beispielsweise
eine gemeinsame Strategie für die landseitige
anaerobe Verwertung unter Einhaltung
der rechtlichen Abfalleinordnung nach EU-
Recht erarbeitet. Ziel ist die Aufnahme des
Verfahrens als alternative Verarbeitungsmethode
in die VO (EG) Nr. 142/2011, um
die Genehmigung eines energieeffizienten
Verfahrens EU-weit zu vereinheitlichen und
zu vereinfachen. Dazu ist Anfang Dezember
2016 das Projekt „Waste and Sludge to
Energy (WAS2E)“ für eine Laufzeit von zwei
Jahren gestartet.
Darüber hinaus arbeiten die Netzwerkpartner
an einer Vielzahl anderer Vorhaben
zusammen, zum Beispiel an der Entwicklung
einer Abwasserbehandlungsanlage an
Bord, gekoppelt mit einer Anaerobstufe,
die neben dem Abwasserschlamm und organisch
belastetem Abwasser auch Speisereste
vergären soll. In einem EU-Projekt im
Rahmen der EU-Strategy for the Baltic Sea
Region werden die Technologien in die Ostseeanrainerstaaten
übertragen.
Das Netzwerk wird vom Bundesministerium
für Wirtschaft und Technologie gefördert
und ist offen für weitere kompetente Netzwerkpartner,
die ihre Leistungen zugunsten
der Netzwerkziele einbringen können.
Ansprechpartner
Jessica Hudde
IBZ Hohen Luckow e.V.
Maik Orth
IBZ Hohen Luckow e.V.
Thilo Seibicke
Carnival Maritime GmbH
Netzwerk Biogas Maritim
Bützower Str. 1a
18239 Hohen Luckow
Tel. 0 38 29/57 41 24
E-Mail: jessica.hudde@ibz-hl.de
www.biogas-maritim.ibz-hl.de
66

Biogas Journal | 1_2017 praxis
Biogas_115x77_EVIT.qxp_EVIT 27.10.16 13:37 Seite 1
Februar 2017
28
Sind Sie
mit Ihrem
KWK-Bonus
zufrieden?
Wir
sind die Umwelt-
gutachter-
KWK-Experten!
Letzter Termin für Betreiber von Biogasanlagen
und anderen KWK-Anlagen, zur Sicherstellung von
- Güllebonus
- KWK-Bonus
- NawaRo-Bonus
- Einsatzstoffenklassen-Vergütung
- 60% KWK-Kriterium
Dazu benötigen Sie den Nachweis durch einen
zugelassenen Umweltgutachter. Stichtag für das
Jahr 2016 ist der 28. Februar 2017.
DAU
EVIT GmbH Energie-Unternehmensberatung und Umweltgutachterorganisation für Strom-, Wärmeund
Kälteversorgung sowie Strom aus erneuerbaren Energien und Wasserkraft
Anmeldetermin nicht
verpassen! Setzen Sie sich
mit uns in Verbindung:
Ingenieurbüro
Unternehmensberatung
Dipl.-Ing., Dipl.-Wirtsch.-Ing.
Hansjörg Pfeifer
Dipl.-Ing. Adam Bürger
Schleißheimer Straße 180
80797 München
Telefon 089/30 00 60-0
Telefax 089/30 00 60-60
Rietstraße 3
78050 VS-Villingen
Telefon 077 21/ 998 88 12
Telefax 077 21/ 998 88 20
E-Mail info@evitgmbh.de
www.evitgmbh.de
www.umweltgutachter.eu
Rübenschnitzler
Doppelmembrangasspeicher | Emissionsschutzabdeckungen
Gasspeicher | EPDM-Hauben
Folienbecken | Leckagefolien
Mais-Flachschieber
Baur Folien GmbH
Gewerbestraße 6
D-87787 Wolfertschwenden
+49 83 34 / 25 99 19 0
+49 83 34 / 25 99 19 19
info@baur-folien.de
d www.baur-folien.de
Schneid-/Reißkamm
NEUHEIT!
Freitragendes
Kuppeldach
BIOGAS
BEHÄLTERABDECKUNGEN
Wenn es um Betonschutz,
Gasspeicherung und Behälterabdeckungen
geht:
Fragen Sie uns!
GASSPEICHER BIOGAS
Besuchen Sie uns auf den
Biogas Infotagen 2017 in Ulm
Halle 2, Stand 208
AGROTEL GmbH
Gewerbegebiet Hartham 9
D-94152 Neuhaus am Inn
TEL: +49 (0)8503 914 99 0
FA X: +49 (0)85039149933
info@agrotel.eu
BETONSCHUTZFOLIE WIRETARP
www.agrotel.eu
DOPPELMEMBRAN-GASSPEICHER
www.holaras.com
67

Wissenschaft
Biogas Journal | 1_2017
Stärkere Wärmenutzung in
Biogasanlagen kann sich lohnen
Die vielfältige Nutzung von Wärme aus Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung trägt schon heute zum Kampf
gegen den Klimawandel und zur Rentabilität der Anlagen bei. Es gibt aber durchaus noch Potenzial, und viele
Betreiber überlegen, noch mehr Wärme zu nutzen. Je nach Anwendung sind durchschnittliche Arbeitspreise
zwischen 0,9 Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh) für Holztrocknung und 3,5 ct/kWh für die Beheizung von
Krankenhäusern erzielbar. Die Unsicherheit nach Auslaufen der EEG-Förderung hält viele Betreiber aber von
einer Investition ab.
Von Prof. Dr. Carsten Herbes und Verena Halbherr
Für die ökologische Beurteilung
einer Biogasanlage ist die Frage
der Wärmenutzung ganz entscheidend.
Die meisten Blockheizkraftwerke
erreichen einen
elektrischen Wirkungsgrad von etwa 28
bis 47 Prozent (FNR 2016), bei modernen
Blockheizkraftwerken (BHKW) wird häufig
von rund 40 Prozent ausgegangen. An
Wärme entstehen noch einmal 34 bis 55
Prozent (FNR 2016) der im Biogas enthaltenen
Energie.
Für den Eigenwärmebedarf, hauptsächlich
für die Fermenterheizung, werden meist
zwischen 10 und 30 Prozent der erzeugten
Wärme verbraucht (Durchschnitt etwa 27
Prozent) (DBFZ/IWES 2015), außerdem
gibt es geringfügige Wärmeverluste. Der
Gesamtwirkungsgrad kann also durch Nutzung
der zur Verfügung stehenden Wärme
von etwas über 50 Prozent auf bis zu 90
Prozent gesteigert werden. Werden die eingesparten
CO 2
-Mengen oder Treibhausgasmengen
angerechnet, so können der Biogasanlage
in einer Treibhausgasbilanz die
Mengen gutgeschrieben werden, die in der
Wärmenutzung, zum Beispiel einem Mehrfamilienhaus,
ansonsten durch eine Erdgas-
oder Erdölheizung entstanden wären.
Aber nicht nur ökologisch, sondern auch
finanziell kann sich eine stärkere Wärmenutzung
lohnen. Werden in einer Anlage
mit einer elektrischen Leistung von 500
kW el
bei 8.000 Betriebsstunden im Durchschnitt
200 kW th
Wärme genutzt, können
bei einem KWK-Bonus von 3 ct/kWh und
einem Arbeitspreis für die Wärme von 4 ct/
kWh Zusatzerlöse von rund 110.000 Euro
pro Jahr erzielt werden. Selbst bei einem
Wärmepreis von nur 2 ct/kWh liegen die
Zusatzerlöse noch bei knapp 78.000 Euro
pro Jahr.
Je nachdem, ob und wie viel der Anlagenbetreiber
in Wärmenetze und andere Infrastruktur
investiert, ist das eine Maßnahme,
die sich zum Teil deutlich besser rentiert
als die Biogasanlage selbst. Es gibt aber
in der Praxis noch eine Reihe offener Fragen.
So gab es bislang keine belastbaren
Daten darüber, welche Wärmepreise erzielbar
sind und welche Preismodelle vorherrschen.
Auch gehen die Angaben darüber,
wofür die Wärme genutzt wird, zum Teil
auseinander.
In einer gemeinsamen Studie sind der
Fachverband Biogas e.V. (FvB) und die
Hochschule für Wirtschaft und Umwelt
Nürtingen-Geislingen (HfWU) deshalb folgenden
Fragen nachgegangen:
ffIn welchen Anwendungen wird die
Wärme genutzt?
ffWelche Arbeitspreise werden in den
verschiedenen Anwendungen erzielt?
Abbildung 1: Anteil verschiedener Wärmenutzungen an den Nennungen in der Umfrage (%)
Fermenterheizung
Wohngebäude
Holztrocknung
Firmengebäude
Getreidetrocknung
Sonstige öff. Gebäude
Schule oder Kindergarten
n = 602 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
ffWelche Preis- und Vertragsmodelle
werden hauptsächlich eingesetzt?
ffWas planen die Betreiber hinsichtlich
einer stärkeren Wärmenutzung in der
Zukunft?
ffWas sind die Hauptbarrieren für eine
stärkere Wärmenutzung?
Der vorliegende Artikel basiert auf einer gemeinsamen
Online-Umfrage von FvB und
HfWU, die, einschließlich einer telefonischen
Nachfassaktion, vom 1. Juni bis zum
8. September 2016 durchgeführt wurde.
2.724 Anlagenbetreiber – die Mitglieder
des Fachverbands Biogas sind – wurden per
E-Mail angeschrieben. Vorher wurden mehrere
Pretests vorgenommen, um sicherzu-
68

Biogas Journal | 1_2017 Wissenschaft
Abbildung 2: Anteil verschiedener Wärmenutzungen an der erzeugten
Menge aller teilnehmenden BGA (%)
Fermenterheizung
Öffentliche Gebäude
Holztrocknung
IHR PARTNER FÜR FÖRDER-,
DOSIER- UND ZUFÜHRTECHNIK
Schule oder Kindergarten
Wohngebäude
Firmengebäude
DER KLASSIKER: VARIO
Getreidetrocknung
n = 602
0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45%
stellen, dass die Umfrage gut verständlich
und nicht zu lang ist. Die Ausschöpfungsquote
lag bei etwa 22 Prozent und damit
ein Mehrfaches über den bei Online-Umfragen
üblichen Ausschöpfungsquoten.
Hinsichtlich der Verteilung der teilnehmenden
Anlagen auf Größenklassen und
Inbetriebnahmejahre wurde eine hohe
Übereinstimmung mit dem deutschen
Gesamtbestand erzielt. Geografisch waren
Anlagen aus Bayern etwas überrepräsentiert.
Ergebnisse der Online-Befragung
Art und Umfang der Wärmenutzung
Zu den Anteilen der insgesamt genutzten
Wärme wurden bereits in der Vergangenheit
Studien erstellt, so vom DBFZ und
IWES (DBFZ/IWES 2015). Es wird häufig
davon ausgegangen, dass heute zirka die
Hälfte der für eine Nutzung außerhalb
der Anlage selbst (also nach Abzug der
Fermenterheizung etc.) zur Verfügung
stehenden Wärme genutzt wird. Besonders
interessant ist aber, wie viel Wärme
tatsächlich an Dritte abgegeben wird. Hier
zeigt die von uns durchgeführte Umfrage,
dass bei 32 Prozent der antwortenden Anlagen
die nach extern abgegebene Wärme
nur 10 Prozent der Gesamtwärmeleistung
ausmacht.
Bei der Anwendungsart der Wärmenutzung
wird, nicht weiter überraschend, am häufigsten
die Fermenterheizung genannt. Auf
den nächsten Plätzen folgt die Beheizung
von Wohngebäuden, die Holztrocknung,
die Beheizung von Firmengebäuden und
die Getreidetrocknung (siehe Abbildung 1).
Betrachten wir dagegen die Wärmemengen,
ergibt sich ein anderes Bild: Zwar ist auch
mengenmäßig die Fermenterheizung am
stärksten, dann folgt aber die Beheizung
sonstiger öffentlicher Gebäude (öffentliche
Gebäude, die weder Schulen, Kindergärten,
Schwimmbäder, Krankenhäuser oder
Seniorenheime sind), die Holztrocknung
und die Beheizung von Schulen und Kindergärten.
Mengenmäßig spielt die Getreidetrocknung
nur eine untergeordnete Rolle
(siehe Abbildung 2). Bei Detailanalysen
fällt auf, dass größere Anlagen tendenziell
mehr Wärme abseits der Fermenterheizung
nutzen. Große Unterschiede bei der Wärmenutzung
nach Bundesländern gibt es
dagegen nicht.
Preise und Angebotsgestaltung
Was bieten die Betreiber nun externen Abnehmern
an? Nur etwa ein Drittel der Verträge
garantieren eine Vollversorgung. Das
heißt, die Biogasanlagenbetreiber müssen
dafür in der Regel zur Sicherheit noch einen
Wärmekessel vorhalten. Die Biogasanlagenbetreiber
sind in den meisten Fällen
auch Eigentümer und/oder Betreiber der
Wärmenetze. Die nächstgrößeren Anteile
machen bei Eigentümern und Betreibern
der Wärmenetze Bürgerenergiegenossenschaften
aus.
Im Mittel erzielen die Betreiber einen
durchschnittlichen Arbeitspreis von 2,6
ct/kWh für die Wärme ihrer Anlage. Das
Spektrum reicht dabei von einer kostenlosen
Abgabe der Wärme bis hin zu Spitzenpreisen
von 9 ct/kWh. Es ist klar erkennbar,
dass es „hochwertige“ und „weniger hochwertige“
Wärmenutzungen gibt. So liegt der
Durchschnittspreis bei der Holztrocknung
69
UMBAUTEN ANDERER
SYSTEME AUF VARIO
DER MOBILE VARIO
DER VARIO TROCKNER
SUBSTRAT VARIABEL
MADE
IN
GERMANY
Terbrack Maschinenbau GmbH
Wesker 30
D - 48691 Vreden
Tel.: +49 (0) 2564 394487 - 0
Fax: +49 (0) 2564 394487 - 99
Mail: technik@terbrack-maschinenbau.de
WWW.TERBRACK-MASCHINENBAU.DE
WWW.TERBRACK-MASCHINENBAU.DE

Wissenschaft
Biogas Journal | 1_2017
Abbildung 3: Arbeitspreise: Mittelwert pro Nutzungsart (ct/kWh)
Krankenhaus
Schule
Sonstige öff. Gebäude
Wohngebäude
Gewächshaus
Getreidetrocknung
Holztrocknung
Minimum
n = 598 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4
Abbildung 4: Mittelwerte Vergütungshöhen für verschiedene
Angebote/Eigentümer/Betreiber (ct/kWh)
Mittelwert
Vergütungshöhe
nach Versorgungsart
Keine
Vollversorgung
Vollversorgung
n = 441
Mittelwert
Vergütungshöhe nach
Eigentümer Wärmenetz
Anderer
Eigentümer
Betreiber BGA
oder mit BGA in
Verbindung
Mittelwert
Vergütungshöhe nach
Betreiber Wärmenetz
Anderer
Eigentümer
Betreiber BGA
oder mit BGA in
Verbindung
0 1 2 3 4 5 n = 418 0 1 2 3 4 n = 376 0 1 2 3 4
bei 0,9 ct/kWh, bei der Beheizung von Gewächshäusern
bei 2,2 ct/kWh und bei der
Beheizung von Krankenhäusern bei 3,5 ct/
kWh (siehe Abbildung 3). Bei der Analyse
nach Bundesländern, Inbetriebnahmejahren
und Größenklassen waren keine großen
Unterschiede in den Preisen erkennbar.
Einen deutlichen Einfluss hingegen übte
das Angebot aus: Bei Vollversorgungsverträgen
lag der Arbeitspreis im Schnitt bei
3,9 ct/kWh, ohne Vollversorgung bei 2,2 ct/
kWh. Wichtig für die Preishöhe ist auch, wer
Eigentümer und Betreiber des Wärmenetzes
ist. Ist die BGA oder eine verbundene
Gesellschaft Eigentümer und/oder Betreiber
des Wärmenetzes, so liegt der Preis etwa
doppelt so hoch wie in anderen
Fällen (siehe Abbildung 4).
Wärmelieferverträge laufen
in der Regel sehr lange, meist
zwischen 10 und 15 Jahren.
Deshalb ist für die langfristige
Wirtschaftlichkeit der Mechanismus
der Preisanpassung
entscheidend. Hier dominieren
klar der Fixpreis und die Anpassung
in Anlehnung an Indizes
(siehe Abbildung 5). Diese Indizes
sind meist der Ölpreis,
aber auch der Gaspreis oder
der landwirtschaftliche Erzeugerindex.
Jährliche fixe Steigerungen,
zum Beispiel mit 2
Prozent pro Jahr, sind dagegen
kaum verbreitet.
Abbildung 5: Preismodelle (Anzahl Nennungen)
Fixpreis
Steigerung in Anbindung an einen Index
Steigerung nach Inflationsrate
Jährliche fixe Steigerung
n = 1.050 0 100 200 300 400 500 600
Die Zukunft aus Sicht
der Betreiber
Was steht einer stärkeren Wärmenutzung
entgegen? Für die meisten Betreiber ist
es der Unterschied im Wärmebedarf zwischen
Sommer und Winter. Das heißt, im
Winter wird die Wärme bereits vollständig
genutzt und die rechnerischen jährlichen
Reserven ergeben sich nur aus der geringeren
Nutzung im Sommer (siehe Abbildung
6). An zweiter Stelle steht aber schon die
Unsicherheit, was mit der Anlage nach Auslaufen
der EEG-Förderung passiert. Weite
Entfernungen zum nächsten Nutzer und
mangelnde Wirtschaftlichkeit aus anderen
Gründen sind ebenfalls wichtige Barrieren.
Rund ein Drittel der antwortenden Betreiber
hat sich bereits entschlossen, die Wärme
in den nächsten beiden Jahren stärker
zu nutzen oder plant das konkret. Weitere
23 Prozent sind noch unentschlossen.
70

Biogas Journal | 1_2017 Wissenschaft
Abbildung 6: Gründe für momentane geringe Nutzung (%)
Im Winter vollständige Nutzung, im Sommer Bedarf gering
Auslaufen EEG-Förderung
Nicht wirtschaftlich
Weite Entfernung zum nächsten Nutzer
Nutzer sind nicht bereit, ausreichenden Preis zu zahlen
Sonstige Gründe
Risiko Zusatzinvestition
Gärproduktrocknung möglich, aber nicht wirtschaftlich
Verbraucher fordern eine Vollversorgung mit Garantie
Würde die Wärme nutzen, bekomme aber keine Finanzierung
Nicht dazu gekommen, mich zu kümmern
n = 392
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
Mehr als ein Drittel ist unentschlossen oder
befindet sich in ersten Vorüberlegungen.
Das Potenzial für die Nutzung höherer Wärmemengen
ist also für die Branche durchaus
groß. Nur ein Viertel ist sich sicher,
keine stärkere Wärmenutzung umzusetzen.
Dabei spielt wieder die Unsicherheit über
die Zeit nach Auslaufen der EEG-Förderung
eine große Rolle.
Fazit: Die Befragung hat gezeigt, wie vielfältig
die Wärmenutzung der Biogasanlagenbetreiber
bereits heute ist. Es wurde
auch deutlich, dass sich in hochwertigen
Anwendungen durchaus attraktive Arbeitspreise
für die Wärme erzielen lassen. Die
Anlagenbetreiber denken zum Teil schon
sehr konkret über eine stärkere Wärmenutzung
nach. Aber insbesondere die Planungsunsicherheit
für die Zeit nach Auslaufen
der EEG-Förderung ist ein großes
Investitionshemmnis, das trotz zum Teil
noch langer Restförderzeiten bereits heute
seine bremsende Wirkung entfaltet.
Ein herzlicher Dank geht nochmals an die
engagierten Mitglieder und MitarbeiterInnen
des Fachverbandes, die diese Umfrage
unterstützt haben.
Autoren
Prof. Dr. Carsten Herbes
Verena Halbherr
Institute for International Research on Sustainable Management
and Renewable Energy
Hochschule für Wirtschaft und Umwelt Nürtingen-
Geislingen
Neckarsteige 6-10
72622 Nürtingen
E-Mail: carsten.herbes@hfwu.de
BEST % PRICE
BEST % PRICE
71

Wissenschaft
Biogas Journal | 1_2017
Verlöten einer
Wärmeleitung: Bei
ordnungsgemäßer Verschweißung,
Verlegung
und Wartung haben die
Leitungen eine Lebensdauer
von mehreren
Jahrzehnten. Hersteller
geben oft 30 bis 50
Jahre an. Im Dämmschaum
der Rohre kann
ein Leckagewarnsystem
integriert werden.
Wärmenetze mit Schlüsselfunktion
für die Energiewende
Laut einer Studie des DLR (2011) beträgt der Anteil der Fernwärme am Raumwärmemarkt
in Deutschland annähernd 14 Prozent. Etwa 1.400 Netze sind mit einer Länge von rund
19.000 Kilometern und einer Anschlussleistung von etwa 57.000 Megawatt thermisch
installiert. Zur Erreichung der CO 2
-Minderungsziele der Bundesregierung muss laut Szenarien
des Bundesumweltministeriums (BMU) der Anteil der Fern- und Nahwärme im deutschen
Wärmemarkt deutlich gesteigert werden. Die im Jahr 2050 genutzte Wärmemenge
aus Erneuerbaren Energien soll zu 60 Prozent auf Wärmenetzen beruhen.
Von PD Dr. Marianne Karpenstein-Machan
In Dänemark sind bereits 60 Prozent der Haushalte
an die Fernwärme angeschlossen [Leitungslänge
zirka 24.000 Kilometer (km) bei 5,5 Millionen
(Mio.) Einwohnern (EW); in Deutschland 19.000
km bei 80 Mio. EW]. Hier wird seit Jahrzehnten das
Wärmepotenzial der großen stadtnahen Kraftwerke genutzt,
um die Städte und Gemeinden mit Raumwärme
zu versorgen.
Zukünftig können Wärmenetze eine wichtige Schlüsselfunktion
zur Integration Erneuerbarer in den Wärmemarkt
einnehmen. Sie eignen sich als Bindeglied
zwischen Strom- und Wärmemarkt und sie schaffen die
Bedingungen, um Erneuerbare Energien bestmöglich
zu nutzen (Positionspapier KEA 2014). Neben der Biomasse
werden in Zukunft auch Großflächen-Solarthermie,
Abwasser-Wärme sowie Power-to-Heat aus Ökostrom
eine wichtige Rolle spielen. Auch die Potenziale
zur Nutzung von Industrieabwärme in Wärmenetzen
sind erheblich. Ein Mix aus verschiedenen Wärmequellen
kann sowohl in urbanen, verdichteten Räumen als
auch in ländlichen Regionen genutzt und über die Wärmeleitungen
verteilt werden. Wärmenetze sind daher
langfristig zu investierende und betreibende Infrastrukturprojekte,
die die Energiewende voranbringen.
Nahwärmenetze halten Einzug in
ländliche Regionen
In den vergangenen 12 Jahren sind in Deutschland über
150 Bioenergiedörfer entstanden. Ihr Kern bildet das
Wärmenetz. Mit Bioenergiedörfern und dezentralen
72

Biogas Journal | 1_2017 Wissenschaft
Biomasse-Heizwerken haben Nahwärmenetze Einzug in
ländliche Regionen gehalten. Bisher wurden vornehmlich
in städtischen Bereichen Fernwärmenetze verlegt.
Eine klare Abgrenzung zwischen den Begriffen Fernund
Nahwärmenetz gibt es nicht.
In einer Studie über Bioenergiedörfer, die erstmals
2011 durchgeführt und in 2016 wiederholt wurde,
konnten Informationen zu Initiatoren, Betreiberstruktur,
zum technischen Konzept, zum Nahwärmenetz,
zu den Wärmepreisen sowie zu sozialen Aspekten und
Erfolgsfaktoren erhoben werden (Karpenstein-Machan
et al. 2013). An dieser Stelle sollen die aktuellen Ergebnisse
zum Thema Nahwärmenetz und zu den Wärmekosten
wiedergegeben werden.
Abbildung 1 zeigt, in welchem Jahr die ausgewählten
Bioenergiedörfer mit der Wärme- und Stromlieferung
begonnen haben. Zum Zeitpunkt der zweiten Studie
sind die untersuchten Dörfer 6 bis 11 Jahre in Betrieb
und verfügen damit über weitreichende Erfahrungen
mit ihren Energieanlagen. In den untersuchten Bioenergiedörfern
variieren die Nahwärmenetzlängen zwischen
850 und 10.000 Metern. In der Mehrzahl der Dörfer
wurde im Dämmschaum der Leitungsrohre (Stahlmantelrohre)
ein Leckagewarnsystem installiert, in dem
permanent die elektrische Leitfähigkeit gemessen wird
(siehe Abbildung 2, blaue Säulen). In acht Dörfern
wurde auf ein Leckagewarnsystem verzichtet, beziehungsweise
es wurden Kunststoffrohre aus Polyethylen
verwendet, in denen diese Form der Überwachung
aufgrund einer nicht vorhandenen elektrisch leitenden
Metallschicht nicht möglich ist.
Die Anzahl der Wärmekundenanschlüsse variiert zwischen
11 und 65 pro Kilometer (Abbildung 3). In den
beiden Dörfern mit den höchsten Anschlusszahlen liegt
eine dichte Bebauung mit Wohnkomplexen und mehrgeschossigen
Wohnhäusern vor, die anderen Dörfer weisen
eine eher ländliche Struktur mit lockerer Bebauung auf.
Die Wärmeübertragung in die Gebäude der Wärmekunden
erfolgt in 16 Dörfern mittels Wärmetauscher, hier
ist der Wasserkreislauf des Netzes vom hausinternen
Wasserkreislauf durch den Wärmetauscher getrennt. In
vier Dörfern erfolgt eine Direkteinspeisung der Wärme
über das Wasser des Nahwärmenetzes (siehe Abbildung
3, dunkelblaue Säulen). Hier ist lediglich eine Hausübergabestation
installiert, in der Regel- und Messgeräte
(Wärmemengenzähler) enthalten sind. Damit bei
Direkteinspeisung ein Leck in der Hausanlage nicht zu
größeren Wasserschäden führt, wird vor dem Anschluss
eine Druckprüfung im hausinternen Wasserkreislauf
vorgenommen, um eventuelle Schäden an den Rohrleitungen
festzustellen.
Wartung und Wasseraufbereitung sehr
unterschiedlich
16 Bioenergiedörfer geben an, dass das Nahwärmenetz
gewartet beziehungsweise kontrolliert wird. 13 tun dies
in Eigenregie mit eigenen Mitarbeitern, in drei Dörfern
Fotos: Dr. Marianne Karpenstein-Machan
bestehen Verträge mit Fremdfirmen. In vier Dörfern wurde
bisher keinerlei Wartung durchgeführt. In einem dieser
Dörfer soll nun eine automatische Wasseraufbereitung
mit Nachspeisung nachgerüstet werden, nachdem
eine Leckage mit großem Wasserverlust aufgetreten
war, die erst spät erkannt wurde.
Die Art der Wasseraufbereitung und die Kontrollintervalle
sind in den Dörfern sehr unterschiedlich. Untenstehende
Liste zeigt die Nennungen zur Frage der Aufbereitung
des Wassers im Nahwärmenetz:
ffautomatische Wasseraufbereitung und
Neutralisierung,
ffbiologische Zusätze/Harzfilter,
ffNeutralisierung,
ffpH-Wert-Anhebung bei Bedarf,
Abbildung 1: Startjahr der Energielieferungen in den
ausgewählten Bioenergiedörfern
Anzahl Dörfer
6
5
4
3
2
1
0
Quelle: Karpenstein-Machan
5
3
2
Jahr des Startes der Energielieferung
4
Zukünftig können Wärmenetze
eine wichtige
Schlüsselfunktion zur
Integration Erneuerbarer
in den Wärmemarkt
einnehmen. In den
vergangenen 12 Jahren
sind in Deutschland
über 150 Bioenergiedörfer
entstanden.
Ihr Kern bildet das
Wärmenetz.
3 3
2005 2006 2007 2008 2009 2010
73

Wissenschaft
Biogas Journal | 1_2017
Abbildung 2: Länge der Nahwärmenetze in 20 Bioenergiedörfern
Länge NWN in Metern
10.000
9.000
8.000
10.000
9.500
7.000
6.000
7.400
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
2.300
2.500
5.000
2.500
2.500
2.500
2.300
4.000
2.500
5.500
2.050
4.700
3.028
850
5.500
3.000
3.500
0
A B C D E F G H I J K L M N O P Q R S T
Quelle: Karpenstein-Machan
Dörfer
Blaue Säulen: Netz mit Leckagenwarnsystem, orange Säulen: Netz ohne Leckagenwarnsystem.
ffEinsatz von Salzen,
ffIonenaustauscher, Na-Sulfat, automatisch
bei Wasserzufuhr,
ffEntsalzung, Enthärtung, Einsatz von
Salztabletten,
ffautomatische Reinigung und Entgasung
bei Nachspeisung, Salzzugabe,
ffEinsatz von Filtern,
ffEntmineralisierung mit Zusätzen,
ffTeilstromfiltration, Nachspeisung mit
Deidrat,
ffWasseraufbereitung mit Ionenaustauscher.
Auch die Prüfungs- und Wartungsintervalle
variieren in den einzelnen Dörfern sehr stark.
Bei automatischer Wasseraufbereitung ist
über Computerprogramme eine permanente
Kontrolle möglich. Wenn keine automatische
Reinigung und Neutralisierung stattfindet,
werden in den meisten Dörfern, die
eine Wartung bejaht haben, Messungen des
pH-Wertes vorgenommen. Diese erfolgen, je
nach Dorf, ein, zwei, vier oder sogar fünf Mal
im Jahr. Über die Wartungsarbeiten am Netz
werden die Kunden in zwölf Bioenergiedörfern
nicht informiert, weil in der Regel laut
Betreiber keine Beeinträchtigungen in der
Abbildung 3: Wärmekundenanschlüsse pro Kilometer
Anzahl
Anzahl Anschlüsse/km
70
60
65
50
40
48
30
32
20
10
17
23
11
21
19
16
22
16
27
26
23
19 20
25
14
12
19
0
A B C D E F G H I J K L M N O P Q R S T
Quelle: Karpenstein-Machan
Dörfer
Hellblaue Säulen: Anschlüsse mit Wärmetauscher, dunkelblaue Säulen: Direktanschlüsse ohne Wärmetauscher.
74

Biogas Journal | 1_2017 Wissenschaft
Abbildung 4: Abschreibungsdauer des Nahwärmenetzes in den
untersuchten Bioenergiedörfern
Mischen – Fördern –
Zerkleinern
7
Anzahl Nennungen
6
5
4
3
2
1
0
6
4
2
1 1 1
15 Jahre 20 Jahre 25 Jahre 30 Jahre 40 Jahre 48 Jahre
Quelle: Karpenstein-Machan
Abschreibung Nahwärmenetz
Ihr Partner für die Energie
der Zukunft
Wärmeversorgung eintreten, da sie in Zeiten
ohne Wärmelieferung stattfinden oder
nur kurze Zeit andauern und dadurch die
Wärmekunden nichts von den Wartungsarbeiten
merken. In den anderen acht Dörfern
werden die Wärmekunden über E-Mail oder
postalisch informiert. Aber auch hier ist die
Aussage der Betreiber einheitlich: Es gibt
kaum bis keine Beeinträchtigungen in den
Zeiten der Wartung.
Keine großen Probleme mit dem
Nahwärmenetz
Die Betreiber beschreiben die Nahwärmenetze
als nicht sehr wartungsintensiv.
Probleme treten meist am Anfang der Inbetriebnahme
auf, später dann seltener. In der
nachfolgenden Übersicht sind die genannten
Probleme im Zusammenhang mit dem
Nahwärmenetz aufgelistet:
ffAnfangs Filter verstopft
ffFalsches Material im Wärmetauscher,
jetzt gegen Edelstahlplattenwärmetauscher
ausgetauscht
ffBagger hat Nahwärmenetz herausgerissen
ffEinige Wärmetauscher mussten gereinigt
werden
ffBruch eines Einmalkugelhahns
ffEinmal eine Pumpe am Eingang ins
Nahwärmenetz gewechselt
ffLeckage im Nahwärmenetz, 300 Liter
Wasserverlust, Leck mit Wärmebildkamera
gefunden
ffIn einem Einfamilienhaus gab es im
Estrich eine Undichtigkeit im Direkt-
Rohrleitungssystem, dieses ist erst nach
deutlichem Wasseraustritt entdeckt
worden. Jetzt sind Wärmetauscher in
drei Häusern verbaut worden – keine
Probleme mehr.
Wärmerohrleitungen haben bei ordnungsgemäßer
Verschweißung, Verlegung und
Wartung eine Lebensdauer von mehreren
Jahrzehnten. Hersteller geben oft 30 bis
50 Jahre, manche sogar darüber hinaus an.
Die Ergebnisse der Studie zeigen, dass die
Betreiber der Bioenergiedörfer die Nahwärmenetze
über einen unter der Lebensdauer
liegenden, kürzeren Zeitraum abschreiben.
Abbildung 4 zeigt, dass in den meisten Dörfern
die gewählte Abschreibungsdauer zwischen
20 und 30 Jahren liegt.
Eine repräsentative Befragung der Wärmekunden
ist im Rahmen dieser Studie nicht
durchgeführt worden. Im Rahmen der Interviews/Fragebogen
sind die Betreiber (Bürgermeister,
Ortsvorsteher, Hauptakteure
des Projektes) nach der Zufriedenheit der
Wärmekunden befragt worden. Die Frage
wurde in allen Fällen mit ja, sehr zufrieden
oder zufrieden beantwortet. Nachfolgend
sind einige Blitzlichter aus den Antworten
wiedergegeben:
ffTrotz des niedrigen Ölpreises große
Zufriedenheit, da in der Vergangenheit
schon viel gespart wurde.
ffZufrieden, weil die Nahwärme bequem
ist: „Wir brauchen uns um nichts zu
kümmern“.
75
Als Weltmarktführer von Exzenterschneckenpumpen
und Spezialist in der
Biogastechnologie bieten wir für die
Biogasproduktion angepasste Misch- und
Fördersysteme. Die Einsatzmöglichkeiten
unserer NEMO® Exzenterschneckenpumpen,
TORNADO® Drehkolbenpumpen
sowie NETZSCH Zerkleinerungssysteme
reichen vom Mischen über Fördern bis hin
zum Zerkleinern.
NEMO® B.Max®
Mischpumpe
NETZSCH Pumpen & Systeme GmbH
Geschäftsfeld Umwelt & Energie
Tel.: +49 8638 63-1010
Fax: +49 8638 63-2333
info.nps@netzsch.com
www.netzsch.com

Wissenschaft
Biogas Journal | 1_2017
Abbildung 5: Jährliche Gesamtkosten für die Nahwärmeversorgung in den Bioenergiedörfern im Vergleich zu den Heizkosten
bei Wärmeerzeugung im eigenen Heizölkessel in 2011 (blaue Säulen) und 2016 (rote Säulen)
Euro
4.500
Vollkosten Öl 2011 = 4.422 Euro
4.000
3.500
Vollkosten Öl 2016 = 3.370 Euro
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
Dorf A
Dorf B
Dorf B2
Quelle: Karpenstein-Machan
Dorf C*
Dorf E
Dorf F
Dorf G
Dorf H*
Dorf I1
Dorf I2
Jahr 2011
Dorf J
Dorf K
Dorf L
Dorf M
Jahr 2016
Dorf N
Dorf O1
Dorf O2
Dorf P
Dorf Q
Dorf R
Dorf S*
Dorf T
Dorf U
Blaue Linie: Vollkosten für fossile Wärmeversorgung in 2011. Orange Linie: Vollkosten für die fossile Wärmeversorgung in 2016
ffZufrieden, wir haben jedes Jahr drei bis
fünf neue Wärmekunden.
ffSehr zufrieden, es gab keinen Tag mit
Störungen.
ffWeitgehend zufrieden, es wird aber auch
gemurrt wegen des niedrigen Ölpreises.
Nahwärme immer noch günstiger
als Ölheizung
Bereits in 2011 wurden die Gesamtkosten
der Nahwärme im Vergleich zur fossilen
Wärmeerzeugung im eigenen Haus mit einem
eigenen Ölkessel verglichen. Die Befragung
zu den Wärmepreisen wurde 2016
wiederholt. In die Vollkostenrechnung der
Nahwärmeversorgung wurden der Grundpreis
und der Arbeitspreis, die Anschlussgebühr,
die Einlage in die Gesellschaft sowie
die kalkulatorischen Zinsen für Anschlussgebühr
und Einlage in die Gesellschaft berücksichtigt.
Es wurde von einem durchschnittlichen
Wärmeverbrauch pro Jahr von 30.000 Kilowattstunden
ausgegangen. In 2011 betrugen
die Gesamtkosten für den Nahwärmebezug
zwischen 500 Euro und 3.763 Euro.
Die sehr niedrigen Gesamtkosten von 500
Euro bis 1.400 Euro im Jahr sind in den
Dörfern zu verzeichnen, in denen entweder
die Wärme auf einen Zeitraum von 20 Jahre
verschenkt wird und die Wärmekunden lediglich
eine hohe Anschlussgebühr bezahlt
haben oder der Wärmepreis 70 Prozent des
Gaspreises beträgt oder nur ein niedriger
Wärmepreis vereinbart wurde und keine
weiteren Anschlussgebühren zu bezahlen
waren.
In diesen Dörfern besteht allerdings kein
Anspruch auf Vollversorgung mit Wärme
durch die Betreiber der Anlage, sodass
eventuell notwendige Spitzenlasten durch
die Wärmekunden selbst bereitgestellt
werden müssen. Da diese Biogasanlagenbetreiber
keine redundanten Anlagen zur
Wärmeversorgung betreiben, können sie die
Wärme sehr günstig bereitstellen. Im Mittel
aller 20 Bioenergiedörfer lagen die Kosten
für die Nahwärmeversorgung im Jahr 2011
bei 2.278 Euro pro Jahr inklusive Mehrwertsteuer.
Beim Vergleich mit einer Ölzentralheizung
müssen hier die Anschaffungskosten für
eine Ölheizung, das Öllager, Schornsteinfegergebühren
sowie Reparatur und Wartung
bei den Fixkosten berücksichtigt werden.
Unter Einbeziehung des Ölpreises (Stand
2011: 85 Cent pro Liter inkl. MwSt.) und
des Wirkungsgradverlustes bei eigener
Heizung kommt man zu jährlichen Gesamtkosten
für eine Ölzentralheizung, die
2011 bei 4.320 Euro lagen. Die Nahwärme
war damit im Mittel um 48 Prozent günstiger.
In 2016 sind die Gesamtkosten für
die Nahwärme durchschnittlich um 9 Prozent
angestiegen und liegen im Mittel aller
Dörfer bei 2.482 Euro inklusive Mehrwertsteuer
(siehe Abbildung 5). Im Vergleich zu
einer mit Öl befeuerten Heizung liegen die
Wärmegestehungskosten bei 3.370 Euro.
Die Nahwärmeversorgung ist 2016 immer
noch um 25 Prozent günstiger als die Ölheizung,
trotz eines deutlich gesunkenen
Ölpreises, der mit 0,51 Euro pro Liter (inklusive
Mehrwertsteuer) in die Berechnung
eingeflossen ist.
Hinweis: Im Biogas Journal 2_17 lesen Sie
in Ergänzung zu diesem Artikel ein Interview
mit Gunter Brandt von der Gesellschaft
für umweltfreundliche Technologien (GUT)
e.V. Darin schildert er seine Erfahrungen mit
Nahwärmenetzen.
Autorin
PD Dr. Marianne Karpenstein-Machan
Universität Göttingen
Interdisziplinäres Zentrum für Nachhaltige Entwicklung
Goldschmidtstr.1
37077 Göttingen
E-Mail: mkarpen@gwdg.de
76

Sonic Cut Thru Heavy
Biogas Journal | 1_2017 Wissenschaft
Sie denken über einen weiteren Behälter oder
ein optimiertes BHKW-Konzept nach?
P
HAN T
O M
Das Rührwerk
Sprechen Sie uns an. Wir sind Ihr Partner für
Anlagenoptimierungen und Service.
Sie ziehen ihre Kreise.
Effizient. Zuverlässig. Legendär.
Heavy-Duty Rührwerke
PTM GmbH ۰ D-87719 Mindelheim
+49 82 61 ⃒ 738 182
info@propeller-technik-maier.de
www.propeller-technik-maier.de
WELTEC BIOPOWER GmbH
Zum Langenberg 2
49377 Vechta
info@weltec-biopower.de
www.weltec-biopower.de
Tel. 0 44 41 - 999 78 - 0
Organic energy worldwide
Maissilage
sicher handeln
Geschäftsführer: Christian Scharnweber
Handelsregister Schwerin HRB 3377
GMP + - B2 und GMP + - B4.1
UST-Id-Nr.: DE 162151753
Commerzbank AG, Schwerin
Kreissparkasse Ludwigslust
Raiffeisenbank Mölln e.G.
038852 - 6040
Christian 038852 Scharnweber - 6040
www.aat24.de
Telefon: 038852 – 604 0
Wir machen Telefax: 038852 Ihr – 604 Biogas 30 CLEAN und COOL!
E-mail: mail@aat24.de
Individuelle URL: Anlagen www.aat24.de von Züblin Umwelttechnik
zur Reinigung und Kühlung von Biogas
an: «Faxnummer»
THERM
Unsere Leistung - Ihr Erfolg
Abgaswärmetauscher
Dampferzeuger
Gaskühler / Gaserwärmer
Sonderanwendungen
Zusatzkomponenten
Energiepark 26/28 91732 Merkendorf
+49 9826-65 889-0 info@enkotherm.de
www.enkotherm.de
CarbonEx ® Aktivkohlefilter zur
Feinentschwefelung von Biogas
GasCon Gaskühlmodul zur Kühlung von Biogas
BioSulfidEx zur biologischen Biogas-Entschwefelung
BioBF Kostengünstiges System
zur biologischen Vorentschwefelung
NEU!
Züblin Umwelttechnik GmbH
Otto-Dürr-Straße 13 · 70435 Stuttgart
Telefon 0711 8202-0
umwelttechnik@zueblin.de
www.zueblin-umwelttechnik.com
Stuttgart Berlin Chemnitz Dortmund Hamburg Nürnberg
6. Februar 2013
@F211«Faxnummer»@
@F599@
77

Wissenschaft
Biogas Journal | 1_2017
Welcher Maissortentyp für
die Biogasanlage?
Mais hat sich in den letzten Jahren zum wichtigsten Co-Substrat in Biogasanlagen mit
nachwachsenden Rohstoffen entwickelt. Aktuell wird in Deutschland eine Anbaufläche von
rund 900.000 Hektar mit einem Marktwert von etwa 1,35 Milliarden Euro zur Biogasproduktion
genutzt. Die Bereitstellung von kostengünstigem Substrat ist essentiell für einen
wirtschaftlichen Betrieb von Biogasanlagen. Das heißt, es sind Maissorten mit einer hohen
Ertragsleistung und einer hohen spezifischen Biogasausbeute gefordert.
Von Jürgen Rath, Antje Herrmann, Hauke Heuwinkel, Vasilis Dandikas und Fabian Lichti
Aufgrund einer immer notwendiger werdenden
ökonomisch und ökologisch effizienten
Biogasproduktion wird die Bewertung
der Ertragsleistung sowie der spezifischen
Biogasausbeute weiter an Bedeutung gewinnen.
Die spezifische Biogasausbeute (BGA) für Mais
zeigte bis zum Jahr 2007 eine relativ große Variation
von 459 bis 938 Normliter (l N
) kg -1 organischer Trockenmasse
(oTM), die unter anderem auf unterschiedliche
Aufbereitungsformen (getrocknet-unsiliert,
siliert, gehäckselt bis vermahlen) der Maispflanzen
zurückzuführen ist. Erste Ansätze zur Schätzung der
Biogasausbeute (Baserga, 1998; Keymer & Schilcher,
1999; Amon, 2007; Kaiser, 2007) kamen zu widersprüchlichen
Aussagen hinsichtlich der Bedeutung
Foto: fotolia_atoss
einzelner Inhaltsstoffe bzw. Futterqualitätsparameter
für die Konversion in der Biogasanlage.
In der Folge entstand eine kontroverse Diskussion zur
Frage der Bedeutung des Kolbens bzw. der Gesamtmasse
in der Bewertung von Maissorten für die Biogasnutzung.
Auch die Frage der Notwendigkeit getrennter
Züchtungsprogramme für die Biogaserzeugung bzw.
den Einsatz in der Fütterung von Wiederkäuern wurde
thematisiert. Als Referenzmethode zur Messung
des Potenzials der Biogasausbeute von Substraten im
Labor ist der Batchversuch ein sehr zeit- und kostenintensives
Verfahren. Züchtungsunternehmen benötigen
jedoch Verfahren, die mit wenig Aufwand frühzeitig
eine Selektion interessanter Genotypen für den Landwirt
ermöglichen.
Kooperationsprojekt
Diese unbefriedigende Situation führte dazu, dass in
der Arbeitsgruppe Züchtung des Deutschen Maiskomitees
ein Projekt initiiert wurde mit den Zielen, (i) mögliche
Sortenunterschiede in der BGA zu quantifizieren,
(ii) den Zusammenhang zwischen BGA und einzelnen
Inhaltsstoffen bzw. Qualitätsparametern von Silomais
zu analysieren sowie (iii) daraus ein Modell zur Schätzung
der potenziellen BGA abzuleiten, was dann (iv)
die Charakterisierung eines Mais-Idiotyps zur Biogasnutzung
ermöglicht. An einem unabhängigen Datensatz
sollten das zu entwickelnde Modell sowie weitere
in der Literatur verfügbare theoretisch (Baserga, 1998;
Keymer & Schilcher, 1999; Weißbach, 2010) bzw.
empirisch abgeleitete Schätzmodelle (Kaiser, 2007)
validiert werden. Hierzu wurden in den Jahren 2007
bis 2009 und 2013 bundesweit Feldversuche an bis zu
19 Standorten durchgeführt (Abbildung 1). In den Versuchen
standen zwischen 35 und 49 Maisgenotypen,
die zum Teil zu zwei verschiedenen Terminen beerntet
wurden. Damit wurde eine breite genetische und umweltbedingte
Variation bei Inhaltsstoffen, Futterqualitätsparametern
und BGA sichergestellt.
78

Biogas Journal | 1_2017 Wissenschaft
Feldversuche und Probenschemata 2007-2009. 2013-
Zeitschrift „mais“, Biogasjournal
Abbildung 1: Versuchsdesign und Vorgehensweise bei Probennahme und -aufbereitung
Material und Methoden
4 Jahre (2007-2009; 2013) Feldversuche; 14 bis 19 Orte; 1 bis 2 Erntetermine
Aufbau einer Varianz (Genotyp * Umwelt) zur Abdeckung der Variation von BGA, Inhaltsstoffen und
Umwelteffekten auf Maisgenotypen
Methoden- und Modellentwicklung 2007/2008
49/42 Hybriden; 18/17 Orte
Validierung 2009
35 Hybriden; 14 Orte
Validierung 2013
40 Hybriden; 19 Orte
Inhaltsstoffanalyse über NIRS
2007 dezentral; 2008 - 2013 zentral
2007: 1.439
2008: 1.188
2009: 856
2013: 595
Mischproben;
Mischproben;
Mischproben;
Mischproben;
Selektion von 263
Selektion von 166
Selektion von 134
Selektion von 160
Proben
Proben
Proben
Proben
Batch-Test mit 2-Liter-Fermenter; 3 Labor-Wdh.
Inokulum und Monitoring des Prozesses (mikrokristalliner Cellulose + “Standardmais“)
Die Datensätze der Jahre 2007 und 2008 dienten einerseits
methodischen Optimierungen im Referenzlabor
und andererseits der Entwicklung eines Modells zur
Schätzung der BGA aus Inhaltsstoffen. Eine Validierung
der Schätzfunktion wurde anhand der Datensätze
aus 2009 und 2013 vorgenommen; ergänzend mittels
einer weiteren Versuchsserie 2014.
Die Inhaltsstoffe und Futterqualitätsparameter aller
Proben wurden mittels Nah-Infrarot-Reflexions-Spektroskopie
(NIRS) zentral erfasst. Auf Basis dieser Ergebnisse
wurden Teildatensätze selektiert, die jeweils
die gesamte Variation in der Probenqualität eines
Jahres repräsentierten. Die Bestimmung der BGA erfolgte
jeweils an diesen Teildatensätzen im Batchtest-
Verfahren am Institut für Landtechnik und Tierhaltung
(ILT) der Bayerischen Landesanstalt für Landwirtschaft
(LfL). Der Batchanalytik ist dabei mit Blick auf das Ziel
der Studie große Aufmerksamkeit gewidmet worden.
Die Präzision und Wiederholbarkeit des Batch-Test-
Verfahrens konnte deutlich verbessert werden.
Ein Parameter reicht nicht aus
Die Analysen der Inhaltsstoffe und Futterqualitätsparameter
dokumentieren im Datensatz 2008 eine breite
Abbildung 2: Multiple lineare Regressionsgleichung zur Schätzung
der spezifischen Biogasausbeute (BGA), nach Rath et al. (2014)
BGA (l N
/ kg oTM) = 106,41 – 64,24 ADL + 33,89 HCEL +
97,15 XL – 28,45 XZ
ADL: Lignin, HCEL: Hemicellulose, XL: Rohfett, XZ:
reduzierende Zucker; alle Inhaltsstoffe in % der TM
Variabilität. Zwischen den geprüften Maisgenotypen
konnte über die sechs Standorte eine Spannweite von
665 bis 747 (∆ 82) l N
kg -1 oTM festgestellt werden. Von
den Zellinhaltsstoffen zeigten Rohfett (XL) und Stärke
(XS) eine signifikant positive Korrelation zur BGA (Tabelle
1).
Lignin (ADL) wies die höchste signifikant negative Beziehung
zur BGA auf, während die weiteren Zellwandbestandteile
(NDF, ADF, Cellulose, Hemicellulose)
durch eine tendenziell negative Beziehung zur BGA
charakterisiert waren. Die Enzymlösbare organische
Substanz (ELOS) sowie die Umsetzbare Energie (ME)
zeigten hingegen eine signifikant positive Beziehung
zur BGA. Es konnte jedoch kein Inhaltsstoff bzw. Futterqualitätsparameter
alleine (monokausal) die beob-
79

Wissenschaft
Biogas Journal | 1_2017
Abbildung 3: Validation der entwickelten multiplen linearen Regressionsfunktion sowie
verschiedener anderer Schätzmodelle sowie deren Vorhersagegüte
800
750
Baserga r = 0,20 m = 0,00 p = 0,11
Weissbach r = 0,15 m = 0,03 p = 0,21
Rath r = 0,48 m = 0,47 p < 0,01
Kaiser r = 0,21 m = 0,02 p = 0,10
Keymer § Schilcher r = 0,24 m = 0,01 p = 0,05
geschätzte BGA (I N
kg -1 oTM)
700
650
600
550
500
500 550 600 650 700 750 800
beobachtete BGA (I N
kg -1 oTM)
2009: 27 Genotypen, 1-5 Standorte, n = 66.
r = Korrelationskoeffizient
m = Steigung der Regressionsfunktionen
p = Signifikanzniveau
grau = Winkelhalbierende
Schätzmodell BIAS RMSEP RMSEP(c) Spannweite
Baserga 82 96 49 6
Weißbach -21 53 49 51
Rath -78 92 50 247
Kaiser -121 130 49 21
Keymer & Schilcher -127 136 49 11
BIAS: Systematische Abweichung
RMSEP: Mittlerer Vorhersagefehler
RMSEP(c): Mittlerer Vorhersagefehler korrigiert um die systematische
Abweichung
80

Biogas Journal | 1_2017 Wissenschaft
achtete Variation der BGA in ausreichendem Umfang
erklären. Der nächste Schritt bestand folglich darin,
eine multiple lineare Regression zur Schätzung der
BGA über eine Kombination von Zellinhaltsstoffen,
Zellwandbestandteilen und Futterqualitätsparametern
zu entwickeln.
Multipler Ansatz notwendig
Es konnte ein Multiples-Lineares-Regressions (MLR)-
Modell von hoher statistischer Güte mit einem korrigierten
multiplen Bestimmtheitsmaß von R² = 0,78,
bei einem Signifikanzniveau von p

Wissenschaft
Biogas Journal | 1_2017
Tabelle 1: Monokausale Korrelation von Inhaltsstoffen und
Futterqualitätsparametern zur spezifischen Biogasausbeute
(BGA; l N
kg -1 oTM)
Parameter
Korrelations -
koeffizient (r)
Trockensubstanzgehalt % (TS) 0,41
Rohprotein 1 in % der TM (XP) 0,03
Rohfett 1 (XL) 0,66**
Stärke 1 (XS) 0,52*
Reduzierende Zucker 1 (XZ) -0,45
Rohfaser 1 (XF) -0,48
Neutral-Detergenzien-Faser 1 (NDF) -0,47
Säure-Detergenzien-Faser 1 (ADF) -0,49
Hemicellulose 1 (HCEL) -0,37
Cellulose 1 (CEL) -0,46
Säure-Detergenzien-Lignin 1 (ADL) -0,70**
Enzymlösbare organische Substanz 1 (ELOS) 0,50*
In-vitro-Verdaulichkeit der organische Masse 1 (IVDOM) 0,50*
Enzymunlösbare organische Substanz 1 (EULOS) -0,51*
Umsetzbare Energie (ME) 0,61*
1
in % der TM; * = p

Biogas Journal | 1_2017 Wissenschaft
Globalstrahlung in der Einlagerungs- und Abreifephase. Bedingt
hierdurch war der Datensatz zur Validierung nicht orthogonal über
Standorte, Sorten und Erntetermine strukturiert. Die Bewertung
der Modellgüte erfolgte aus diesem Grund auf Basis einer Einzelwertbetrachtung
(Genotyp × Standort = EW) und demzufolge
konträr zum Vorgehen bei der Erstellung der MLR, die auf Genotyp-
Mittelwerten über Standorte (MW) beruht.
In die Validierung wurden zudem vier schon publizierte Modelle
zur Abschätzung der Biogasbildung herangezogen. Als zentrales
Ergebnis kann festgehalten werden, dass alle fünf geprüften Modelle
eine positive Korrelation (r = 0,15 bis r = 0,48) zwischen
gemessener und geschätzter BGA aufweisen, dass jedoch kein
Modell vollständig überzeugte (siehe Abbildung 3).
Der Batchtest ergab eine mittlere BGA von 712 l N
kg -1 oTM mit
einer Standardabweichung (SD) von 50 l N
kg -1 oTM. Die vorhandene
Spannweite der Maisproben im Batchtest von 214 l N
kg -1 oTM
wurde durch das eigene Modell leicht vergrößert (+ 15 Prozent),
während diese von den anderen Modellen auf 51 bis 6 l N
kg -1 oTM,
mit einer Steigung (m) nahe null, reduziert wurde. Neben der Korrelation,
der Steigung und der Abbildung der Spannweite ist die
Frage der systematischen Verzerrung (Über- bzw. Unterschätzung;
BIAS) und der Präzision (zufälliger Fehler; RMSEP) zu beachten.
So zeigt das Modell nach Baserga eine mittlere systematische
Überschätzung von 82 l N
kg -1 oTM mit einem zufälligen Fehler von
96 l N
kg -1 oTM und einer massiven Einengung der Spannweite auf
6 l N
kg -1 oTM. Dagegen weist das Modell nach Weißbach eine leicht
verbesserte Wiedergabe der Spannweite auf. Die Ansätze von Keymer
& Schilcher sowie Kaiser zeigen hingegen einen hohen BIAS
und einen hohen Fehler in der Präzision bei gleichzeitig deutlich
eingeschränkter Wiedergabe der genetischen Spannweite.
Eine Abbildung der sortenspezifischen Unterschiede in der BGA
ist mit den bisherigen Schätzmodellen aus der Literatur folglich
nicht möglich. Diese Aussage konnte durch weitere Validierungen
am Kalibrationsdatensatz 2008 und Versuchsserien in den Jahren
2013 und 2014 bestätigt werden. Nur das MLR-Modell war in der
Lage, Unterschiede in der Qualität quantitativ weitgehend korrekt
einzuordnen.
Fehlereinschätzung Robustheit
Das MLR-Modell zur Schätzung der BGA zeigte in der Validation
am Datensatz 2009 eine mittlere Korrelation (r = 0,48) zum
Batch-Test mit einer mittleren Steigung (m = 0,47) und einem
Signifikanzniveau von p

Wissenschaft
Biogas Journal | 1_2017
Sortenprüfungen für Biogas!
Mais ist das wichtigste Substrat in Biogasanlagen mit nachwachsenden Rohstoffen. Die
Maiszüchtung stellt zunehmend spezifisch für die Nutzungsrichtung Biogas selektiertes Sortenmaterial
zur Verfügung. Unternehmensübergreifend werden seit 2014 Versuche zur Bewertung
der Eignung von Maissorten für die Biogasproduktion durchgeführt. Die Ergebnisse
dieser Versuche kann der Landwirt und Biogasanlagenbetreiber ab Dezember 2016 im Portal
„Biogas-Sorten.de“ zur Optimierung seiner Sortenwahl für Mais in der Nutzungsrichtung Biogas
aktiv nutzen.
Es werden nur Sorten geprüft, die über die nationale Wertprüfung in Deutschland zugelassen
wurden, in der EU-Biogassortenprüfung (EUB) überdurchschnittliche Leistungen gezeigt
haben oder sich beim Landwirt bereits als Biogasmais bewährt haben. Die Darstellung der
Ergebnisse erfolgt nach Anbaugebieten und weitergehenden Zusammenfassungen regional
und/oder überregional (Großraum) bzw. bundesweit.
Tabelle 3: Standardfehler des Mittelwertes (S.E) in Prozent (%) und absolut
(abs.) für ausgewählte Abreife-, Ertrags-, Inhaltsstoffe- und Bewertungsparameter
für den Wiederkäuer bzw. die Biogasanlage 2007, 2008 und 2013 der
geprüften Maisgenotypen (Basis Genotyp × Standort; n = 407); (Rath, 2015)
Parameter S.E % S.E abs.
Trockenmasseertrag dt ha -1 (GTM) 2,01 4,31
Trockensubstanzgehalt % (TS) 1,49 0,52
Stärkegehalt % der TM (XS) 2,49 0,86
Stärkeertrag dt ha -1 (XSHA) 3,25 2,41
Umsetzbare Energie MJ kg -1 TM (ME) 0,62 0,07
Energieertrag GJ ha -1 (NELGJ) 2,22 3,02
Biogasausbeute l N
kg -1 oTM (BGA; Batchtest) 3,14 22,1
Biogasausbeute l N
kg -1 oTM (pBGA; MLR-Modell) 2,02 12,1
Silomais unter anderem anhand einer geschätzten
Verdaulichkeit basierend auf einer enzymatischen Invitro-Methode,
die im Labor wesentlich einfacher zu
standardisieren ist.
Der Standardfehler des Mittelwertes (S.E) für die vorhergesagte
BGA (pBGA) beträgt 2 Prozent und liegt erwartungsgemäß
über dem Niveau des S.E der Umsetzbaren
Energie (ME), aber unter dem des Stärkegehaltes
(XS) (Tabelle 3). Für die Schätzung der ME für Silomais
kann eine geringere Differenzierung der Genotypen und
damit ein geringerer S.E unterstellt werden, da in der
Entwicklung des Modells – im Gegensatz zur Biogasformel
– reine Restpflanzen, Ganzpflanzen und reine
Körner eingeflossen sind.
Die ME-Formel ist zur „Schätzung des Energiegehaltes
von Maisernteprodukten in der Rinder- und Schweinefütterung“
entwickelt worden und nicht spezifiziert für
den „engeren“ Bereich der gehäckselten Ganzpflanze.
Es liegt also beim Anwender, wie er diese Schätzformel
einsetzt und die Ergebnisse interpretiert. Grundsätzlich
gilt, dass die Anwendung von Formeln, die auf Basis
empirischer Daten entwickelt wurden, naturgemäß
auf den Wertebereich des Ursprungsdatensatzes eingeschränkt
ist. Eine Extrapolation kann zu einem deutlich
höheren Schätzfehler führen.
Es konnte aus dem Gesamtdatensatz ergänzend abgeleitet
werden, dass es einen hohen Beitrag der Umwelt
(Standort, Witterung etc.) auf die Inhaltsstoffmatrix
von Mais gibt. Dies gilt jedoch unabhängig von der Biogasbewertung
auch für die anderen bereits genutzten
Parameter, zum Beispiel der näherungsweise geschätzten
Verdaulichkeit (ELOS) in der Beratung für den Wiederkäuer.
Eine Steigerung der Präzision und Minimierung
der systematischen Unter- bzw. Überschätzung
von allen Inhaltsstoffparametern und abgeleiteten Zielgrößen
wie der ME bzw. BGA lässt sich nur durch eine
möglichst hohe Anzahl von Standorten (Umwelten) in
der Mittelwertbildung erreichen.
Fazit: Die Einführung eines getrennten nationalen Zulassungs-
und Prüfsystems für Biogasmais gegenüber
Futtermais wäre sowohl aus Sicht der Züchtung als
auch aus der des Landwirtes und des Betreibers von
Biogasanlagen folgerichtig. Nur durch die Berücksichtigung
der spezifischen pflanzenphysiologischen Wirkung
auf Ertragsbildung und Qualität kann zukünftig
eine breitere genetische Sortenvielfalt mit höherem
nutzungsspezifischem Leistungspotenzial, verbunden
mit positiven Effekten auf die Nachhaltigkeit bzw. Ökoeffizienz,
zur Verfügung stehen.
Der Landwirt könnte je nach Betriebstyp (Biogas,
Milchvieh, Mast, Kombination) und Leistungsfähigkeit
seines Standortes die entsprechende Sortenwahl
vornehmen. Ungeachtet hiervon ist in weiteren Validationsexperimenten
und zur Weiterentwicklung der
MLR das entstehende neue genetische Material für
die Nutzungsrichtung Biogas zu integrieren, um stetig
bei Anwendung innerhalb der Grenzen des Modells zu
bleiben.
Hinweis: Die Ergebnisse wurden im Detail in
wissenschaftlichen Zeitschriften publiziert.
Autoren
Dr. Jürgen Rath
Deutsches Maiskomitee e.V. (DMK)
53119 Bonn
Tel. 02 28/92 658 11
E-Mail: j.rath@maiskomitee.de
Prof. Dr. Antje Herrmann
Institut für Pflanzenbau und Pflanzenzüchtung
Grünland und Futterbau/Ökologischer Landbau
CAU Kiel
Prof. Dr. Hauke Heuwinkel
Fakultät für Land- und Ernährungswirtschaft
Hochschule Weihenstephan-Triesdorf
Vasilis Dandikas und Dr. Fabian Lichti
Institut für Landtechnik und Tierhaltung
AG Wirtschaftsdüngermanagement und Biogastechnologie
Bayerische Landesanstalt für Landwirtschaft, Freising
84

Visuelle
Kontrolle Ihrer
Biogas-Produktion.
Biogas Journal | 1_2017 Wissenschaft
Passende Rührtechnik für jedes Substrat
– Alle Rührwerkstypen
– Über 25 Jahre Erfahrung
– Optimierung, Nachrüstung, Tausch
Tel. +49.7522.707.965.0 www.streisal.de
info.lumi@papenmeier.de · www.lumiglas.de
F.H. Papenmeier GmbH & Co.KG · Telefon 0 23 04-205-0
mit getrennter Hydrolyse…
...der Turbo für jede Biogasanlage
Mehr Leistung durch zweistufige Vergärung.
Ertüchtigung und Optimierung bestehender
Biogasanlagen.
Nachrüstung der Hydrolyse bei NAWARO
Biogasanlagen.
Wir garantieren die herstellerunabhängige
Beratung und Planung.
INNOVAS Innovative Energie- & Umwelttechnik
Anselm Gleixner und Stefan Reitberger GbR
Margot-Kalinke-Str. 9 80939 München
Tel.: 089 16 78 39 73 Fax: 089 16 78 39 75
info@innovas.com www.innovas.com
RECHTSBERATUNG FÜR DIE BIOGAS-BRANCHE
Rechtsfragen zum EEG
Neuerrichtung, Erweiterung und Repowering von EEG-Anlagen
Netzanschluss nach dem EEG
Prüfung Direktvermarktungsverträge
(Stromlieferung, Marktprämie, EEG-Umlage etc.)
Verträge (Substrat, Gülle, Wärme, (Roh-) Gas, Strom etc.)
Genehmigungsfragen, Abwehr Nachbarklagen
Bebauungspläne (Sondergebietsausweisung)
Haftungsfragen (Gesellschaftsgründung etc.)
RA Dr. Helmut Loibl
RAin Susanne Lindenberger
RAin Susanne Bausch
RA Marc Bruck
RA Christian Wenzel
Rechtsanwälte
PALUKA
SOBOLA
LOIBL
PARTNER
Prinz-Ludwig-Straße 11
93055 Regensburg
Tel 0941 58 57 10
Fax 0941 58 57 114
Lumiglas optimiert Ihren Biogas-Prozess.
Fernbeobachtung mit dem Lumiglas
Ex-Kamera-System.
Lokale oder globale Paketlösungen
schaffen kostengünstig
Sicherheit.
Unser
Info-Material:
Paketlösung für
die Biogaserzeugung.
Gleich heute anfordern!
Aktuelles, Wissenswertes und viele Praxis-Tipps zum EEG:
RECHTSBERATUNG
Abonnieren Sie unseren Newsletter
FÜR DIE
unter
BIOGAS-BRANCHE
www.paluka.de
info@paluka.de
www.paluka.de
85

Wissenschaft
Biogas Journal | 1_2017
Futtergräser: Lässt sich deren Effizienz
als Biomasselieferant steigern?
Foto: Dr. Bernhard Ohnmacht
4-Schnittvariante
(Parzellen im Vordergrund)
und 2-Schnittvariante
(Parzellen im
Hintergrund).
In einem groß angelegten Verbundprojekt haben sich Züchter, Wissenschaftler und ein
Anlagenbauer zusammengefunden, um die Produktlinie Futtergräser als Biomasselieferant
zu optimieren. Die Ergebnisse sind auch für den Biogas-Landwirt interessant.
Von Dr. Bernhard Ohnmacht
Der zunehmende Einsatz von Kraftfutter zur
Sicherstellung einer hohen Milchleistung
führt zu einem Rückgang der Tierhaltung auf
den klassischen Grünlandstandorten wie
den Mittelgebirgen. Bereits heute werden
etwa 25 Prozent der Grünlandstandorte nicht mehr zur
Erzeugung von Grundfutter benötigt. Eine Verordnung
der Europäischen Union (EU-VO 1307/2013) fordert jedoch
im Rahmen des Greenings Landbewirtschaftungsmethoden,
die dem Klima- und Umweltschutz förderlich
sind, was ein Umbruchverbot für Dauergrünland,
Wiesen und Weiden mit einschließt.
Folglich müssen alternative Möglichkeiten zur Verwertung
der Grünlandaufwüchse gefunden werden. Zur Sicherstellung
der weiteren Bewirtschaftung der Flächen
stellt die Erzeugung von Biomasse zur energetischen
Verwertung eine sinnvolle Alternative dar. Grassilagen
sind derzeit mit einem Anteil von über 10 Prozent das
zweithäufigste Substrat, das in Biogasanlagen eingesetzt
wird. Diese Silagen sind eine sinnvolle Ergänzung
zur Maissilage, die einen Anteil von über 70 Prozent
hält. Es werden also in Zukunft Sorten und Erntesysteme
für verschiedene Grasarten benötigt, die gleichmäßig
hohe Erträge als nachwachsender Rohstoff für die
Energiegewinnung liefern.
In einem umfangreichen Forschungsprojekt arbeiteten
drei Züchtungsunternehmen, zwei Forschungsinstitute
sowie ein Anlagenbauer zusammen. Es wurde die gesamte
Produktionskette der Futtergräser von der Züchtung
bis zum Einsatz in der Biogasanlage mit einbezogen,
um Ansätze für eine Optimierung zu finden. Dabei
wurden neue Wege in der Zuchtmethodik, ein Modellansatz
zur Bestimmung des optimalen Schnittzeitpunktes,
Alternativen im Düngungsmanagement und der
Schnitthäufigkeit sowie der Einsatz von Futtergräsern
in der Biogasanlage untersucht.
In einem dreijährigen Feldversuch an vier Standorten
wurden neun Grasarten mit insgesamt elf Sorten der
mittleren Reifegruppe geprüft. Nach einem späten Aussaattermin
2010 wurden die ersten beiden Hauptnutzungsjahre
und nach einer frühen Aussaat 2012 das
erste Hauptnutzungsjahr ausgewertet. Dazu wurde eine
übliche 4-Schnittvariante mit einer Variante verglichen,
bei der die Zahl der Schnitte auf zwei und der Einsatz
des Stickstoffdüngers um ein Drittel reduziert wurden.
Die Ermittlung des Gasbildungspotenzials erfolgte nach
den Empfehlungen der VDI-Richtlinie 4630 – Vergärung
organischer Stoffe. Über einen Zeitreihenernteversuch
wurde am Beispiel von Deutschem Weidelgras ein mathematisches
Modell entwickelt, um den für die Biogasproduktion
optimalen Schnittzeitpunkt zu bestimmen.
Spezifische Methanausbeute vs.
Biomasseertrag
Die spezifische Methanausbeute, das heißt der Methanertrag
in Normliter (l N
) bezogen auf 1 Kilogramm
(kg) organische Trockensubstanz (oTS), wies vergleichsweise
geringe Unterschiede zwischen den Arten beziehungsweise
Sorten auf. Die mittlere Methanausbeute
der untersuchten Sorten lag bei der 4-Schnittvariante in
allen drei Versuchsjahren bei etwa 317 l N
/kg oTS mit einer
Spannweite von rund 30 l N
/kg oTS zwischen der bes-
86

Biogas Journal | 1_2017 Wissenschaft
Abbildung 1: Abhängigkeit der Methanausbeute und des Methanertrages vom Trockenmasseertrag im 1. Hauptnutzungsjahr
Methanausbeute [l N
/kg TS]
500
400
300
200
100
Methanausbeute
y = -29,762x + 322,6
R 2 = 0,3616
y = -19,624x + 342,55
R 2 = 0,3612
0
0,500 1,000 1,500 2,000
Trockenmasseertrag [kg / m 2 ]
Methanertrag [m 3 N /ha]
6000
5000
4000
3000
2000
1000
Methanertrag
y = 2898,6x + 287,63
R 2 = 0,981
y = 2680,3x + 233,26
R 2 = 0,9814
0
0,500 1,000 1,500 2,000
Trockenmasseertrag [kg / m 2 ]
4-Schnitt
2-Schnitt
Mittelwerte der 10 Sorten über 4 Orte, Gesamtertrag der Schnitte 1-4 bzw. 1-2.
ten und der schlechtesten Sorte. Einen großen Einfluss
hatte der Schnitttermin. In der reduzierten Variante mit
nur zwei Schnitten, also bei verzögertem Schnitttermin,
sank die mittlere Methanausbeute auf 290 bis 270 l N
/kg
oTS mit einer Spannweite von 40 bis 50 l N
/kg oTS. Der
Biomasseertrag je Hektar (Methanausbeute x Trockenmasseertrag/ha)
ist im Vergleich zur Methanausbeute
der weitaus bedeutendere Faktor, um hohe Methanhektarerträge
zu erzielen (Abbildung 1).
Für die energetische Nutzung kann der Bestand später
als zum für die Futtergewinnung üblichen Zeitpunkt zu
Beginn des Ährenschiebens geschnitten werden, solange
der Massezuwachs des Bestandes die zunehmende
Verholzung durch Lignineinlagerung übertrifft. Der optimale
Schnittzeitpunkt kann über einen mathematischen
Modellansatz bestimmt werden.
Zur Ermittlung der spezifischen Methanausbeute der
untersuchten Gräser sind keine aufwändigen und damit
teuren Batchversuche nach der VDI-Richtlinie 4630 erforderlich,
weil sich gezeigt hat, dass die Unterschiede
der Methanausbeute zwischen den Arten und Sorten nur
wenig größer waren als der ermittelte Methodenfehler
der Batchversuche. Eine bessere Sortenunterscheidung
innerhalb der einzelnen Aufwüchse kann dagegen erreicht
werden, wenn über die enzymunlösliche organische
Substanz (EULOS) und den Aschegehalt die fermentierbare
organische Trockensubstanz (FOTS) und
darüber die Methanausbeute des frischen Erntegutes
berechnet wird (nach Weißbach 2008, Landbautechnik
6: 356-358).
Mit dieser Methode entfallen mögliche Fehlerquellen,
die bei der Silierung und bei der Durchführung des
Batchtests auftreten können. Das Ergebnis ist weniger
fehlerbehaftet und damit näher an der tatsächlichen
Sortenleistung (Pfitzner et al. 2010, Journal für Kulturpflanzen
62: 451-460). EULOS kann im Vergleich
zu den Batchtests relativ einfach mittels Nahinfrarot-
Spektroskopie (NIRS) bestimmt werden.
Aussaattermin und Arten bzw. Sortenwahl
Bei später Aussaat sollte Welsches bzw. Deutsches Weidelgras
gewählt werden, da sich diese Arten vor dem
Winter noch ausreichend schnell entwickeln und damit
im Vergleich mit den anderen Grasarten im Folgejahr
am leistungsfähigsten sind. Rohrglanzgras und Knaulgras
benötigen eine längere Vorwinterentwicklung, um
den Bestand zu etablieren. Insbesondere das Rohrglanzgras
benötigt einen Aussaattermin im Frühsommer,
um im folgenden ersten Hauptnutzungsjahr den
vollen Ertrag zu bringen. Da die Unterschiede in der
Methanausbeute innerhalb der Art nur gering sind, ist
bei der Sortenwahl der Biomasseertrag je Hektar entscheidend.
Die Unterschiede im Methanertrag zwischen den Arten
und Sorten zeigen sich vor allem beim ersten Schnitt,
wenn die Pflanzen Ähren bzw. Rispen schieben. Bei
rein vegetativem Wachstum, das heißt beim 3. und 4.
Schnitt sind die Unterschiede vergleichsweise gering.
Insbesondere bei nur zwei Schnitten ist der Schnitttermin
von entscheidender Bedeutung, da dem Verholzungsgrad
bei fortgeschrittener Pflanzenentwicklung
eine immer größere Rolle zukommt.
Welchen Arten der Vorzug gegeben wird, hängt entscheidend
vom Aussaattermin und dem Trockenmasseertrag
ab. Der tendenziell höhere Rohfasergehalt
beim Knaulgras sowie der stärker ansteigende Rohfasergehalt
bei spätem Schnitttermin bei Welschem
Weidelgras, Glatthafer und Knaulgras verringern den
Methanertrag. Welche Arten sich am besten eignen,
zeigen die Methanhektarerträge.
Methanhektarertrag
Wichtig ist, was sich rechnet, das gilt auch für den
Biogas-Bauern! Für die Arten- und Sortenwahl ist letztendlich
der Methanertrag je Hektar ausschlaggebend.
Bei spätem Aussaattermin, im Projekt ortsabhängig
zwischen dem 7. und 23. September, liefern die Weidelgräser
bzw. der Wiesenschweidel (Festulolium) im
ersten Hauptnutzungsjahr die höchsten Methanerträge
(Abbildung 2). Hier ist die 4-Schnittvariante eindeutig
überlegen. Den höchsten Methanertrag lieferten im
ersten Nutzungsjahr die beiden Welschen Weidelgräser
mit mehr als 5.000 l N
Methan je Hektar. Im zweiten
Nutzungsjahr fallen die Weidelgräser jedoch zurück.
87

Wissenschaft
Biogas Journal | 1_2017
Abbildung 2: Kumulierter Methan-Hektarertrag (Normkubikmeter/ha).
Sortenmittelwerte über vier Standorte, nach Schnittvariante getrennt
Methanertrag [m³N/ha]
N
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
2011 1. Hauptnutzungsjahr
4. Schnitt
3. Schnitt
2. Schnitt
1. Schnitt
0
6.000
2012 2. Hauptnutzungsjahr
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
2013 1. Hauptnutzungsjahr (Wh.)
0
Welsches Weidelgras 4S
„Ligrande“ 2S
Welsches Weidelgras 4S
„Gisel“ 2S
Deutsches.Weidelgras 4S
„Respect“ 2S
Deutsches Weidelgras 4S
„Aubisque“ 2S
Wiesenschweidel 4S
„Lifema“ 2S
Rohrschwingel 4S
„Lipalma“ 2S
Wiesenschwingel 4S
„Cosmonaut“ 2S
Wiesenlieschgras 4S
„Tiller“ 2S
Knaulgras 4S
„Lidaglo“ 2S
Glathafer 4S
„Arone“ 2S
Rohrglanzgras 4S
„Lipaula“ 2S
4S
2S
4S
2S
4S
2S
4S
2S
4S
2S
4S
2S
4S
2S
4S
2S
4S
2S
Methanertrag [m³N/ha] N Methanertrag [m³N/ha]
4S
2S
N
4S
2S
4S
2S
4S
2S
4S
2S
4S
2S
4S
2S
4S
2S
4S
2S
4S
2S
4S
2S
4. Schnitt
3. Schnitt
2. Schnitt
1. Schnitt
4S: 4-Schnittvariante; 2S: 2-Schnittvariante
88

Biogas Journal | 1_2017 Wissenschaft
Einige Arten benötigen einen frühen Aussaattermin,
um schon im Folgejahr gute
Grünmasse und damit auch Methanerträge
zu liefern. 2012 wurde deutlich früher
ausgesät (25. Mai bis 15. Juni), was zur
Folge hatte, dass Rohrschwingel und Rohrglanzgras
im Folgejahr die besten Erträge
lieferten. Beim Rohrschwingel wurde hier
mit vier Schnitten der höchste Methanertrag
erzielt. In einigen Fällen lagen die Methanerträge
der reduzierten Schnittvariante
jedoch über denen der 4-Schnittvariante.
Bei den Weidelgräsern, insbesondere beim
Welschen Weidelgras war im zweiten Nutzungsjahr
ein starker Abfall im Methanertrag
zu beobachten.
Das Rohrglanzgras lief beim späten Saattermin
an drei Orten nur ungenügend oder
gar nicht auf. Nach früher Aussaat und
flacher Ablage konnte hier 2013 nur ein
Hauptnutzungsjahr ausgewertet werden.
Zusammen mit dem Rohrschwingel hatte
das Rohrglanzgras nach dem frühen Saattermin
den höchsten Methanertrag, wobei
bei Wiesenlieschgras, Glatthafer und
Rohrglanzgras die reduzierte Variante mit
nur zwei Schnitten der 4-Schnittvariante
überlegen war.
Vier Schnitte oder nur zwei mit
reduzierter Düngung?
Einzelne Sorten lieferten in der reduzierten
Variante mit über 4.000 m³N/ha sehr gute
bzw. bessere Methanerträge als im üblichen
Managementsystem mit vier Schnitten.
Nach dem frühen Saattermin lieferte
die Rohrschwingelsorte „Lipalma“ und in
der Variante mit reduziertem Faktoreinsatz
die Rohrglanzgrassorte „Lipaula“ den
höchsten Methanertrag. Das Rohrglanzgras
benötigt dafür optimale Aussaatbedingungen,
früher Aussaattermin, flache Aussaat
und ausreichende Bodenfeuchte für eine
gute Jugendentwicklung. Leider ist die Sorte
Lipaula nicht mehr lieferbar und derzeit
keine andere Sorte zugelassen. Aktuell ist
bei Rohrglanzgras nur Saatgut unbestimmter
Herkunft im Handel.
In einigen Fällen liegt die Variante mit reduziertem
Faktoreinsatz im Methanertrag nur
wenig unter dem entsprechenden Ertrag
der 4-Schnittvariante. In der reduzierten
Variante kann durch Einsparungen beim
Ernteaufwand und bei der Düngung, zwei
statt vier Arbeitsgänge und um ein Drittel
geringere Kosten bei der Stickstoffdüngung,
bis zu einem gewissen Grad ein geringerer
Methanertrag in Kauf genommen
werden.Bei später Aussaat sind im ersten
Nutzungsjahr die Weidelgräser, insbesondere
die Welschen Weidelgräser, im Vorteil.
Hier hat die 4-Schnittvariante Ertragsvorteile.
Besonders das Welsche Weidelgras
fällt jedoch im zweiten Nutzungsjahr bereits
stark ab, sodass es sich nicht für eine
Dauernutzung empfiehlt.
Optimaler Erntezeitpunkt, ein
Modellansatz
Für Deutsches Weidelgras wurde im Rahmen
des Projektes ein Modellansatz entwickelt,
der zeigt, dass der optimale Erntezeitpunkt
für die Biogasproduktion später
liegt als der für die Futterproduktion übliche
Termin zum Beginn des Ähren- bzw.
Rispenschiebens. In das einfach gehaltene
Modell gehen die Temperatur, die Bodenfeuchte
sowie die Globalstrahlung ein. Als
optimaler Schnittzeitpunkt wurde der Zeitpunkt
gewählt, zu dem der verdauliche Ertrag,
das heißt die Differenz zwischen dem
Trockenmasseertrag und dem absoluten
Rohfasergehalt, maximal ist.
Der optimale Schnittzeitpunkt ist dabei vor
allem beim ersten Schnitt von Bedeutung,
da später im Jahr weniger Blütenstände gebildet
werden, die in der Entwicklung stärker
zur Rohfaserbildung beitragen. Frühe
Weidelgrassorten der mittleren Reifegruppe
können für einen maximalen Methan-
Hektar-Ertrag bis zu 20 Tage, späte Sorten
etwa 7 Tage später geschnitten werden. Das
Modell wurde für das Deutsche Weidelgras
entwickelt, kann aber für andere Arten
angepasst werden. Vorteil eines späteren
Schnittes ist der höhere Ertrag zum optimalen
Erntezeitpunkt, der mit zunehmender
Pflanzenentwicklung niedrigere Rohascheund
Rohproteingehalt.
Dadurch wird die vergärbare Substanz optimiert,
bei gleichzeitig geringerer Gefahr
der Hemmung des Gärprozesses durch Abbauprodukte
des Proteins. Der zu einem
späteren Erntetermin höhere Trockenmassegehalt
bedeutet außerdem, dass gegebenenfalls
kürzer angewelkt bzw. weniger
Wasser transportiert werden muss. Die
Bedeutung des Schnittzeitpunktes nimmt
im Laufe des Jahres bei den Folgeschnitten
ab, da die Halmbildung im Wesentlichen zu
den ersten Schnitten erfolgt und die Gefahr
einer Verholzung des Bestandes im Verlaufe
der Vegetationszeit geringer wird, da
kaum mehr neue Halme gebildet werden.
Fazit: Es gibt Gräser, die bei verringertem
Faktoreinsatz konkurrenzfähig sind. Für
die Biogasgewinnung lassen sich demnach
sowohl Kosten durch eine Verringerung der
Schnittzahl als auch durch die Verringerung
der Stickstoffdüngung erzielen. Durch
die geringere N-Düngung wird darüber hinaus
die Gefahr des Stickstoffeintrags ins
Grundwasser reduziert. Das für Deutsches
Weidelgras entwickelte Modell lässt sich
zur Ermittlung des optimalen Erntezeitpunktes
prinzipiell auch für andere Arten
anpassen.
Der vollständige Forschungsbericht ist bei
der Fachagentur für Nachwachsende Rohstoffe
unter www.fnr.de unter Projektförderung/Projekte
und Ergebnisse, Förderkennzeichen
22016209, einsehbar.
Ausblick
Die Projektergebnisse zeigen, dass es gute
Ansätze zur Optimierung des Faktoreinsatzes
gibt, um effizient Substrat für die Biogasanlage
aus Futtergräsern zu gewinnen.
Wichtig ist es dabei, den Verholzungsgrad
des Bestandes gering zu halten. In der
2-Schnittvariante könnte der Einsatz von
Sorten der späten Reifegruppe sinnvoll
sein, bei der Nutzung von Sorten der mittleren
Reifegruppe ist ein Management mit
drei Schnitten möglicherweise Erfolg versprechender.
Der für Deutsches Weidelgras entwickelte
Modellansatz lässt sich noch ausbauen. Ein
weiterer Schritt wäre die Weiterentwicklung
des Modells für andere Grasarten und
Grünlandflächen mit Gras-/Leguminosen-
Mischungen. Hierbei ist es sinnvoll, die
Reifezeiten der Arten und Sorten aufeinander
abzustimmen, um den optimalen Erntezeitpunkt
aller Komponenten zu treffen.
Das Vorhaben wurde durch das Bundesministerium
für Ernährung und Landwirtschaft
über die Fachagentur für Nachwachsende
Rohstoffe e.V. (FNR) unter Beteiligung der
Gemeinschaft zur Förderung von Pflanzeninnovation
e.V. (GFPi) gefördert.
Autor
Dr. Bernhard Ohnmacht
Julius Kühn-Institut
Bundesallee 50 · 38116 Braunschweig
Kontakt über Dr. Torsten Thünen
Tel. 05 31/596-2317
E-Mail: torsten.thuenen@julius-kuehn.de
www.julius-kuehn.de
89

International
Biogas Journal | 1_2017
Bogotá
Kolumbien
Die Kunst des Downsizing
Die ÖKOBIT GmbH aus Föhren plant und realisiert eigentlich große, technisch
anspruchsvolle Biogasanlagen. Vor drei Jahren hat das Unternehmen eine Anlage
entwickelt, die in jeden Garten passt. Wie es dazu kam und wer von der Kleinstanlage
profitiert.
Von Claudia Lohmann
Bild oben: Absolventen
des Biogaslehrgangs
„Biogas Tutorium“
mit ihren Teilnahmezertifikaten
an der
Pazifikküste Nariños.
Am Anfang stand so etwas wie eine Wette.
2012 wollte Christoph Spurk, Mitbegründer
und Geschäftsführer der ÖKOBIT
GmbH, seine Kollegen von der Technik
davon überzeugen, dass sich mit wenigen
Basiskomponenten eine so schlichte wie kostengünstige
Biogasanlage entwickeln lässt. Auslöser für die
interne Diskussion war das im selben Jahr novellierte
EEG mit seiner Förderung für 75-kW-Anlagen. Schnell
war auch bei ÖKOBIT allen klar, dass die viel kleineren
Gülle- und Mistanlagen technologisch angepasst werden
mussten, um wirtschaftlich zu sein.
Doch welche Komponenten in welcher Qualität sind
eigentlich für eine effiziente Low-Tech-Biogasanlage
unverzichtbar? Spurk, selbst Diplom-Ingenieur der
Versorgungstechnik, Abfallexperte und seit 16 Jahren
mit ÖKOBIT im Hochtechnologiebusiness, beschloss,
technologisch noch einmal ganz von vorne anzufangen.
Während seine Kollegen sich auf die EEG-konforme
Anlagenentwicklung konzentrierten, begann der Kopf
des Unternehmens in seiner Freizeit zu forschen. Dabei
ging es ihm nicht darum, Alternativen zur 75-kW-
Anlage zu entwickeln.
Als Biogasprofi der ersten Stunde wusste Spurk, dass
das Grundprinzip der Methanerzeugung aus organischen
Abfällen bereits mehrere tausend Jahre alt ist.
Auch, dass etwa in Indien und Nepal bereits – eher
weniger als mehr – funktionierende Kleinstanlagen betrieben
werden, war bekannt. Spurk fand heraus, warum
keiner der drei gängigen Anlagentypen zum Erfolgsmodell
geworden ist: Probleme gibt es mit Korrosion
und damit Gasverlusten und Schwankungen beim Gasdruck.
Hohe Materialkosten sowie hohe Aufwände für
Transport und Wartung lassen die vorhandenen Lösungen
suboptimal ausfallen. Zudem führt die Notwendigkeit,
Substrate zu verdünnen, zu einem wenig umweltverträglichen
und mancherorts nicht zu realisierenden
Wasserbedarf. Vor allem aber stellen Sinkschichten im
Behälter ein funktionales Defizit dar und verringern die
Gasausbeute erheblich.
Das Fazit seiner Recherche lautete: Die zukünftige
ÖKOBIT-Kleinstanlage muss leicht zu transportieren,
zu errichten und zu betreiben sein. Sie muss einen geringstmöglichen
Verschleiß aufweisen. Und: Ein Rühraggregat
ist unverzichtbarer Bestandteil jeder gut funktionierenden
und effizienten Anlage. Mit einem Satz
einfacher Komponenten, die, wenn möglich, überall
auf der Welt verfügbar sein sollten, wollte Spurk seine
Minianlage ausrüsten. Das Vorbild für sein Rühraggregat
fand er im Museum, in Trier.
Test im eigenen Garten
Die meisten Komponenten einer HoMethan (von
„home“ und „Methan“) – so der Name der patentierten
90

Biogas Journal | 1_2017 International
Mini-Biogasanlage – sind, einschließlich der Sicherheitstechnik,
in jedem Baumarkt erhältlich. Einzig
der Fermentersack ist eine Speziallösung der ÖKOBIT
GmbH. Im Frühjahr 2013 war es Zeit für einen Test,
und Christoph Spurk errichtete den Prototypen seiner
Anlage einfach im eigenen Garten. Eine Grube wurde
ausgehoben und mit der Spezialfolie abgedeckt. Der so
entstandene Erdfermenter wurde mit Rasenschnitt gefüttert.
Da der Installationsmonat Mai noch relativ kühl
ausfiel, begann die „Gasernte“ erst im Juni. „Eines
Abends kam meine Tochter aus dem Garten in die Küche
und sagte: „Wir haben Gas!“, erinnert sich Spurk.
Vermittelt durch die RLP AgroScience GmbH, einer
landeseigenen gemeinnützigen Gesellschaft in Rheinland-Pfalz,
entstand ein Kontakt zwischen ÖKOBIT
und Colácteos, einer landwirtschaftlichen Kooperative
in Pasto, Region Nariño, Kolumbien. Colácteos interessierte
sich sehr für HoMethan, weil sie hofften, damit
in der Region gleich mehrere Probleme zu lösen. Einerseits
waren die Bauern bisher auf Energieimporte angewiesen.
Lokales Kapital wanderte in die Beschaffung
teurer fossiler Brennstoffe wie Flüssiggas oder Diesel
sowie Düngemittel. Gleichzeitig litten die Wälder von
Páramo la Paja Blanca unter dem Brennholzbedarf
zur Wärmeerzeugung. Andererseits wurde erhebliches
Biomasse-Potenzial verschwendet, was zudem zu Umweltproblemen
führte – denn die Arbeiter auf den Farmen
kippten die Gülle aus der Tierhaltung einfach in
die Umgebung. Ein Abfallmanagement existierte nicht.
Fotos: Ökobit
Technologie- und Wissenstransfer
In Nariño musste sich also dringend etwas ändern.
Gemeinsam mit der deutschen sequa gGmbH und der
kolumbianischen Berufsbildungseinrichtung SENA
Regional Nariño wurde ein zweijähriges, aus DeveloPPP-Mitteln
des BMI gefördertes Projekt entwickelt.
Von zentraler Bedeutung für das zwischen 2014 und
2016 realisierte Vorhaben war neben der Installation
und Inbetriebnahme mehrerer HoMethan-Anlagen
der Know-how-Transfer. Im Rahmen eines Train-The-
Trainers-Biogas-Tutoriums schulte ÖKOBIT gemeinsam
mit SENA drei Tage lang vor Ort zunächst zehn Lehrer
theoretisch und praktisch. Diese gaben ihr Wissen später
an ihre Auszubildenden weiter, denn so schnell wie
möglich sollten lokale Fachkräfte die Kleinstanlagen
selbstständig errichten, betreiben und warten können.
Biogasproduktion auf 3.000 Metern Höhe
HoMethan wird ausschließlich mechanisch betrieben
und benötigt solare Strahlung, damit sich das Substrat
im Inneren des Erdfermenters erwärmt. Bei einer
Fermentertemperatur von 22 Grad Celsius beginnt die
stabile prozessbiologische Methanproduktion. Von den
zehn zwischen 2014 und 2016 installierten Anlagen
wurde eine beim Centro Agroindustrial y Pesquero, dem
auf null Höhenmetern gelegenen Schulungszentrum
der SENA in Pasto, aufgestellt. Die übrigen neun Anlagen
errichteten die nunmehr ausgebildeten lokalen
Mitstreiter in landwirtschaftlichen Betrieben auf 2.600
bis 3.300 Metern über dem Meeresspiegel.
HoMethan musste an die Bedingungen in den Anden
angepasst werden, denn für eine kontinuierliche Gasproduktion
waren die Temperaturen in dieser Höhe
nicht ausreichend.
Doch auch dafür hatte Christoph Spurk bereits in seinem
Garten mit einer Wintervariante vorgesorgt. Seine
Gärgrube hatte im Herbst eine einfache Dämmung erhalten
und obendrauf stand nun ein kleines Treibhaus
aus Folie und Holzlatten. Genau so eines bekamen
auch die hochgelegenen HoMethan-Anlagen in der Region
Nariño.
ÖKOBIT baute die erste HoMethan-Biogasanlage in
Pasto auf und begleitete noch drei weitere Projekte.
Ab der zweiten Anlage übernahm die Kooperative die
Installation. Zwei der drei Anlagen wurden von Auszubildenden
errichtet und in Betrieb genommen. Der angestrebte
Know-how-Transfer war also gelungen. Und
auch die Unabhängigkeit von Baumaterial und Komponenten
aus Deutschland wurde, wie vorgesehen, erreicht;
nur die spezielle Abdeckfolie wurde aus Föhren
importiert.
Die zehn HoMethan-Anlagen wurden an ihren jeweiligen
Standort angepasst. Wie alle ÖKOBIT-Biogasan-
Oben: Betrieb der Kleinanlage
in der Berufsbildungseinrichtung
SENA
Centro Lope in Pasto im
Bezirk Nariño auf 2.658
Metern Höhe.
Unten: In einem
Lehrgang werden die
Kursteilnehmer in Sachen
Biogaserzeugung
geschult.
91

International
Biogas Journal | 1_2017
Blick über die Farm
Chambacú auf 3.266
Metern Höhe in der
Nähe von Pasto, Bezirk
Nariño.
Biogasanlage auf der
Farm San Rafael auf
3.136 Metern Höhe in
Guachucal im Verwaltungsbezirk
Nariño.
lagen ist auch die neue Kleinstanlage substratflexibel
ausgelegt. Das heißt, es können sowohl Gülle als auch
organische Abfälle und selbst aus europäischer Sicht
exotische landwirtschaftliche Restprodukte wie Kaffeebohnenschalen
eingesetzt werden.
Großer Nutzen für kleine Betriebe
Die Vorteile für die kolumbianischen Agrarbetriebe
liegen auf der Hand, wie das Beispiel eines Milchproduktionsbetriebs
zeigt: HoMethan produziert hier bei
200 Kilogramm Gülle-Eintrag täglich 5 Kubikmeter
Biogas. Das entspricht monatlich etwa 75 Kilogramm
Flüssiggas oder 90 Litern Diesel. Das Gas wird in der
Hauptsache zum Kochen (bis zu 10 Stunden täglich)
oder zur Erwärmung von Wasser zum Waschen und Putzen
eingesetzt. Zusätzlich kann der Milchbauer pro Tag
etwa 200 Kilogramm Bio-Düngemittel produzieren.
Zu einem durchschnittlichen Bauernhof der Kooperative
gehören 4 bis 5 Hektar Weideland und Getreideanbauflächen
sowie ein Gemüse- und Ziergarten.
Die Gärreste werden auf diesen Flächen ohne weitere
Behandlung als Dünger eingesetzt. Mit großem Erfolg:
„Unsere Viehweiden sind viel grüner und die Graswurzeln
sind länger und stärker. Und die ‚Palomilla de la
Papa‘ (Südam. Tomatenmotte) ist
verschwunden“, berichtet Jorge Meneses,
Mitglied der Genossenschaft
Colácteos, über die Verbesserungen
auf seiner Farm La Pradera auf
3.266 Metern Höhe.
Und auch die aus der ungeregelten
Mist- und Gülle-Entsorgung
resultierenden Probleme, wie die
Geruchsbildung, wurden gelöst.
Albeyro Quintero ist ebenfalls Mitglied
der Genossenschaft Colactèos
und betreibt die Farm El Imacal auf
3.013 Metern Höhe. Er berichtet
von weiteren Vorteilen: „Der Rauch
in der Küche ist verschwunden, seit wir Biogas statt
Holz verwenden – und wir sind jetzt unabhängig von
der Gasversorgung. Außerdem habe ich den Biodünger
für Gras, Getreide, Gemüse und Blumen verwendet.
Die Erträge sind ähnlich wie beim Mineraldünger. Der
Kreislauf wurde einfach geschlossen.“
Anfängliche Widerstände wurden
überwunden
Die Amortisationszeit für eine HoMethan-Anlage lag
im Projekt durch LPG- und Düngereinsparungen bei
durchschnittlich 18 Monaten.
Bis zu all diesen bemerkenswerten Ergebnissen war es
technologisch ein vergleichsweise kurzer, kulturell jedoch
ein etwas längerer Weg, berichtet Projektmanagerin
Montserrat Lluch Cuevas: „Es bestand zunächst die
Herausforderung, unsere Technologie in den landwirtschaftlichen
Prozess zu integrieren und die Menschen
vor Ort davon zu überzeugen.“
Die Arbeiter auf den Höfen sträubten sich anfangs gegen
eine geregelte Sammlung von Mist und Gülle. Erst
als die erste HoMethan-Anlage Gaserträge brachte, war
das Eis gebrochen. Von da an waren alle Beteiligten mit
Begeisterung dabei. „Für ÖKOBIT geht es nicht zuletzt
um die Mission“, verdeutlicht Christoph Spurk, „über
Kleinstanlagen lässt sich das Bewusstsein für den enormen
Nutzen von Biogasanlagen in Schwellenländern
schärfen. Auf diese Weise können wir, so unsere Hoffnung,
zukünftig auch neue Märkte für unsere Hochtechnologielösungen
erschließen.“
Ein Folgeprojekt in Kolumbien wurde bereits vereinbart:
Gemeinsam mit SENA wird ein nachhaltiges
Wohnhaus einschließlich Biogasanlage errichtet.
Autorin
Claudia Lohmann
Gaudystr. 22
10437 Berlin
Tel. 01 78/1 66 49 40
E-Mail: direktion@textheim.de
92

Biogas Journal | 1_2017 International
GÄRRESTTROCKNER
Bis zu
€ 100.000,–
KWK-Bonus im
Jahr, gesetzlich
gesichert!
Made in Germany, langlebig, wartungsarm.
4 Disco-King-Modelle: 280, 400, 560 oder 800 kW.
Schon über 50 Gärresttrockner im Einsatz.
www.biowatt.de • Tel 040 60533608 • Plug and dry!
Bautenschutztechnik
Recht. Engagiert. MASLATON.
www.michael-kraaz.de
Auch aus Steinen,
die einem in den
Weg gelegt werden,
kann man etwas
Schönes bauen.
nach Erich Kästner
Dr. Christoph Richter
Schubboden-
Trockner
Separatoren
Silo- und Gasanlagen
mit Ökopox-Lackierung
säure- / chemikalienbeständig
T e l . : 0 8 2 3 7 / 9 6 0 2 0
www.polysafe.de
Siebkörbe
Gärrest-Trockner Disco-King
Tel. 05132/588663
Gaslösungen von APROVIS Energy Systems
Intelligent, individuell, kompetent
Systemlösungen aus einer Hand
von 7kW bis 2.000kW
FriCon Gasentfeuchtung
ActiCo Aktivkohlefilter
Gaswärmetauscher
Verdichtereinheiten
Wartung & Service
91746 Weidenbach-Triesdorf · Tel.: +49 (0) 9826 / 6583 - 0 · info@aprovis.com
www.aprovis.com
Wolf Power Systems, Industriestr.1,
D-84048 Mainburg, Tel.: 08751/74-0,
wolf-power-systems.de
93

Aus der
Verbandsarbeit
Bericht aus der Geschäftsstelle
Biogas Convention
erfolgreich veranstaltet
In den verschiedenen Fachreferaten des Fachverbandes
Biogas e.V. nehmen die Beratungsanfragen weiter stark zu.
Das liegt nicht nur an dem seit Jahresbeginn neu in Kraft
getretenen EEG, sondern auch an thematischen Baustellen
wie TA Luft, dem Entwurf der NElE-Verordnung des BMWi,
dem neuen Energiepaket der EU oder der Erstellung neuer
Merkblätter und Stellungnahmen.
Von Dr. Stefan Rauh und Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk
Die Verbandsarbeit war in den zurückliegenden Wochen sehr stark
durch die Vorbereitung und Durchführung der Biogas Convention
im Rahmen der EnergyDecentral in Hannover geprägt. Eine umfangreiche
Berichterstattung zu den Inhalten der Tagung finden
Sie ab Seite 18. Erstmals wurde die traditionelle Jahrestagung
des Fachverbandes Biogas e.V. in Kooperation mit der Deutschen Landwirtschafts-Gesellschaft
in dieser Form durchgeführt.
Im Ergebnis zeigen die zahlreichen Diskussionen in den Plenumsveranstaltungen,
Workshops und ebenfalls am Rande stattgefundener Gremiensitzungen
des Verbandes, dass die Biogasbranche einen sehr großen Informationsund
Beratungsbedarf hat. Dies war auch auf der Messe zu spüren. Sowohl
am neu konzipierten Stand des Fachverbandes mit noch mehr Platz zum
Austausch als auch an den Ständen der anderen Aussteller wurde angeregt
diskutiert und wurden neue Erkenntnisse gesammelt.
Der Fachverband wird diesen Bedarf und Wissensdurst aufgreifen und durch
geeignete Formate und Veranstaltungen bedienen. Schlussendlich muss die
Branche die nächste Zeit nutzen, um sich für die kommenden – nicht einfachen
– Jahre fit zu machen.
Fachverband geht erste Schritte zur Service-Gesellschaft
Die im Rahmen der letzten Mitgliederversammlung beschlossene Gründung
einer Service-Gesellschaft wurde im Oktober zur Umsetzung gebracht. Voraussichtlich
ab Januar 2017 bietet der Fachverband Biogas über die Fachverband
Biogas Service GmbH Beratungen, Schulungen und sonstige Dienstleistungen
an. Sämtliche Dienstleistungen werden in Abstimmung mit den
relevanten Gremien im Fachverband abgestimmt. Als erste Aktivitäten sind
Intensivschulungen zum Thema „Ausschreibungen“ geplant.
94

Engagiert. Aktiv. Vor Ort. Und in Berlin: Der Fachverband Biogas e.V.
Das Referat „Hersteller und Technik“ hat
sich in den vergangenen Wochen intensiv
mit dem Entwurf einer Verordnung zum
Nachweis von elektrotechnischen Eigenschaften
von Energieanlagen (NElEV) des
BMWi auseinandergesetzt. Im Rahmen
dieser Verordnung soll zukünftig die Zertifizierungspflicht
für Erzeugungseinheiten
und -anlagen in der Mittelspannungsebene
rechtsverbindlich vorgeschrieben werden.
In seiner Stellungnahme hat sich der Fachverband
Biogas e.V. sehr kritisch zum geplanten
Verordnungsentwurf geäußert,
da neben der Unverhältnismäßigkeit der
Sanktionen bei Nichtvorliegen eines Zertifikates
vor allem der Zeitpunkt des geplanten
Inkrafttretens der NElEV große Probleme
für die Branche bedeuten kann. So soll
die Zertifizierungspflicht am 1. Juli 2017
bindend werden, ohne Gewähr, dass die
neuen technischen Richtlinien dafür bis
dahin fertiggestellt sind. Das gemeinsam
vom Fachverband Biogas, der DWA und der
DVGW entwickelte Merkblatt DWA M-377/
DVGW G 436-1 „Biogas-Speichersysteme,
Sicherstellung der Gebrauchstauglichkeit
und Tragfähigkeit von Membranabdeckungen“
ist inzwischen im Weißdruck veröffentlicht
worden. Mitglieder des Fachverbandes
Biogas können das Merkblatt zu
ermäßigten Konditionen beziehen. Hierzu
werden wir in den nächsten Tagen eine Information
an alle Mitglieder verschicken.
Novelle der TA Luft
Im Zuge der Novelle der TA Luft hat der
Fachverband Biogas unter Federführung
des Referates Genehmigung eine umfassende
Stellungnahme erarbeitet, die am 2.
Dezember 2016 fristgerecht beim BMUB
eingereicht wurde. Zur Vorbereitung der
Stellungnahme und der am 6. Dezember
2016 stattgefundenen Anhörung der beteiligten
Kreise fanden diverse Gespräche und
Abstimmungen mit den internen Gremien
sowie anderen Verbänden – insbesondere
mit dem deutschen Bauernverband (DBV),
dem Verband Deutscher Maschinen- und
Anlagenbau e.V. (VDMA) sowie den Verbänden
der Abfallwirtschaft statt. Die Stellungnahme
ist auf der Webseite des Fachverbandes
Biogas abrufbar.
Neben der TA Luft beschäftigte sich das
Referat Genehmigung auch mit der Erstellung
einer kritischen Stellungnahme zum
Entwurf des Landesentwicklungsplans
Nordrhein-Westfalen. Hier drohen massive
Einschränkungen und Probleme für die
Weiterentwicklung von bestehenden privilegiert
im Außenbereich errichteten Biogasanlagen.
Weiterhin „abwarten!“ heißt es
im Hinblick auf die AwSV – denn ein neuer
Entwurf der Düngeverordnung liegt weiterhin
nicht vor. Der Fachverband Biogas e.V.
hat aber zum Umweltbericht über die in der
Düngeverordnung geplanten Maßnahmen
über das Referat Abfall, Düngung und Hygiene
eine Stellungnahme eingereicht. Diese
ist ebenfalls auf der Homepage zu finden.
Merkblätter und Arbeitshilfen
werden überarbeitet
Die Arbeit im Referat „Qualifizierung und
Sicherheit“ war geprägt von zahlreichen
Mitgliederanfragen in Bezug auf Qualifikationsanforderungen
beim Betrieb von
Biogasanlagen und Biomethananlagen
sowie sicherheitsrelevanten Details wie
Ex-Zonen-Einteilung, Sicherheitsabstände
usw. Über den Schulungsverbund Biogas
konnten inzwischen über 4.000 Betreiber
beziehungsweise verantwortliche Personen
von Biogasanlagen erfolgreich geschult
werden.
Derzeit arbeiten diverse Arbeitsgruppen im
Rahmen des AK Sicherheit an der Ausgestaltung
neuer Arbeitshilfen, die den Betreibern
die Umsetzung der rechtlichen
Vorgaben erleichtern sollen. Zum einen
wird das Merkblatt M-001 Brandschutz auf
Biogasanlagen derzeit komplett überarbeitet.
Darüber hinaus arbeiten die Arbeitsgruppen
an Arbeitshilfen zur Umsetzung
der Vorgaben hinsichtlich arbeitsmedizinischer
Prävention, der Installation geeigneter
Prozessleittechnik sowie der Ausgestaltung
des Sicherheitsfachberaters.
Veröffentlichung einer
internationalen Sicherheitsbroschüre
sowie eines Branchenführers
für Güllekleinanlagen
Mit der finanziellen Unterstützung durch
die Deutsche Gesellschaft für Internationale
Zusammenarbeit (GIZ) konnte das Referat
Qualifizierung und Sicherheit in Kooperation
mit dem Referat Internationales die
Sicherheitsbroschüre „Safety first! Guidelines
for the safe use of biogas technology“
erstellen. Diese bisher nur auf Englisch verfügbare
Sicherheitsbroschüre gibt weltweit
anwendbare Empfehlungen hinsichtlich
des sicheren Betriebs von Biogasanlagen.
In der ersten Jahreshälfte 2017 wird die
Broschüre in weitere vier Sprachen (Spanisch,
Französisch, Portugiesisch und Indonesisch)
übersetzt. Die Broschüre sowie
weitere Informationen sind auf der Webseite:
www.biogas-safety.com abrufbar.
Ebenfalls im Rahmen der Biogas Convention
wurde der Branchenführer für Güllekleinanlagen
veröffentlicht. Darin werden
in aller Kürze die Rahmenbedingungen
für kleine Biogasanlagen auf der Basis von
Gülle und Mist skizziert. Im folgenden Teil
zeigen Hersteller erfolgreich umgesetzte
Projekte aus der Praxis. Damit liegt endlich
Immer wenn wir Energie brauchen, kann Biogas liefern:
Bei Tag und Nacht, bei Wind und Wetter.
Regional. Verlässlich. Klimafreundlich. Biogas kann‘s!
95

Verband
Biogas Journal | 1_2017
Vorne: Dr. Claudius da Costa Gomez (links), Hauptgeschäftsführer des Fachverbandes Biogas
e.V., unterzeichnete am Rande der Biogas Convention in Hannover den Kooperationsvertrag.
Rechts neben ihm setzt Jens Elsner, Senior Manager EZ-Scout-Programm bei der Deutsche
Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ), seine Unterschrift unter den Vertrag.
Der Kooperationsvertrag besiegelt die Verlängerung der Zusammenarbeit/Kooperation zwischen
dem Fachverband und der GIZ.
Dahinter stehen, von links: Fachverbands-Vizepräsident Hendrik Becker, Fachverbandspräsident
Horst Seide, Bernhard Zymla, KC-Leiter Energie und Verkehr bei der GIZ, und Clemens
Findeisen, EZ-Scout im Fachverband Biogas e.V.
eine Broschüre vor, die Landwirten mitgegeben werden
kann, die sich für den Bau solcher Anlagen interessieren.
Auf der EuroTier/EnergyDecentral fand sie bereits
reißenden Absatz.
Energiepaket der EU-Kommission
veröffentlicht
Die EU-Kommission veröffentlichte am 30. November
2016 ihr Energiepaket, mit dem die Energiepolitik
Europas neu ausgerichtet werden soll. In einer ersten
Bewertung des Referates Internationales muss jedoch
festgehalten werden, dass das Paket einige maßgebliche
Schwächen aufweist und die Chance verpasst,
die Erneuerbaren Energien in Europa weiter voranzubringen.
Insbesondere die Einschränkungen beim Einspeisevorrang
und fehlende Mechanismen zur Zielerreichung
des 27-Prozent-Anteils von Erneuerbaren Energien
bis 2030 sind als sehr problematisch einzuschätzen.
Dies gilt auch für die verpflichtenden grenzüberschreitenden
Ausschreibungen, die die unterschiedlichen
Bedingungen der Länder nicht angemessen genug berücksichtigen.
Zudem sind die Ausbaupfade im Wärme-
und Kältesektor sowie im Transportsektor äußerst
unambitioniert. In den zuständigen Verbänden auf
europäischer und nationaler Ebene (EBA, EREF, BEE,
FvB usw.) wird das Paket sowie der weitere Umgang
damit intensiv erörtert.
Foto: Isabel Winarsch
Bei diversen AHK-Geschäftsreisen und Vorträgen
(zum Beispiel in Thailand, USA, Brasilien, Kolumbien,
Slowakei und Simbabwe) konnten Mitarbeiter des
Referates Internationales über die Deutsche Biogaswirtschaft,
den Fachverband Biogas und die Erfahrungen
in Deutschland berichten. Während der BIOGAS
Convention hatte der Fachverband Biogas zusammen
mit dem Indischen Biogasverband (IBA) eine Delegationsreise
für Vertreter der Regierung und Wissenschaft
aus Indien organisiert. Die Delegation war eine ganze
Woche in Deutschland, in der sie Biogasanlagen,
Forschungsinstitutionen und die Biogas Convention
besucht haben.
Mitgliederservice im Dauereinsatz wegen
Stromsteuer und Nachhaltigkeitsnachweis
beim Zündöl
Die Novelle des EEG 2017 sorgt bereits für Arbeit im
Mitgliederservice. Unter anderem soll rückwirkend
zum 1. Januar 2016 eine Regelung greifen, nach der
sich EEG-Vergütung und Stromsteuerbefreiung bei
kaufmännisch-bilanzieller Stromeinspeisung entgegenstehen.
Die katastrophale Folge für die betroffenen
Betreiber ist, dass für diesen Strom die Vergütung
entfällt.
Da das EEG und das Stromsteuergesetz nicht abgestimmt
sind, gibt es keine einfache Lösungsmöglichkeit.
Das Referat Energierecht und -handel steht im
intensiven Austausch mit dem Bundeswirtschaftsministerium,
um „die Kuh vom Eis zu bekommen“. Aufgrund
der großen Tragweite des Problems fragen zahlreiche
Betreiber im Mitgliederservice an. Momentan
deutet sich eine Lösung über das EEG-Änderungsgesetz
an, die jedoch nicht einfach ist und entsprechend
für eine hohe Anzahl an Mitgliederanfragen sorgen
wird.
Eine weitere Regelung des EEG 2017 wirft ebenfalls
ihre Schatten voraus. Betreiber, die Biodiesel oder
Pflanzenöl einsetzen, müssen ab Beginn des kommenden
Jahres nachweisen, dass ihr Zündöl nachhaltig ist.
Die Nachweisführung erfordert neben einer Registrierung
bei der Bundesnetzagentur auch die Beantragung
eines Nabisy-Kontos bei der BLE (Bundesanstalt für
Landwirtschaft und Ernährung). In beiden Fällen konnte
der Mitgliederservice wertvolle Hinweise geben.
Autoren
Dr. Stefan Rauh
Geschäftsführer
Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk
Geschäftsführer
Fachverband Biogas e.V.
Angerbrunnenstr. 12 ∙ 85356 Freising
Tel. 0 81 61/98 46 60
E-Mail: info@biogas.org
96

Biogas Journal | 1_2017 Verband
Mathias Waschka
Beratung und Vertrieb
für landwirtschaftliche Erzeugnisse
Trocknungstechnik bis 1,5 MW
Mobil schallged. Varianten
bis 500 kW 45 dB(A)
Schubboden-Trocknungscontainer
Tel.
Fax
Mobil
info@m-waschka.de
www.m-waschka.de
04482 - 908 911
04482 - 908 912
0151 - 23510337
97

Verband
Biogas Journal | 1_2017
Regionalgruppe Mecklenburg-Vorpommern
Von den vielen kleinen Leuten
an vielen kleinen Orten
Ein afrikanisches Sprichwort lautet:
„Wenn viele kleine Leute an
vielen kleinen Orten viele kleine
Dinge tun, können sie das Gesicht
der Welt verändern.“ Der
Leitspruch der 10. Internationalen Konferenz
für nachhaltige Regionalentwicklung
im Solarzentrum Mecklenburg-Vorpommern
in Wietow bei Wismar begleitet die
Biogasbranche eigentlich von Beginn an.
Das ist durch die Entwicklung des Biogassektors
beginnend mit der ersten Biogasanlage
im Jahre 1996 in Mecklenburg-Vorpommern
belegt.
Die Biogasszene hat evolutionäre Fortschritte
gemacht. Mehr als das: Selbstbewusst
haben wir die Erfolge beim Übergang
von fossilen zu Erneuerbaren Energie auch
in Mecklenburg-Vorpommern registriert.
Das belegt der Anteil Erneuerbarer Energien
am Primärenergieverbrauch mit über 25
Prozent und am Bruttostromverbrauch mit
über 50 Prozent. Die Arbeit der Regionalgruppe
konnte bisher ein wichtiger Unterstützer
dieser Entwicklung sein.
In den 17 Jahren ihres Bestehens, die mit
der Gründung am 11. September 1999 begann,
konnte sie von dem stetigen Aufstieg
profitieren. Zur Landwirtschaftsausstellung
MELA in Mühlengeez bei Güstrow am 17.
September 2016 konnte auf die genau genommen
888 Wochen marketingwirksam
aufmerksam gemacht werden. Jetzt sind
die vielen kleinen Leute an vielen Orten
gefragt. Wir erkennen, dass die Biogasnutzung
noch flexibler und noch besser für die
Wärmebereitstellung genutzt werden kann.
Die Wertschöpfungskette lässt vielfältige
Speichermöglichkeiten zu. Viehhaltung
und Feldwirtschaft können organisch kombiniert
werden, ohne dass wir bestimmte
Pflanzen allein als Energiepflanzen verstehen.
Die Möglichkeiten sind vielfältig, die rechtlichen
Rahmenbedingungen eher nicht.
Deshalb ist die Mobilisierung regionaler
Einsatzmöglichkeiten zu unterstützen.
Unsere Potenziale: Erneuerbarer Strom vor
Ort, eine leistungsfähige Landwirtschaft,
maritime Traditionen im Maschinenbau
und qualifizierte Menschen. Das erfordert
eine wirkliche Vernetzung auch dieser Potenziale.
Also an vielen kleinen Orten viele
kleine Dinge tun. Die afrikanischen Wahrheiten
sollten wir mehr in den Mittelpunkt
stellen.
Autor
Dr. Horst Ludley
Regionalgruppensprecher
Bützower Str. 1a · 18239 Hohen Luckow
Mobil: 01 75/162 13 94
E-Mail: HLudley@t-online.de
Regionalgruppe Niederbayern
42. Biogasstammtisch in Rottersdorf
Der 42. Niederbayerische Biogasstammtisch,
der am 8. November
in Rottersdorf bei Landau
gemeinsam von C.A.R.M.E.N.
e.V. und der Regionalgruppe
Niederbayern des Fachverbandes Biogas
e.V. veranstaltet wurde, fand unter den Betreibern
große Resonanz. Über 100 Besucher
nutzten die Gelegenheit, sich fachlich
mit Berufskollegen auszutauschen und in
mehreren Vorträgen über aktuelle Themen
zu informieren.
Nach der Begrüßung und Einführung durch
den Regionalgruppensprecher Franz Winkler
beschäftigten sich die ersten beiden Vorträge
mit der Zuckerrübe. Markus Klein von
der Südzucker AG stellte das Angebot seiner
Firma dar, an Biogasanlagenbetreiber vertraglich
vereinbarte Mengen an Zuckerrüben
zu liefern. Als vorteilhaft stellte er insbesondere
die aufgrund der Jahresverträge
hohe Flexibilität sowie den angestrebten
Vertragsabschluss bis spätestens Ende März
heraus, was eine Planung der Maisaussaat
noch ermöglichen würde. Daran anschließend
berichtete Sebastian Schaffner von
der KWS Saat AG über Vor- und Nachteile
des Zuckerrübenanbaus für Biogasanlagen
und gab den Betreibern wertvolle Tipps zur
passenden Ernte- und Konservierungstechnik.
Im Hauptvortrag des Abends stellte
Rechtsanwalt Dr. Helmut Loibl von der Regensburger
Kanzlei Paluka Sobola Loibl &
Partner verschiedene Möglichkeiten zur Optimierung
von Biogasanlagen unter Berücksichtigung
der durch das EEG vorgegebenen
Rahmenbedingungen vor. Ausgangspunkt
seiner Ausführungen war, dass Bestandsanlagen
spätestens nach 20 Jahren in das sogenannte
Ausschreibungsregime wechseln
müssen, um im Rahmen des EEG weiter
betrieben werden zu können.
Angesichts des im Regelfall deutlich unter
der bisherigen Vergütung liegenden maximalen
Gebotspreises plädierte er dafür, zusätzliche
Einnahmequellen zu erschließen.
Hier standen für ihn nennenswerte Wärmeverkaufseinnahmen
und der Flexibilitätszuschlag
im Mittelpunkt. Er riet zu prüfen, ob
statt der üblichen doppelten Überbauung
nicht auch eine höhere bis zu fünffache
Überbauung infrage kommen könnte, da
hierdurch bei einer 500-kW-Anlage Einnahmen
bis zu 100.000 Euro zu erzielen seien.
Auch rechnete er vor, dass der optimale
Zeitpunkt für die erstmalige Teilnahme an
Ausschreibungen vier Jahre vor Ende der
Vergütungsdauer sei. Vor dem Hintergrund
der drohenden Erhöhung des erforderlichen
Gärproduktlagerraums brachte er eine Leistungsreduzierung
ins Spiel. Schließlich ging
er noch auf verschiedene von ihm konkret
erlebte Szenarien ein, die für Betreiber zum
rückwirkenden Verlust der Vergütung, teilweise
in Millionenhöhe, führen können. Die
Hauptgefahren, so Loibl, liegen hier in versäumten
Meldepflichten ins Anlagenregister
der Bundesnetzagentur, Nichterfüllung
der technischen Anforderungen des Einspeisemanagements
sowie in bestimmten
Teilbereichen der Stromsteuerbefreiung.
Text: C.A.R.M.E.N. e.V.
98

Biogas Journal | 1_2017 Verband
Regionalgruppe Nordrhein-Westfalen
MdBs informierten sich vor Ort
Auf Einladung des Regionalgruppensprechers
des Fachverbandes
Biogas in NRW, Hendrik
Keitlinghaus, diskutierten der
energiepolitische Sprecher der
CDU/CSU-Bundestagsfraktion, Thomas
Bareiß, und der CDU-Bundestagsabgeordnete
Reinhold Sendker in einem Experten-
Treffen der regionalen Bioenergie-Branche
mit zahlreichen Landwirten aus dem Kreis
Warendorf. Thema war neben der Reform
des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG)
vor allem die Verknüpfung von Landwirtschaft
und Bioenergie. Gemeinsam mit
weiteren Praktikern der Bioenergie wurden
zuvor zwei Projekte in Bad Waldliesborn
und Delbrück besichtigt. Man könne
hier hervorragend erkennen, welch große
Potenziale die Bioenergie biete und wie
vorbildhaft die Energiewendeziele regional
umgesetzt werden könnten. Nach Meinung
vieler ebenfalls anwesenden Wärmekunden
Regionalgruppe Schleswig-Holstein
Netzanschluss bei Flexibilisierung
Foto: Fachverband Biogas e.V.
Bildmitte: MdB Thomas Bareiß und MdB Reinhold
Sendker zu Besuch auf der Biogasanlage von
Bernhard Schültken in Delbrück.
(allein 55 im Dorf Lippling bei Delbrück)
biete die Bioenergie neue, kostengünstige
Perspektiven, sie fördere lokale Wertschöpfung
und leiste einen bedeutenden
Beitrag zur Energiewende und damit zum
Umwelt- und Klimaschutz. „Wir sehen die
Bioenergie als vollintegrierten Teil der regionalen
Energieversorgung und setzen uns
für weitere gewinnbringende Synergien
ein. Dafür erwarten wir aber auch die Unterstützung
der Politik. Mit dem aktuellen
EEG vernachlässigt man auf fatale Art und
Weise den ländlichen Raum“, so Hendrik
Keitlinghaus. Zweites Thema der Diskussion
war dann die weitergehende Verknüpfung
von Landwirtschaft und Bioenergie.
Aufgrund von Überschussproduktionen in
der Landwirtschaft kam es zuletzt zu hohen
Einkommensverlusten. Die Bioenergie
biete sich hier als zweites Standbein für
die Landwirtschaft an und stabilisiere als
äußerst flexibler Energieträger die bedarfsgerechte
Stromversorgung in Deutschland.
Mit hocheffizienten und standortangepassten
Biogasanlagen sowie einer konsequenten
Kopplung mit den Sektoren Wärme und
Mobilität könne die Bioenergie Wirkungsgrade
bis 85 Prozent erreichen.
Dieses Potenzial müsse mit einem moderaten
Netto-Zubau moderner Biogasanlagen
umfänglich ausgeschöpft und zielgerichtet
eingesetzt werden.
Autor
Hendrik Keitlinghaus
Regionalgruppensprecher
Kettelerstr. 47 · 59329 Diestedde
Tel. 0 25 20/9 31 18-0
E-Mail: info@keitlinghaus-umweltservice.de
Das EEG 2014 und auch das
EEG 2017 schreiben eines
ganz klar fest: Wer in Zukunft
Strom aus Biogasanlagen auf
den Markt bringt, muss seine
Anlage flexibel fahren können und mindestens
das Doppelte seiner installierten elektrischen
Leistung zubauen.
Viele Anlagen setzen sich mit der Vorgabe
auseinander, auch um die sogenannte
Flexprämie als Starthilfe generieren zu
können. Es zeigt sich aber immer mehr,
dass der Weg bis zur Flexibilisierung sehr
steinig sein kann. Erster Knackpunkt ist
der Netzanschluss. Der vorhandene Netzanschlusspunkt
reicht häufig nicht aus
und das EEG schreibt dem Netzbetreiber
nur vor, im angemessenen Zeitraum einen
Netzverknüpfungspunkt anzubieten. Der
kann aber schon einmal mehrere Kilometer
von der Anlage entfernt sein. Die Zuleitung
zum Anschlusspunkt muss der Betreiber
legen. Folge ist: Viele Projekte scheitern
schon an der Stelle.
Das Ministerium für Energiewende in
Schleswig-Holstein hat diese Problematik
erkannt. Die Landesregierung sieht die
Rolle von Biogas in der Energiewende als
wichtiger Partner im Bereich Flexibilisierung
und Wärme. Daher lud sie zu einem
Gespräch zwischen dem Energieversorger
Schleswig-Holstein Netz AG (SH-Netz) und
dem Fachverband Biogas ein.
Dr. Benjamin Merkt, Bereichsleiter Netzausbau
der SH-Netz sprach sich eindeutig
für Biogas als wichtiger Partner der Energiewende
aus, da die Anlagen in der Lage
seien, die volatilen Energien auszugleichen
und im Hinblick auf die Abschaltung der
konventionellen Kraftwerke wichtig für die
Netzspannung seien. Vor dem Hintergrund
muss die Flexibilisierung der Anlagen ausgebaut
werden.
Allerdings muss auch mit der gesetzlichen
Vorgabe der Wirtschaftlichkeit gearbeitet
werden. Daher ist der Anschluss einzelner
Biogasanlagen nur an einem entfernten
Einspeisepunkt möglich. Hier wäre es wichtig,
die Planungen der Anlagenbetreiber
besser zu kennen und in die Netzplanung
einzubeziehen.
Die individuellen Entscheidungen der einzelnen
Anlagenbetreiber zu bündeln, ist
nach Ansicht des Fachverbandes Biogas
schwer. Allerdings könnte eine unverbindliche
Abfrage schon sehr hilfreich für die
Planung sein. Es wurde in dem Gespräch
vereinbart, mit der Konformitätserklärung,
die jeder Betreiber bis Ende Februar abgeben
muss, eine unverbindliche Abfrage
über die Planung eines Einstiegs in die
Flexibilisierung zu erstellen, die dann von
der SH-Netz als erste Planungsgrundlage
genutzt werden kann. Im Abgleich mit
anderen EE-Anlagen kann es hier zu ganz
neuen Synergien kommen.
Autorin
Dipl.-Ing. agr. Silke Weyberg
Regionalreferentin Nord
Fachverband Biogas e.V.
99

Verband
Biogas Journal | 1_2017
Regionalgruppensprecher
Manfred Gegner verabschiedet
Regional
büro
ost
Unter dem Motto „Chancen und Risiken“
fand am 28. November die 11.
Brandenburger Biogas-Fachtagung in
der Industrie- und Handelskammer
(IHK) Potsdam statt. Der Einladung zu
der von der Brandenburger Landesregierung,
der IHK Potsdam und dem Landesbauernverband
in enger Zusammenarbeit mit dem
Fachverband Biogas organisierten Veranstaltung folgten
etwa 100 Teilnehmer, damit war die Fachtagung
sehr gut besucht.
Nach der Begrüßung durch Dr. Mathias Plöchl, BioenergieBeratungBornim
und ETI-AG Biogas, sprach
der Minister für Ländliche Entwicklung, Umwelt und
Landwirtschaft des Landes Brandenburg, Jörg Vogelsänger,
ein Grußwort. Dabei stellte der Minister unter
anderem den wichtigen Beitrag von Biogas zur Energiewende
und zum Klimaschutz heraus und ging auf neue
Herausforderungen für die Branche ein.
Dann wurde es emotional. Nach einer kurzen Einführung
in die Tagung durch Torsten Stehr, IHK Potsdam,
Fachbereichsleiter Innovation, Umwelt, Energie, wurde
der langjährige Regionalgruppensprecher des Fachverbandes
Biogas e.V., Manfred Gegner, für die Region
Berlin-Brandenburg verabschiedet. In den Dankesworten
von Minister Vogelsänger, Jörg Stehr und dem
Abteilungsleiter im Umweltministerium, Dr. Günther
Hälsig, wurde der große persönliche Einsatz von Manfred
Gegner für die Entwicklung der Biogasbranche in
Brandenburg gewürdigt.
Anerkennung fand vor allem auch die immer offene und
ehrliche Zusammenarbeit mit den Ministerien und Institutionen.
Für alle Teilnehmer sichtbar wurde die langjährige
und hervorragende Zusammenarbeit auch mit
dem Landesbauernverband Brandenburg in der Rede
des Präsidenten des LBV, Henrik Wendorff. Der Präsident
würdigte besonders den immerwährenden Einsatz
Gegners für die landwirtschaftlichen Biogasanlagen
und das Einbeziehen der Bewirtschafter von Investorenanlagen,
von denen es in Brandenburg eine große
Anzahl gibt. Die in enger Zusammenarbeit mit Dr. Karsten
Lorenz ins Leben gerufenen und inzwischen über
30 durchgeführten Betreiberstammtische bei Landwirten
spiegeln diese erfolgreiche Zusammenarbeit wider.
Einige Eckdaten aus der Biogas-Vita Manfred Gegners
wurden nochmal in dessen Dankesrede sichtbar:
ff15 Jahre ehrenamtliche Tätigkeit als Regionalgruppensprecher
in Berlin-Brandenburg, mit 184
Mitgliedern die größte Regionalgruppe im Osten.
RG-Sprecher Manfred Gegner (rechts) erhält die Glückwünsche
von Brandenburgs Bauernpräsident Henrik Wendorff.
ffVon 2001 bis 2009 Präsidiumsmitglied im
Fachverband Biogas, hier war er die Stimme
Ostdeutschlands.
ffMitarbeit an drei EEG, häufige Dienstreisen nach
Osteuropa, damit die Grundlagen mit gelegt für den
Europäischen Biogasverband und die weitere Internationalisierung
des Fachverbandes Biogas e.V.
Bis zur Wahl der neuen Regionalgruppensprecher in
2017 fungiert Manfred Gegner als Stellvertreter des
amtierenden Sprechers Gerd Hampel.
Die 11. Biogasfachtagung in Brandenburg wurde fortgesetzt
mit einem anspruchsvollen fachlichen Programm.
Der Präsident des Landesbauernverbandes
Brandenburg, Henrik Wendorff, und Dr. Karsten Lorenz
vom LBV stellten den Stand und die Perspektiven von
Biogas in Brandenburg vor. Dabei wurden auch hier die
unsäglichen Folgen der EEG 2014 und 2017 für die
weitere Entwicklung der Biogasbranche festgestellt.
Der Geschäftsführer des Fachverbandes Biogas e.V., Dr.
Stefan Rauh, ging im folgenden Vortrag „Wie weiter im
neuen EEG – EEG 2017 und das Ausschreibungsmodell“
sehr detailliert auf die neuen Herausforderungen
ein, vor denen besonders die Anlagenbetreiber stehen,
die ihre Anlagen nach dem Auslaufen der EEG-Vergütung
weiterführen wollen. Speziell die rechtlichen Fragen
des EEG 2017 ergänzte Dr. Hartwig von Bredow von
der Kanzlei von Bredow Valentin Herz Rechtsanwälte.
Den ersten Vortragsblock rundete Thorsten Birth vom
Fraunhofer Institut für Fabrikbetrieb und Automatisierung
mit seiner Sicht zu den Perspektiven von Biogas
ab. Noch vor der Mittagpause sprach Dr. Bernd Dutsch-
Foto: IHK Potsdam
100

Biogas Journal | 1_2017 Verband
Alles aus einer Hand - Ihren Anforderungen entsprechend!
Adsorber
Produktion
Flachbett- &
Schüttbettadsorber
auf Basis
nachwachsender
Rohstoffe
Kunststoff &
Edelstahl
Aktivkohle-Wechsel
kurze
Reaktionszeit
Entsorgung
inkl. Nachweis
kurze Lieferzeiten
flexible
Liefermengen
Logistik
Auslegung inkl.
Standzeitberechnung
Optimierungsberatung
Qualitätskontrolle
Service
Beladungsuntersuchung
Labor
Natürlich besser!
• Dotierte Aktivkohle
zur Entschwefelung &
Reinigung von technischen
Gasen
• entfernt zusätzlich in
einem Schritt Siloxane,
VOC´s und Mercaptane
• hergestellt in Deutschland
• lange Standzeiten, weniger
Wechsel
Sparen Sie Kohle und sichern Sie sich ihr Angebot!
AdFiS products GmbH
Am Kellerholz 14
D-17166 Teterow
Telefon: +49 (0) 3996 15 97-0
Fax: +49 (0) 3996 15 97-99
E-Mail: sales@adfis.de
web: www.adfis.de
101

Verband
Biogas Journal | 1_2017
Vollbesetzter Versammlungsraum
in Bösleben.
RG-Sprecher Erhard
Oelsner bei seiner
Eröffnungsrede.
mann vom Abfallentsorgungsverband Schwarze Elster
zur Abfallvergärung in Südbrandenburg, Dr. Sebastian
Tews von der Biothan GmbH ergänzte mit seinen Erfahrungen
mit der Abfallvergärung aus dem Landkreis
Fulda.
Zum Motto der 11. Biogasfachtagung „Chancen und
Risiken“ referierte Prof. Dr. Frank Baur, wissenschaftlicher
Leiter der IZES gGmbH aus Saarbrücken. Als
Basisvortrag vor den sich anschließenden
Praxisberichten
stellte Martin Schulze, Naturenergie
Martin Schulze, seine
mit Gerd Hampel aufwändig
erstellte Analyse der Biogasanlagen
in Brandenburg vor.
Im Ergebnis der Studie zeigte
sich, dass sich in ihrer Struktur,
Größe und den eingesetzten
Substraten ähnelnde Anlagen
tatsächlich auch ähnliche
Probleme aufweisen. Schulze
riet deshalb, in Zukunft zu
themenorientierten Stammtischen
auf der Grundlage der
Ergebnisse der Analyse einzuladen. Schulze stellte
den Praxisbericht aus dem Landwirtschaftsbetrieb in
Gartz (Oder) aus Krankheitsgründen des Referenten
selbst vor. Der zweite Praxisbericht wurde von Jürgen
Frenzel von der Agrar-GbR Wittbrietzen gehalten. Den
Abschluss der Tagung bildeten die beiden Vorträge von
Susanne Theuerl vom Leibnitz Institut für Agrartechnik
und Bioökonomie, Potsdam zu aktuellen Forschungen
im Bereich Biogas aus Sicht einer Mikrobiologin.
Im Berichtszeitraum fand eine weitere Biogas-Veranstaltung
in der ostdeutschen Region statt. Die 3.
Biogas-Fachtagung in 2016 und insgesamt jetzt schon
44. im Freistaat Thüringen wurde am traditionellen
Standort in der Bauernscheune in Bösleben veranstaltet.
Auch schon traditionell von den drei Veranstaltern
Fachverband Biogas, Regionalgruppe Thüringen (diesmal
federführend), dem Thüringer Bauernverband und
der Thüringer Landesanstalt für Landwirtschaft sehr
Fotos: Anja Nussbaum, TBV
gut organisiert und vorbereitet, folgten mehr als 120
Teilnehmer, vorwiegend Anlagenbetreiber, der Einladung.
Damit konnten die Veranstalter einen neuen
Teilnehmerrekord verzeichnen. Nach den Grußworten
des Thüringer Regionalgruppensprechers Erhard Oelsner
musste das wieder anspruchsvolle Programm leider
nach einem krankheitsbedingten Ausfall von Anton
Baumann aus Wangen umgestellt werden. Anstelle der
Ausführungen des Sachverständigen für Biogasanlagen
zum Bauzustand und Sanierungsbedarf von Biogasanlagen
und der Bedeutung der vorbeugenden Wartung für
einen optimalen Betriebszustand sprach Dr. Gerd Reinhold
von der TLL Jena zu ersten Ergebnissen der aktuellen
Thüringer Betreiberumfrage zur Wärmenutzung und
zu Handlungsoptionen aus der Anschlussförderung im
EEG 2017.
Weitere Vorträge wurden von Robert Wagner,
C.A.R.M.E.N. e.V. Straubing, zum Thema „ORC-Technik
– Wirtschaftlichkeit und Grenzen“ und Dr. Jürgen
Müller, TLL Jena, zu Betriebszweigabrechnung und
-vergleich von Biogasanlagen gehalten. Nach der Pause
sprach Thorsten Breitschuh, BELANU Werdershausen,
über Effizienzreserven in landwirtschaftlichen Biogasanlagen,
er wertete hierbei auch Umweltgutachten aus.
In jeder folgenden Biogas-Fachtagung soll zukünftig ein
Erfahrungsbericht eines Anlagenbetreibers zum Vortrag
kommen. In Bösleben sprach Sylvio Key, Agra-Milch
e.G. Frohndorf, über seine Erfahrungen aus mehr als 10
Jahren Anlagenbetrieb.
Eine gewohnt angeregte Diskussionsrunde folgte, operative
Fragen wurden angesprochen. Hierbei bekam
auch Uwe Welteke-Fabricius, Die Flexperten, Kassel,
die Gelegenheit, Inhalte der neu gestarteten Flex-Info-
Tour vorzustellen, die am 6. Dezember auch in Bad
Klosterlausnitz Station machte. Nach dem Schlusswort
durch Erhard Oelsner und dem gemeinsamen Mittagessen
fand das Regionalgruppentreffen der RG Thüringen
statt. Thematisiert wurden hier vor allem die im
kommenden Jahr anstehenden RG-Wahlen, die Biogas
Convention in Hannover und die Gründung der Service-
GmbH im Fachverband.
An dieser Stelle möchte ich mich für die gute Unterstützung
von so vielen Mitgliedern unseres Fachverbandes
Biogas im vergangenen Jahr bedanken. Vielen herzlichen
Dank dafür! Es hat sich wieder gezeigt. Nur gemeinsam
kommen wir unseren selbst gesteckten Zielen näher. Im
kommenden Jahr 2017 wird es nicht einfacher für uns,
packen wir es bitte wieder gemeinsam an.
Autor
Dipl.-Ing. agr. Volker Schulze
Regionalreferent Ost
Fachverband Biogas e.V.
Alfred-Hess-Str. 8
99094 Erfurt
Tel. 03 61/26 25 33 66
E-Mail: volker.schulze@biogas.org
102

Biogas Journal | 1_2017 Verband
Politischer Herbst in Niedersachsen
Regional
büro
NORD
Die Niedersächsischen Energietage
sind immer gesetzt.
Anfang November trafen sich
Vertreter von Wissenschaft
und Verbänden traditionell
in Goslar in der Kaiserpfalz
zu der Veranstaltung, die
vom Energieforschungszentrum Niedersachsen
organisiert wird. Viele Innovationen
wurden vorgestellt und oft auch der einzige
Weg, wie die Energiewende funktioniert.
Schade, denn etwas mehr Offenheit für die
unterschiedlichen Player der Energiewende
wäre für die Politikberatung sehr förderlich.
In diesem Jahr war der Niedersächsische
Wirtschaftsminister Olaf Lies zu Gast. Er
zeigte sich beeindruckt von den Fortschritten
und Möglichkeiten der Energiewende,
hat aber immer noch ein Herz für die Kohle.
Er sprach über die Notwendigkeit der konventionellen
Kraftwerke für die Netzstabilität.
Was dem Fachverband aufzeigt, dass
dringender Informationsbedarf über die
Möglichkeiten gerade von Biogas besteht.
Dies scheint ein generelles Problem der
SPD in Niedersachsen zu sein. Im Kommunalwahlkampf
im Landkreis Rotenburg lobte
sich die SPD für die krassen Einschnitte in
der Förderung von Biogasanlagen. Für uns
ein Anlass, mit der SPD-Landtagsfraktion
das Gespräch zu suchen. Hier trafen wir auf
eine sehr gut informierte stellvertretende
Fraktionsvorsitzende Renate Geuther, die
im Landkreis Cloppenburg viel Kontakt zu
Biogasanlagenbetreibern hat und durchaus
Unterstützung für den Aufbau von Zukunftsperspektiven
für Biogas anbot. Die
Gesprächspartner waren sich einig, dass
neben der Rolle von Biogas bei der Netzstabilität
auch Dienstleistungen für den Klimaschutz
beispielsweise durch Güllevergärung
eine wichtige Rolle einnehmen.
Dass Klimaschutz ein immer wichtigeres
Argument für die Erneuerbaren ist, zeigte
die Klimakonferenz der norddeutschen
Länder in Hannover. Die Umweltminister,
-senatoren oder Staatssekretäre aus Niedersachsen,
Schleswig-Holstein, Mecklenburg-
Vorpommern, Hamburg, Bremen und Berlin
diskutierten mit Vertretern unterschiedlichster
Verbände und Institutionen über
Anpassungsstrategien an den Klimawandel.
Dass neben den Anpassungsstrategien insbesondere
die Beschlüsse von Paris umgesetzt
werden müssen, war Konsens. Um dies
mithilfe der Erneuerbaren Energien umzusetzen,
werden allerdings andere zukunftsweisendere
Rahmenbedingungen benötigt.
Das kam bei einer weiteren Veranstaltung in
Niedersachsen zum Ausdruck.
Der 3. Niedersächsische Windbranchentag
fand in Hannover statt, und der Fachverband
Biogas war als Kooperationspartner
mit dabei. Nachdem Staatssekretär Rainer
Baake seine Vorstellungen der Energiewende
verkündete, bei denen die Speicherproblematik
keine Rolle spielte, wurde im
Verbändedialog deutlich, dass die Herausforderung
der Energiewende das gemeinsame
Agieren aller Erneuerbaren Verbände ist,
um den Vorstellungen des Wirtschaftsministeriums
eine eigene Idee der Energiewende
entgegenzustellen.
Es wurde vereinbart, in Niedersachsen enger
verzahnt miteinander zu arbeiten und
gemeinsame Stellungnahmen zum Klimaschutzgesetz
und zur Nachhaltigkeitsstrategie
abzugeben.
Ein Ansatz zur Zusammenarbeit und für
konkrete Projekte kann in einer Initiative des
Innovationszentrums Niedersachsen liegen.
Mit dem Ziel, Energiegenossenschaften zu
professionalisieren und regionale Energieversorgungsprojekte
zu implementieren,
kam das Innovationszentrum auf den Fachverband
Biogas zu. Anfang nächsten Jahres
ist geplant, eine erste gemeinsame Veranstaltung
mit den Verbänden der Erneuerbaren
Energien, dem Landvolk und 3N durchzuführen,
um ein Modell Niedersachsen für
die Energieversorgung zu entwickeln.
Autorin
Dipl.-Ing. agr. Silke Weyberg
Regionalreferentin Nord
Fachverband Biogas e.V.
Warmbüchenstr. 3 · 30159 Hannover
Tel. 05 11/36 70 428
E-Mail: silke.weyberg@biogas.org
Vom 07. bis 09. Februar 2017
auf der E-world, Halle 1, Stand 200.
SICHERE ERNTE.
GARANTIERT.
edenundteam.de
Direktvermarktung von Strom aus Biogas.
Wir handeln, Sie profi tieren:
• 100 % der Marktprämie, ohne Abzüge
• Monatliche Ausschüttung ohne weiteren
Aufwand
• Einsatz moderner, sicherer Fernwirktechnik
• Garantierte Zusatzerlöse aus Viertelstunden-
Energiehandel und Regelenergievermarktung
• Integrierter Ansatz von Stromhandel und
Technik
Haben Sie Fragen zur Vermarktung?
natGAS Aktiengesellschaft
Jägerallee 37 H
14469 Potsdam
Deutschland
Telefon: +49 331 2004 140
Fax: +49 331 2004 199
E-Mail: info@natgas.de
Web: www.natgas.de
103

Verband
Biogas Journal | 1_2017
Über 70 Teilnehmer
kamen zum Flex-
Infotag im schon
traditionellen Veranstaltungsort
Dorfgemeinschaftshaus
Bad
Saulgau-Friedberg.
Starke Flexibilisierung als Königsweg?
Regional
büro
süd
Der Fachverband Biogas e.V. unterstützte
einen der ersten bundesweiten Flex-Infotage
„Flexibilisierung und Wärmenutzung“
der Initiative von „KWK-kommt“ in Bad
Saulgau-Friedberg. Das große Interesse signalisierten
die über 70 Teilnehmer, weit
überwiegend Betreiber von Biogasanlagen. Die insgesamt
sehr positiv bewertete Tagung wies im Bereich der
Flex-Eignung der BHKW noch weitergehenden Informationsbedarf
auf.
Als entscheidende Motivation stellte der Veranstalter
Adi Golbach eindrücklich die Treibhausgas-Einsparung
unter Würdigung von Wärmenutzung im Kraft-Wärme-
Kopplungs-(KWK)-Betrieb der Biogasanlagen heraus.
Den Strommarkt mit seinen beachtlichen Preisspannen
in der täglichen Preisentwicklung erläuterte Marcel
Kraft vom Stromvermarkter CLENS. An der Börse ließen
sich unter anderem im EPEX-Spotmarkt deutliche
Zusatzerlöse zur jetzigen Festvergütung mit Marktprämie
erzielen. Dazu gehören nach seinen Worten die drei
Erfolgsfaktoren:
1. Marktunterschiede (spreads) erkennen und nutzen.
2. Die Vorhersagekompetenz des Stromvermarkters.
3. Die sicheren Verfügbarkeiten seitens der Biogasanlagen-Blockheizkraftwerke
(BHKW).
Die Prognose der Strompreise an der Börse sei tendenziell
gleichbleibend bis leicht abnehmend. Dabei seien
aber im Tagesverlauf zu beobachtende sowie saisonale
Unterschiede – mit im Winter höheren Preisen als
im Sommer – festzustellen. Die Flexibilisierung werde
angereizt sowohl im EEG 2012/14 mit der Flexprämie
von 130 Euro pro kW der Flexleistung als auch im EEG
2017 mit dem Flexzuschlag von 40 Euro pro kW installierter
Leistung. Beides könne in Anspruch genommen
werden für jeweils maximal 10 Jahre.
Wichtig zu berücksichtigen: Die Flexprämie ist an den
Festvergütungszeitraum gebunden, der Flexzuschlag
an den (bezuschlagten) Ausschreibungszeitraum. Für
Foto: Fachverband Biogas e.V.
ein 500-kW-BHKW belaufen sich die Erlöse aus der
Flexprämie bei „doppelter Überbauung“ (zusätzlich
500-kW-BHKW-Leistung) auf etwa 58.000 Euro, bei
maximal möglicher Flexibilisierung (5-facher Überbauung
= zusätzliche 2.000-kW-BHKW-Leistung) liegen
sie bei etwa 162.000 Euro. Für Bene Müller von Solarcomplex,
einem der erfolgreichsten Planer und Betreiber
von Bioenergiedörfern und selbst Biogasanlagenbetreiber,
steht fest, dass es zwei entscheidende Säulen
einer zukunftsfähigen Biogasanlage gibt: den flexiblen
Betrieb und eine gute Wärmenutzung!
Aus dem Preisgeschehen an der Börse unterschied Uwe
Welteke-Fabricius von den „Fl(ex)perten“ die vier verschiedenen
Segmente:
1. Die positive Regelleistung als Systemdienstleistung.
Sie dient zum Beispiel der Korrektur von Prognosefehlern.
Sie ist mit aktuell 4 bis 5 Gigawatt (GW)
Marktvolumen klein und zeigt volatile Preise.
2. Der Börsen-Spotmarkt (EPEX Spot). Er dient
der Börse unter anderem als Marktplatz für den
täglichen Stromhandel: mit 50 bis 80 GW Leistung
als Terminkontrakte ein großes und interessantes
Volumen!
3. Zwei Auktionen für den nächsten Tag (day-ahead).
4. Den Liefertag selbst betreffenden Stromhandel
(Intraday, bis 45 Minuten vor Lieferung). Die
Preis-(=Erlös)-entwicklung zeigt für die negative
Regelleistung deutlich nach unten. Die EPEX-dayahead-Preise
sind beachtlich stabil. Börsen-Szenarien
zur Zukunft der Spotmarkt-Preise gehen davon
aus, dass mit dem Atomausstieg die Volumina zu 2.
bis 4. deutlich ansteigen werden und zunehmend
volatilere Preise mit im Verhältnis zu heute (0 bis
8 ct/kWh) unglaublichen Spannen von 0 bis 15 ct/
kWh entstehen werden.
Daraus folgt, dass die Stromvermarktung die Biogasanlage
nach den günstigsten Erlösbedingungen steuern
können muss mit einem täglich auf die Erlöse hin optimierten
Fahrplan. Diese Erlösmöglichkeiten lassen sich
durch eine saisonale Verschiebung der Stromproduktion
in den hochpreisigeren Winter (Substrat als Speicher)
verbessern, die mit einem höheren Wärmeabsatz parallel
läuft. Damit ist die aus derzeitiger Sicht maximale
Erlössituation der Vor-Ort-Verstromung erreicht.
Für die Annäherung an eine betriebsspezifische Lösung
können folgende Gedanken als Leitschnur dienen:
1. Was ist der heutige genehmigte Bestand?
2. Verschiedene Varianten prüfen mit den erforderlichen
Investitionen: Erweiternde Flexibilisierung in
verschiedenen Stufen [zum Beispiel Überbauung
plus 50 Prozent, plus 100 Prozent (= doppelte)
104

Biogas Journal | 1_2017 Verband
plus 400 Prozent (= max.) oder Werte dazwischen]
und reduzierende Flexibilisierung in vergleichbaren
Stufen.
3. Auswirkungen auf die Wärmenutzung? Saisonale
Verschiebung der Strom- und Wärmeproduktion
sinnvoll.
4. Wie sieht die Perspektive bezüglich des Genehmigungsrechts
aus: Bin ich „gedeckelt“ oder wäre eine
Genehmigung für die Flexibilisierung vorstellbar –
unter Umständen unter Inanspruchnahme von
externer Hilfestellung?
5. Wo entstehen zusätzliche einmalige/laufende
(Mehr-)Kosten?
6. Welche Erträge können sich ergeben? Rat:
Erfahrenen Stromhändler hinzuziehen.
Für die Biogasanlage ist dann eine Betriebsentwicklungsplanung
mit Varianten der Flexibilisierung, der
erforderlichen Investitionen einschließlich in der
Wärmeversorgung, der genehmigungsrechtlichen und
technischen Rahmenbedingungen und deren Veränderbarkeit
sowie der Erlössituation zu erarbeiten. Nicht
vergessen werden darf folgende Überlegung, wenn die
Anschlussvergütung (Ausschreibung) in Anspruch genommen
werden soll: Eine „doppelte Überbauung“ ist
(aktuell) einfach, aber eine höhere Überbauung kann
wirtschaftlich deutlich interessanter sein. Schon dadurch,
dass bei einer Mehrfach-Überbauung sich die
Jahreslaufzeit des BHKW reduziert und sich daraus
eine für den Ausschreibungszeitraum ausreichende
Lebensdauer ergeben kann.
Übrigens: Bayern gewährt als einziges Bundesland eine
explizite Beratung dazu, die kostenlos und unabhängig
den Biogaslandwirten zur Verfügung steht – eine politisch
klare Ansage für die Energiewende mit Biogas
als Kitt zwischen den volatilen Erneuerbaren Energien
Sonne und Wind! Zu den vorgenannten Aspekten werden
in Baden-Württemberg im Jahr 2017 vertiefende
Veranstaltungen stattfinden, damit Biogas die ihm zustehende
Rolle tatsächlich übernimmt.
Autor
Dipl.-Ing. RU Otto Körner
Regionalreferent Süd
Fachverband Biogas e.V.
Gumppstr. 15 ·78199 Bräunlingen
Tel. 07 71/18 59 98 44
E-Mail: otto.koerner@biogas.org
105

Verband
Biogas Journal | 1_2017
Klimaschutz light
Gastbeitrag von Harald Uphoff, kommissarischer Geschäftsführer
des Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) e.V.
Da hatte die Verhandlungsrunde
in Marrakesch bereits begonnen,
als das Geschacher um
den deutschen Klimaschutzplan
erst noch einmal richtig
an Fahrt aufnahm. Nach monatelangem
Gezerre kam ein Plan zustande, den hierzulande
Umweltschützer, Erneuerbare-Energien-Verbände
und auch Teile der Industrie
unisono kritisierten.
In Marrakesch hingegen kam der deutsche
Klimaschutzplan dann doch recht gut an –
weil er immerhin auf internationalem Terrain
der erste Ansatz war, der während
der Verhandlungsrunde vorgelegt wurde.
Immerhin hatten alle Staaten in Paris die
Aufgabe mit nach Hause genommen, eine
nationale Maßnahmenplanung zu erarbeiten,
um die vereinbarten Ziele erreichen zu
können.
Bei aller Freude in Marrakesch – das
grundlegende Problem bleibt ungelöst:
Was im Klimaschutzplan 2050 beschlossen
wurde, reicht bei weitem nicht, um
die Klimaschutz-Beschlüsse von Paris zu
erreichen. Nachjustieren ist also an allen
Stellen nötig.
Doch halten wir zunächst fest, was gut ist
am deutschen Klimaschutzplan 2050.
Erstens: Es gibt ihn überhaupt. Bis zum
Schluss konnte man nicht mit Sicherheit
davon ausgehen. Zweitens: Der Plan
schreibt konkrete Ziele für die einzelnen
Sektoren vor, wie viel CO 2
sie einsparen
müssen. Das ist ein erster Schritt und dafür
hatte sich der BEE öffentlich auch immer
wieder eingesetzt.
Die Sektorenziele sind jedoch bei weitem
noch nicht ambitioniert genug, um unsere
verbindlichen Klimaschutzziele zu erreichen.
Wenig verbindlich zeigt sich der
Plan auch an anderer Stelle: In der Pfadbeschreibung
bis 2050 bleibt offen, wie viel
Treibhausgase nun bis 2050 weniger ausgestoßen
werden sollen. Im Vorfeld war es
einer der größten Streitpunkte, wo sich eine
Industrienation wie Deutschland im Feld
zwischen 80 bis 95 Prozent Verminderung
einsortiert. Die Diskussion um die Zahlen
beendet nun die Formulierung „weitgehende
Treibhausgasneutralität bis 2050“.
Darüber hinaus bleibt unklar, wie die Emissionen
gesenkt werden sollen. Aus Sicht
des BEE kann das nur mit einem deutlich
stärkeren Ausbau der Erneuerbaren Energien
gelingen, der Hand in Hand mit deutlich
verbesserten Effizienzmaßnahmen gehen
muss. Weder Ausbauziele noch Zeitpläne
werden jedoch im Klimaschutzplan benannt.
Beides wäre nötig, um einen verlässlichen
Rahmen zu schaffen, der Investitionen
in eine moderne Energieversorgung
anreizt. Denn eine planlose Energiepolitik
schadet nicht nur dem Weltklima, sondern
auch der deutschen Wirtschaft.
Verbindliche Ausbaukorridore wären besonders
für die Bioenergie hilfreich, die
mit den vergangenen EEG-Novellen deutlich
beschnitten wurde und mancherorts
einen harten Kampf ums Überleben führt.
Der Klimaschutzplan 2050 erkennt die
wichtige Rolle der Bioenergie, setzt dabei
aber vor allem auf Rest- und Abfallstoffe.
Im landwirtschaftlichen Bereich setzt der
Klimaschutzplan auf die Vergärung von
Gülle. Das ist gut, weil gerade auch die
Landwirtschaft gefragt ist, ihren Beitrag
zum Klimaschutz zu leisten. Schlecht ist,
dass beim Einsatz von Anbaubiomasse keine
weitere Entwicklung gesehen wird. Die
Energiewende ist für den BEE nur mit dem
vielseitigen Einsatz von Biomasse denkbar.
Entscheidend für einen zügigen Ausbau
der Erneuerbaren Energien ist ein fairer
Wettbewerb, in dem die wahren Preise der
fossilen Energieerzeugung einerseits und
die der Erneuerbaren andererseits gezeigt
werden. Ein Preis auf Kohlendioxid würde
schnell aufzeigen, wer von den Energieträgern
das Rennen macht. Der BEE hält
einen Preis für den CO 2
-Ausstoß für ein unverzichtbares
Element auf dem Weg in eine
saubere Energieversorgung.
Er hat deshalb jüngst vorgeschlagen, in
Deutschland eine CO 2
-Bepreisung einzuführen
und im Gegenzug die Stromsteuer
abzuschaffen. Das wäre endlich ein
ernsthafter Schritt, die ökonomischen
und ökologischen Folgekosten der fossilen
Energieträger transparent zu machen.
Klimaerhitzung sowie Umwelt- und Gesundheitsschäden
durch den Kohleabbau
und die Kohlenutzung stehen da an oberster
Stelle. Würden sie eingepreist, könnte
die fossile Energieerzeugung nicht zu den
heute marktüblichen Preisen angeboten
werden
Nach dem Durchbruch beim Weltklimagipfel
in Paris stand in Marrakesch nun
mehr das operative Geschäft auf der Agenda:
globale Regeln für den Klimaschutz,
Umsetzung und Überwachung der nationalen
Maßnahmen, um die internationalen
Zielvereinbarungen einhalten zu können.
Wie schwierig das im Detail werden wird,
haben die teils schwierigen Verhandlungen
in Marrakesch ebenso gezeigt wie die
in Deutschland.
Und dann war da noch die US-Wahl, die
die internationalen Klimaschutzbemühungen
nicht einfacher machen wird. Umso
wichtiger wird es sein, dass Deutschland
international positive Zeichen setzt und
die Energiewende als Chance für die wirtschaftliche,
ökologische und soziale Entwicklung
von Deutschland vorantreibt, anstatt
selbst auf der Stelle zu treten.
Damit Deutschland seiner Vorreiterrolle
wieder gerecht wird, kann der Klimaschutzplan
2050 daher nur ein erster
Schritt sein. Denn mit Platz 29 im aktuellen
Klimaschutz-Index von Germanwatch,
der während der Konferenz in Marrakesch
veröffentlicht wurde, können wir uns auf
der nächsten Weltklimakonferenz in Bonn
nicht sehen lassen.
106

(Willy Brandt)
– 1 –
RZ_Aufkleber_Ernte-HKS.indd 1 12.08.13 13:20
Biogas Journal | 1_2017 Verband
Materialien für Ihre
Öffentlichkeitsarbeit
Sie planen ein Hoffest, bekommen eine Schulklasse
zu Besuch oder werden zum Wärmelieferanten?!
Der Fachverband bietet Ihnen für (fast) jede Gelegenheit
die passenden Materialien.
Fachverbands-Flyer
Der Fachverband Biogas e.V. stellt sich vor
DIN lang-Format, 6 Seiten
Bestellnr.: KL-001
für Mitglieder kostenlos
Für Betreiber.
Wissenschaftler.
Hersteller.
Institutionen.
Interessierte.
www.biogas.org // www.biogastagung.org // www.biogas-kanns.de
„Der beste Weg, die Zukunft vorauszusagen, ist sie zu gestalten.“
Tel. 030 2758179-0
Fax 030 2758179-29
berlin@biogas.org
Hauptstadtbüro
Invalidenstr. 91
10115 Berlin
Biogas kann’s
Fachverband Biogas e.V.
Angerbrunnenstraße 12
85356 Freising
Tel. 08161 984660
Fax 08161 984670
info@biogas.org
Gemeinsam für eine saubere Zukunft
Biogas Journal
Sonderhefte
Die aktuellen Hefte finden Sie
auf der Homepage (www.biogas.org)
DIN A4-Format
Bestellnr.: BVK-14
Preis auf Anfrage
Shop
Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 50073 | 18. Jahrgang
www.biogas.org März 2015
Bi GaS Journal
Das Fachmagazin der Biogas-Branche
Flexbetrieb: eine ökonomische
Analyse S. 10
www.biogas.org Februar 2016
Bi GaS Journal
Das Fachmagazin der Biogas-Branche
Neue TRGS 529
ernst nehmen S. 12
Gasspeicher: Anforderungen
an den Fahrplanbetrieb S. 30
SondeRheFt
Stadtwerke Rosenheim bilden
Kleinanlagenpool S. 65
Direkt vermarktung
BHKW
Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 50073 | 19. Jahrgang
Sicherheitsrelevante
dokumentationspflichten S. 24
d
SoNdeRheFT
www.biogas.org April 2016
Bi gAS Journal
Statements zum einsatz
von Prozesshilfsstoffen S. 38
!
Das Fachmagazin der Biogas-Branche
Wildpflanzen: verbesserte
Saatmischungen S. 6
SICHERHEIT
Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 50073 | 19. Jahrgang
neues vom Mais-Silphie-
Mischanbau S. 19
BGJ Anlagensicherheit BUCH 2016.in d 1 25.01.16 12:10
SonderheFt
Sommersubstrat: Buchweizen
und Quinoa S. 24
EnErgiEpFlAnzEn
BGJ Energiepflanzen 2016 BUCH.in d 1 18.03.16 14:36
Broschüre
Biogas-Wissen
Grundlegende Informationen rund um
die Biogasnutzung in Deutschland
DIN A5-Format, 28 Seiten
Bestellnr.: BVK-23 (deutsch)
bis zu 20 Ex. kostenlos
darüber 50 Cent / Broschüre
Gemeinsam für
eine saubere
Zukunft
„Biogas regelt das!“
Biogas-Wissen
kOmpakt
Georg Hackl, 3-facher Rodel-Olympiasieger
Multitalent Biogas
Die Übersicht über die
Akteure der Biogasbranche
DIN A4-Format
Bestellnr.: KL-018 (deutsch)
Biogas an allrounder
Bestellnr.: KL-019 (englisch)
ein Heft kostenlos
Aufkleber für Ihre Braune Tonne
Samentütchen
21 x 10 cm
Bestellnr.: KL-020
5 Stück kostenlos –
bei größerer Menge
bitte nachfragen
Fachverband_Biotonnenaufkleber_RZ.pdf 3 03.05.16 13:43
Vielen Dank, dass Sie trennen!*
1kg Bioabfall Biogasanlage Dünger
*Aus einem Kilogramm Bioabfällen produziert eine Biogasanlage 240 Wh Strom.
Je weniger Plastik in der Biotonne landet, desto sauberer der Dünger und desto höher die Energieausbeute!
6h Strom
www.biogas.org
Bunte Pflanzenmischung für Garten und Balkon
Bestellnr.: KL-003
für Mitglieder kostenlos
FLOWER POWER — Blühstreifenmischung
Biogas bringt Farbe ins Feld
Bunt blühende Pflanzen auf dem Acker und im Garten sehen
nicht nur hübsch aus, sie bieten auch vielen Insekten und
Wildtieren wertvo len Lebensraum.
Biogasanlagen können aus ihnen am Ende des Sommers sogar
noch Strom und Wärme erzeugen.
Treiben Sie’s bunt und säen Sie mit. Für mehr Artenvielfalt!
Inhalt (4 gr) Ringelblume, Sonnenblume, Malve,
Phacelia, u.a.
Aussaat April bis Mai (1gr/ m²)
www.biogas.org
Immer wenn wir Energie brauchen, kann Biogas liefern:
Bei Tag und Nacht, bei Wind und Wetter.
Regional. Verlässlich. Klimafreundlich. Biogas kann’s!
Machen Sie mit!
www.farbe-ins-feld.de
- - - - - - - 116 mm - - - - - - - - - - - > < - - - - - - - - - - - 118 mm - - - - - - - - - - - >< - - - - - - - - - - - 118 mm - - - - - - - - - - - > < - - - - - - - - - - - 116 mm - - - - - - - - - - - >
kann immer
n gespeichert und je nach Bedarf in Energie umgewandelt
uch wenn mal kein Wind weht und keine Sonne scheint.
siert unsere Stromnetze und ist für die technische Umsetnergiewende
von entscheidender Bedeutung.
Energiedörfer mit Biogas
Biogas eignet sich hervorragend für die
lokale Energieversorgung – und für neue
Energiekonzepte in Kommunen und
Regionen. Zahlreiche Wärmenetze, die
teilweise genossenschaftlich betrieben
werden, unterstreichen dieses Potenzial.
Regionale Wertschöpfung
Biogasanlagen produzieren dort Energie,
wo sie gebraucht wird: In den Regionen.
Das Geld für den Bau, den Betrieb und
die Instandhaltung der Anlagen bleibt
vor Ort – und fließt nicht in die Taschen
der Ölmultis. Das sichert die regionale
Energieversorgung und ist ein aktiver
Beitrag zur Friedenspolitik.
Faltblatt
Biogas to go
Der Fachverband Biogas e.V. ist mit über
4.800 Mitgliedern die größte deutsche
und europä ische Interessenvertretung der
Biogas-Branche.
Ziel der Verbandsarbeit ist es, die Biogaserzeugung
und -nutzung für die bundes weite
Strom-, Wärme- und Kraftstoff versorgung zu
erhalten und auszubauen.
Handliche Fakten zur
Biogasnutzung
11,8 x 11 cm
Bestellnr.: BVK-37
Fachverband Biogas e.V.
Angerbrunnenstr. 12
85356 Freising
A +49 (0)8161 984 660
m info@biogas.org
www.biogas.org
bis zu 20 Ex. kostenlos
darüber 50 Cent / Heft
Wissen_to go
BIOGAS
Biogas to go
Handliche Fakten
zur Biogasnutzung
Biogas kann alles
Biogas ist der vielseitigste erneuerbare Energieträger. Das umweltfreundliche
Gas kann sowohl zur Strom- und Wärmegewinnung wie
auch als Kraftstoff eingesetzt werden. Damit ist Biogas eine wichtige
Säule für die bürgernahe und bezahlbare Energiewende!
Strom aus Biogas
Biogas versorgt schon heute Millionen Haushalte in
Deutschland mit klimafreundlichem Strom. Bei der
Stromgewinnung im Blockheizkraftwerk entsteht automatisch
auch Wärme.
Wärme aus Biogas
Mit Biogaswärme können zum Beispiel private Haushalte,
kommunale Einrichtungen wie Schulen, Schwimmbäder
und Turnhallen, Gewerbebetriebe oder Gewächshäuser
beheizt werden.
Kraftstoff aus Biogas
Zu Biomethan aufbereitetes Biogas kann als klimafreundlicher
und effizienter Kraftstoff von jedem CNG
(compressed natural gas)-Fahrzeug getankt werden. Mit
dem Biomethanertrag von einem Hektar Wildpflanzen
kann ein Pkw einmal um die Erde fahren.
Ernteaufkleber und -banner
Aufkleber
DIN A3-Format quer
Bestellnr.: WV-008
2 Euro
-2016.indd 1 01.04.16 10:34
Banner
1,80 x 1,00 m
Bestellnr.: WV-009
49 Euro
WIR ERNTEN
STROM UND
WÄRME!
VIELEN DANK FÜR IHR VERSTÄNDNIS!
Biogas kann´s
Bestellungen bitte per E-Mail an info@biogas.org
www.biogas.org
107

Verband
Biogas Journal | 1_2017
„Bihugas“ – den Urlaubern zuliebe
Die Geschichte der modernen Biogasnutzung – Teil 1: Bayern.
Von Bernward Janzing
Es war nicht die Energie, die Bayern zum
Biogas führte, es war die Gülle. „Gülle und
Urlauber, das verträgt sich nicht“, sagt rückblickend
Johann Sedlmeier, der ehemalige
Direktor der Landmaschinenschule in Triesdorf.
Und deswegen fing der Vordenker an zu überlegen,
wie der Gülle ihr strenger Geruch genommen werden
könnte. Um dieses Ziel zu erreichen, war die anaerobe
Vergärung die Technik der Wahl. Und so kam auch der
Begriff „Bihugas“ auf, für Bio-Humus, wegen der guten
Düngeeigenschaften der Gärüberreste.
„Was man mit der Energie machen sollte, wusste man anfangs
noch nicht“, erinnert sich Sedlmaier, „zumal es für
die Verstromung noch keine Technik gab.“ Also habe man
in den Siebzigerjahren damit begonnen, Schwimmbäder
zu beheizen. Auf den Höfen habe manch einer sich einen
Brenner in die Waschküche gestellt, um mit dem Biogas
zu kochen. In der Küche wollten die Leute das Gas nicht
haben, denn es roch stark, weil es nicht entschwefelt
war. Schon in den Jahrzehnten zuvor hatte es einzelne
Anlagen gegeben. Die Industrie- und Handelskammer
Nürnberg-Mittelfranken berichtet von einer Biogas-Anlage
der Vierzigerjahren in einem landwirtschaftlichen Gut
in Olching bei München, die jedoch bei einem Bombenangriff
im Zweiten Weltkrieg zerstört wurde.
Schubbodensanierung
in verstärkter
Edelstahl-Lösung
Mobile Werkstatt Hagemeier e.K.
Am Wasserfeld 8 • 27389 Fintel
Tel.: 04265 / 13 65
Fax: 04265 / 83 94
E-Mail: info@axel-hagemeier.de
Web: www.axel-hagemeier.de
Bayerische Klöster nach dem Krieg Vorreiter
Nach dem Krieg waren es vor allem die bayerischen
Klöster, die die Technik nutzten, zum Beispiel in
Nieder altaich in Niederbayern ab den Sechzigerjahren.
Zu den ersten gehörte eine
Anlage im Kloster Benediktbeuern,
die ab 1955 Gas für
die Klosterküche produzierte.
Sie nutzte den Mist von 180
Großvieheinheiten. Allerdings,
erinnert sich der bayerische
Biogaspionier Anton Perwanger
(damals bei der Landtechnik
Weihenstephan), musste in Benediktbeuern
mehr Energie in
die Beheizung des Fermenters
gesteckt werden, als später an
Ertrag rauskam.
Perwanger war zeitweise der
wichtigste Protagonist des
Biogases in Bayern. Er baute
zwischen 1976 und 1986
rund 50 Prototypen-Anlagen
im Freistaat. Und jede einzelne davon, sagt er heute,
sei wirtschaftlich zu betreiben gewesen. In den frühen
Achtzigerjahren waren es vor allem die Praktiker auf den
Höfen, die Erfahrungen mit dem Biogas sammelten. Auf
dem Hof Hingerl in Seebäck/St. Wolfgang entstand eine
Selbstbauanlage mit einem gebrauchten Öltank. Auf
dem Hof Hundschell in Weinhub, nur 300 Meter entfernt
von Hingerl, eine Anlage in ähnlicher Bauweise;
die beiden Landwirte halfen sich gegenseitig beim Bau.
Und auf dem Hof Abt in Batzenhofen entstand – ebenfalls
in Eigenregie – eine Anlage für die Gülle von 60
Mastbullen.
Auf dem Hof Wallner in Gilching wurde bereits 1980
mit Hilfe der Landtechnik Weihenstephan eine Anlage
gebaut, in der die Gülle von 500 Mastschweinen verwertet
wurde. „In dieser sehr interessanten Anlage sind der
Fermenter und die Gasspeicherung mittels Gasglocke
zusammengefasst“, schrieb die Bundschuh-Biogasgruppe
später im Zusammenhang mit einer Besichtigungsfahrt
dorthin. Die Glocke schwamm auf der Gülle.
Triesdorfer Aktivitäten
Auch die Landmaschinenschule in Triesdorf hätte Anfang
der Achtzigerjahre gerne eine Versuchsbiogasanlage
aufgebaut. Doch im Landwirtschaftsministerium
ließ man Sedlmaier abblitzen: „Wir haben schon Anlagen,
die nicht funktionieren“, habe man ihm geantwortet,
„wir brauchen keine weiteren.“ Bald kam die
Einrichtung dann aber doch zu einer Anlage – durch
einen cleveren Schachzug. „Wir wollten herausfinden,
was mit dem Substrat passiert, wenn es aus dem Fermenter
kommt“, sagt Sedlmaier. Also baute er ab 1984
zwei Behälter, um genau dies messen zu können. „So
entstand das Prinzip des Nachgärers, das bislang nicht
bekannt war.“
Inzwischen brachte die Biogasgruppe im Bundschuh,
die in Württemberg sehr aktiv war, auch in Bayern das
Thema verstärkt auf. Sie hielt Biogastagungen ab, die
Sedlmaier auch deswegen in Erinnerung blieben, weil
es hieß, man möge zur Übernachtung seinen Schlafsack
mitbringen. Anfangs ging es alleine um die Gülle, erst
1992 habe man begonnen, auch Pflanzen zu vergären.
„Ob Pflanzen auch autark vergoren werden können, war
anfangs noch unklar“, erinnert sich Sedlmaier. Aber es
klappte: „Das war eine große Erkenntnis.“ In Triesdorf
wurde nun bald der Ausbildungsgang „Fachagrarwirt
Erneuerbare Energien – Biomasse“ angeboten.
Und noch eine Innovation hat Triesdorf vorangebracht:
die Trockenvergärung, das Garagensystem. In diesem
108

Biogas Journal | 1_2017 Verband
Zusammenhang konnte das Spektrum der Substrate
auch auf Abfälle erweitert werden. Eine der ersten Anlagen,
die Abfälle nutzten, war jene von Werner Rück in
Gerbersdorf (Gemeinde Merkendorf) in Mittelfranken.
Sie wurde 1995 mit einer Leistung von 30 Kilowatt in
Betrieb genommen und später kontinuierlich erweitert.
Verwertbar waren damit auch Getreidechargen, die für
den menschlichen Verzehr nicht geeignet sind, sowie
Ernterückstände, Treber, Speisereste, Fettabscheiderinhalte
und Molkereiprodukte. Die Verstromung erfolgte
Anfangs über einen Opel-Motor.
Ekkehard Schneider beflügelte
erste Initiativen
Ein großer Vordenker und Praktiker in Bayern war der
Münchener Ekkehard Schneider. Im Jahr 1983 hatte
er seine Stelle als Elektroingenieur bei AEG aufgegeben,
um sich als unabhängiger Planer voll dem Thema
Biogas widmen zu können. Er war Mitbegründer der
Biogasgruppe im Bundschuh sowie des Graskraft e.V.
und des Fachverbandes Biogas. Für die junge Szene
war er einer der wichtigsten Experten – sehr kompetent
und auch ein guter Kommunikator.
Beflügelt durch Schneider und den Bundschuh wurden
bald weitere Anlagen aufgebaut. Eine zum Beispiel im
April 1986 bei Josef Holzapfel, einem Agraringenieur
im bayerischen Landsberg-Ellighofen. 160 Mastbullen
lieferten genug Gülle. „Früher habe ich 14.000 Liter
Heizöl verbraucht, letzten Winter nur 1.600 Liter“,
berichtete der Betreiber anschließend. Das Reaktorunglück
von Tschernobyl im Frühjahr 1986 gab der Branche
weiteren Auftrieb.
Einer der frühen Pragmatiker war Hans Hochreiter. Auf
dem elterlichen Hof in Steinau/Schnaitsee testete er
das Vergären von Fettresten und nutzte das Gas in einem
umgebauten Motor eines Opel-Rekord. 1985 realisierte
er so seine erste Biogasanlage, deren Generator
und Schaltanlage er selbst gebaut hatte.
Anfangs setzte er als Rohstoff nur Rindergülle ein. Mit
der Energie heizte er sein Wohnhaus, den Strom verbrauchte
er selbst für Melkmaschine und Kühlung. 15
Kilowatt (elektrisch) brachte das Aggregat, doch weil
der örtliche Stromversorger kaum Vergütung bezahlte,
speiste Hochreiter anfangs gar nicht ein. Erst im Jahr
darauf entschied er sich, Überschüsse ans Netz abzugeben,
trotz der weiterhin geringen Vergütung von nur
2,3 Pfennig je Kilowattstunde. Ende der Achtzigerjahre
startete Hochreiter auch die Co-Fermentation, setzte
auch Abfälle aus der Biotonne und vom Schlachthof ein.
Aus Öltanks wurden Fermenter
Bis in die frühen Neunzigerjahre hinein nutzten die Akteure
für die Anlagen mitunter noch jene Bauteile, die
gerade auf den Höfen verfügbar waren. „Steht ein geeigneter
gebrauchter Stahltank (zum Beispiel Öltanks
von 30 bis 100 Kubikmeter Inhalt) zur Verfügung, dann
wird darin in der Regel das Durchflussverfahren angewendet“,
schrieb Ekkehard Schneider noch im Jahr
1991 in einem Fachbeitrag. Und er beschrieb auch,
wer die Biogas-Landwirte jener Zeit waren. Einen unmittelbaren
Zusammenhang zwischen ökologischem
Landbau und der Erzeugung von Biogas gebe es zwar
nicht, bilanzierte Schneider: „Ob Demeter-Hof oder industrielle
Massen-Tierhaltung, Biogas lässt sich immer
herstellen.“ Allerdings zeige sich in der Praxis, „dass
ein Landwirt, der biologisch anbaut, von seiner Einstellung
her eher für die ökologisch ebenfalls sinnvolle Gewinnung
von Biogas und Humus aufgeschlossen ist.“
Das Interesse der Landwirte für das Biogas resultierte
auch daraus, dass landwirtschaftliche Produkte inzwischen
durch die Überproduktion so billig geworden
waren, dass die Betriebe kaum noch kostendeckend
produzieren konnten. Der Staat gründete sogar Auffangbetriebe,
um die Flächen zu sichern. Alternative Geschäftsmodelle
als Energiewirt waren also willkommen.
Schub durch Stromeinspeisungsgesetz
So schritt in den frühen Neunzigerjahren die Professionalisierung
der Biogas-Branche mächtig voran. Zwei
Faktoren waren der Auslöser. Zum einen die Erkenntnis,
dass Pflanzen auch autark vergoren werden können;
das schuf neue Potenziale. Und zum zweiten gab
es ab 1991 das Stromeinspeisungsgesetz, das erstmals
auskömmliche Vergütungen für die Einspeisung
von Strom aus Biogas garantierte. Bei der Entwicklung
fiel auf, dass die technischen Entwicklungen allesamt
von jungen Firmen kamen, oft von Einzelkämpfern.
„Etablierte Unternehmen“, sagt Sedlmaier, „entdeckten
das Biogas erst später“.
Einer der bayerischen Pioniere war die Firma Schmack
Biogas, erst in Regensburg ansässig, später in Burglengenfeld.
Am Anfang der Firma stand eine Marktlücke.
Drei Brüder wollten eine Biogasanlage kaufen für den
elterlichen Hof, zur Verwertung von Junghennenmist.
Doch das Projekt war auf diese Weise nicht realisierbar,
weil beim besten Willen keine Firma zu finden war,
die eine solche Anlage errichten konnte.
Also gründeten die drei Schmack-Brüder im März
1995 eine eigene Firma zum Bau und Betrieb der Anlage.
Nachdem sie feststellten, dass ihr Know-how bei
Landwirten der Umgebung auf reges Interesse stieß,
nahm das Unternehmen seinen Lauf. Und wie es so
oft ist mit Pionieren: Irgendwann landen sie unter dem
Dach eines größeren Unternehmens; Schmack Biogas
ist heute eine Tochterfirma des Heizungsbauers Viessmann.
Autor
Bernward Janzing
Freier Journalist
Wilhelmstr. 24a · 79098 Freiburg
Tel. 07 61/202 23 53
E-Mail: bernward.janzing@t-online.de
109

Verband
Biogas Journal | 1_2017
Schwäbische Tüftler
wagen den Neustart
Die Geschichte der modernen Biogasnutzung –
Teil 2: Baden-Württemberg
Von Bernward Janzing
Die Zeit schien reif für einen
neuen Anlauf. Die technischen
Probleme der Fünfzigerjahre
waren zwar noch allenthalben
präsent, doch das sollte einige
Tüftler im deutschen Südwesten in den
frühen Achtzigerjahren nicht abschrecken
Die von Hans-Jürgen Schnell entwickelte sogenante „100.000-Mark-
Biogasanlage“. Später spezialisierte er sich auf die BHKW-Technik.
– sie nahmen sich des Biogases erneut an
und gründeten erste Arbeitskreise im Allgäu
und in Oberschwaben. Bald stiegen
auch die ersten Bauern ein. „Das Umfeld
der Bastler beflügelte die Landwirte, sie
wurden mutiger, zu investieren“, sagt heute
rückblickend Franz Pfau vom Landwirtschaftsamt
Ravensburg. Und warum passierte
das gerade in Baden-Württemberg?
„Es hing an einigen sehr aktiven Personen.“
Die Erfahrungen der frühen Nachkriegszeit
waren wenig motivierend gewesen. Es
konnte nur Wärme erzeugt werden, denn
brauchbare Motoren zur Verstromung gab
es noch nicht. Auch der Gärprozess lief oft
nicht stabil, die Brühe schäumte. Und weil
es noch keine ausreichende Isolierung für
den Fermenter gab, wurde dessen Inhalt
im Winter mitunter so kalt, dass der bakterielle
Prozess zum Erliegen kam. Gleichwohl
hatten damals schon einige Landwirte
versucht, das Biogas zu nutzen, getrieben
durch die Mangelwirtschaft nach dem
Zweiten Weltkrieg. Fritz
Weber in Untersontheim
bei Schwäbisch-Hall war
unter den Pionieren, er
konstruierte 1953 eine
Anlage. Auch Dieter
Reusch aus Bernloch auf
der Schwäbischen Alb
nutzte seit 1958 seine
Gülle energetisch.
Als sich die Pioniere in
den frühen Achtzigerjahren
des Themas erneut
annahmen, waren
die Probleme natürlich
nicht verflogen. „Die
Fotos: Franz Pfau
Rührwerke gingen ständig
kaputt“, erinnert sich
Pfau, „in den Gesprächen
der Arbeitskreise ging es
meistens um Störungen“.
Ein Kraftwerksaggregat mit einer
elektrischen Leistung von 12 Kilowatt aus
dem Hause Fiat war immerhin seit 1973
auf dem Markt. Es trug den Namen „Total
Energy Modul“, kurz: „Totem“. Es war jedoch
sehr wartungsintensiv.
Lipp: Aus Futtersilos wurden
Gülle- und Gärbehälter
Und dennoch: Es gab einige Firmen, Landwirte
und Bastler, die sich nicht bremsen
ließen in ihrem Elan. So auch Xaver Lipp
im württembergischen Tannhausen, einem
kleinen Dorf auf der Ostalb. Seit 1958
fertigte seine Firma Lipp bereits Silos für
Schnittgut, Getreide, Schrot oder Flüssigdung.
Dabei setzt sie bis heute auf einen
patentierten Doppelfalz, der ermöglicht,
dass das Edelstahlsilo vor Ort gefertigt
wird, indem es aus einem Blechband spiralförmig
gewickelt wird. Im Jahr 1971
bereits dachte der Firmenchef über Erneuerbare
Energien nach. Alternative Energien
sagten die Menschen in der Szene um
diese Zeit noch. Also startete er auf dem
familien eigenen Gutshof erste Versuche,
indem er ein Silo als Reaktorbehälter für
eine Vergärung nutzte.
Ein früher Kunde Lipps war Landwirt
Paul Eberle aus Renningen. Er wollte vor
allem den Geruch seiner Schweinemast
mindern. Er entschied sich 1980 für den
Bau einer Biogasanlage. Sie hatte einen
liegenden Fermenter mit Paddelrührwerk,
um Schwimmschichten zu vermeiden. Den
Strom verbrauchte Eberle anfangs komplett
selbst, weil er für die Einspeisung nur
1,6 Pfennig pro Kilowattstunde bekommen
sollte. Erst 1987 stellte er seine Anlage
auf Netzparallelbetrieb um, nachdem der
Energieversorger ihm nun je nach Tagesund
Jahreszeit 4 bis 8,6 Pfennig gewährte.
Am Anfang ging es den Pionieren ohnehin
nicht primär um die Energie, sondern um
den verbesserten Dünger. „Der entgaste
Dünger ist mundgerecht für die Pflanzen“,
sagte Eberle einmal.
Eine weitere Biogasanlage System Lipp
entstand 1981 auf der Erlacher Höhe, einer
Sozialeinrichtung der Diakonie im Rems-
Murr-Kreis. Auch hier, wie bei einigen
weiteren Projekten, war die Bundschuh-
Biogasgruppe involviert, deren Namen sich
aus der Bundschuh-Bewegung der Bauern
herleitete, die in den Jahren 1493 bis
1517 gegen den Adel und die Obrigkeit zu
Felde zogen. Wichtige Unterstützung kam
auch von der Bauernschule Hohenlohe in
Kirchberg/Jagst-Weckelweiler, die das Thema
bereits Mitte der Siebzigerjahre wieder
aufgegriffen hatte. Allein in der Region Hohenlohe
unterstützte die Bauernschule 15
Anlagen durch ihr Wissen.
Einer der baden-württembergischen Pioniere
war auch Josef Fluhr vom Kramerhof
in Bad Wurzach-Haidgau. Ein anderer war
der Biobauer Rainer Gansloser, der in Hermaringen
eine Anlage mit einem liegenden
Stahltank für 50.000 D-Mark baute und
damit fortan jährlich 2.500 D-Mark Heizund
6.600 D-Mark Stromkosten in seinem
Betrieb einsparte. Ein durchaus wirtschaftliches
Projekt.
110

Biogas Journal | 1_2017 Verband
In den Achtzigern ging es in
Aulendorf los
Auch die Forschung im Südwesten nahm
sich in den Achtzigerjahren des Themas an.
In Aulendorf, dem heutigen Landwirtschaftlichen
Zentrum Baden-Württemberg, wurde
1981 eine Biogasanlage errichtet, die Gülle
und Futterreste verwertete. Die zwei Gasmotoren
von Mercedes liefen täglich 10 bis
14 Stunden, die Generatoren erzeugten am
Tag etwa 500 Kilowattstunden Strom. Die
Stadtwerke Ulm nahmen Überschussstrom
ab, doch das war nicht die Hauptmotivation:
„Es ging uns in erster Linie darum, den Wirtschaftsdünger
zu verbessern, speziell seine
Fließfähigkeit“, sagt Hans-Georg Kunz, der
bis 2005 Mitarbeiter am Landwirtschaftlichen
Zentrum in Aulendorf war.
Zugleich baute auch die Uni Hohenheim ein
Biogas-Labor auf und experimentierte fortan
in 15-Liter-Fermentern, von
denen etwa 20 Stück aufgebaut
wurden. Die Hochschule machte
auch Versuche mit Schleppern,
die mit Biogas betrieben
wurden, und förderte eine
Anlage auf dem Muthof in der
Gemeinde Forchtenberg, die –
von der Biologie her nicht ganz
einfach – mit Hühnerkot betrieben
wurde.
Gottfried Gronbach war damals
an der Uni Hohenheim. In den
Jahren 1978 bis 1980 machte
er Messungen an Prototypen
der Anlagen, doch das Thema
schien bald schon wieder auf
dem absteigenden Ast zu sein:
„Ab 1983/84 erlahmte das Interesse
auf offizieller Seite, etwa
in der Forschung, nachdem die
Ölpreise wieder rapide gefallen
waren“, erinnert sich der Ingenieur heute.
Einige Unternehmer glaubten dennoch
an das Biogas. Gronbach selbst auch, der
1985 in Wolpertshausen die Firma Novatech
gründete. Bis heute hat sie mehr als
150 Hofbiogasanlagen in ganz Deutschland
gebaut.
Ein anderer Pionier ist Erwin Köberle, der
noch heute im schwäbischen Obermarchtal
Geschäftsführer der von ihm gegründeten
Firma Biogaskontor ist. Er hatte im Jahr
1984 den Landwirt Erich Holz vom Karlshof
in Aspach bei Backnang für eine Pionieranlage
gewinnen können. Diese nutzte
einen gebrauchten Heizöltank aus Stahl als
Fermenter, auch die anderen Teile kamen
überwiegend vom Schrott. Hilfreich für
Köberle war, dass Landwirt Holz ein guter
Multiplikator war. Er hatte auch einen guten
Draht zum baden-württembergischen Landwirtschaftsminister
Gerhard Weiser, der
bald staatliche Biogasberater einstellte –
und somit weitere Projekte im Land anstieß.
Motor knackte 10.000-Stunden-
Marke
Die Biogastechnik war nun nicht mehr
aufzuhalten. Im hohenlohischen Standorf
nahm im Oktober 1986 Landwirt Ulrich
Heynold eine Anlage in Betrieb, ebenfalls
entwickelt zusammen mit den Biogasleuten
vom Bundschuh. Und natürlich nutzte auch
er als Kraftwerk ein Totem. 80.000 D-Mark
investierte er in die gesamte Anlage, die
Überlandwerke Jagstkreis bezahlten ihm
Frühe Gülle- und Gärbehälter aus dem Hause Lipp.
immerhin 12 Pfennig je Kilowattstunde.
11.800 Stunden lief sein erster Motor, immerhin.
Bald wurde das Spektrum der Substrate
breiter. In Weissach im Tal nutzte ab 1989
eine Kläranlage Faulgas in Kraft-Wärme-
Kopplung, ebenfalls mit Fiat-Totem. Aus
heutiger Sicht war alles noch etwas hemdsärmelig:
Die Wartung werde „nicht streng
nach Wartungsplan gemacht“, sondern
vom Klärmeister „nach Bedarf erledigt“,
heißt es im Protokoll einer damaligen Biogas-Informationsfahrt.
„Die Ventile werden
selbst poliert und der Ventilsitz wird von
der örtlichen Fiat-Werkstatt nachgeschliffen.“
In Garnberg bei Künzelsau baute Fritz
Frank auf dem heutigen Demeter-Hof eine
Biogasanlage mit unterirdischem Güllelager
und separatem Gasspeicher. Natürlich
wiederum mit Fiat-Totem. Gefüttert wurde
die Anlage vor allem mit Klee. Eine weitere
entstand bei Franz Heubuch in Leutkirch-
Luttolsberg. Und manch ein Landwirt experimentierte,
indem er seine Güllegruben
kurzerhand mit Polyurethan ausschäumte
und als Fermenter nutzte.
Biogas kommt ins Badische
Noch immer war es vor allem der östliche
Landesteil, der das Biogas nutzte. Helmut
Friedrich, Landwirt im Bräunlinger Stadtteil
Bruggen im Schwarzwald-Baar-Kreis, gehörte
zu den Pionieren, die das Biogas auch
im badischen Landesteil populär machten.
Als er 1991 den Betrieb von seinem Vater
übernahm, fiel der Entschluss
zum Bau einer Biogasanlage,
fünf Jahre später war sie vollendet.
Sie hatte schon eine ganz
ansehnliche Größe: 200.000
Kilowattstunden Strom erzeugte
sie fortan im Jahr – sowie
ausreichend Heizwärme für
sein Wohnhaus.
Zwischenzeitlich hatte sich die
Branche erheblich professionalisiert.
Das war auch Hans-
Jürgen Schnell aus Amtzell zu
verdanken, einem gelernten
Kfz-Mechaniker und Maschinenbauer.
Er war gerade 25
Jahre alt, als er 1992 auf dem
elterlichen Hof im Allgäu seine
erste Biogasanlage installierte.
Das Material holte er sich in
großen Teilen vom Schrottplatz;
er war zu dieser Zeit noch mitten
im Studium.
Es blieb nicht bei seiner Privatanlage, bald
verkaufte er Biogasanlagen und erdachte
das Konzept der „100.000-Mark-Anlage“,
einer Anlage zum Fixpreis. Später spezialisierte
sich die Firma Schnell auf die Zündstrahlmotoren
und wurde damit zum Marktführer
– ehe der Gasmotor den Zündstrahler
zurückdrängte.
Trotz seiner frühen Aktivitäten liegt Baden-
Württemberg heute bei der Stromerzeugung
aus Biogas hinter dem Bundesmittel
zurück: Gut 3 Prozent des landesweiten
Strombedarfs wird aus Biogas gedeckt, in
Deutschland sind es rund 5 Prozent.
111

Recht
Biogas Journal | 1_2017
Illegaler Anlagenbetrieb –
ich doch nicht!?
Wie kann der Betrieb einer Biogasanlage eine Straftat sein? Auch wenn diese Vorstellung etwas grotesk erscheint,
die Grenze zum illegalen Anlagenbetrieb ist schnell überschritten. Zudem sind die Anlagenbetreiber
mehr und mehr gezwungen, eventuelle Verstöße selbst in die Öffentlichkeit zu tragen. Kein Betreiber sollte
dieses Thema auf die leichte Schulter nehmen.
Von Dr. Helmut Loibl
Schon wer seine Biogasanlagen
flexibilisieren will, kann schnell
in die Fänge der Staatsanwaltschaft
geraten, wie das folgende
einfache Beispiel zeigt: Ein
Anlagenbetreiber betreibt eine Biogasanlage
mit 500 kW installierter Leistung.
Bereits vor einem halben Jahr hat er einen
Genehmigungsantrag für ein Flex-BHKW
mit weiteren 900 kW eingereicht, das Genehmigungsverfahren
dauert und dauert,
ein Ende ist nicht absehbar.
Das BHKW war schon lange bestellt und
wurde vor einer Woche geliefert. Jeder Betreiber
weiß zwar, dass es ohne Genehmigung
nicht in Betrieb genommen werden
darf, aber die Raten laufen, es verdient
kein Geld, zumindest für den Probebetrieb,
damit der Umweltgutachter sein
Flex-Gutachten machen kann, wird es ans
öffentliche Netz angeschlossen. Nach ein
paar Wochen ist das Umweltgutachten da,
das BHKW wird beim Netzbetreiber in den
Flexbetrieb gemeldet. Nach einem weiteren
halben Jahr kommt schließlich doch die
Genehmigung. Alles gutgegangen, meinen
Sie? Das dicke Ende kommt aber noch!
Jedem Anlagenbetreiber muss das Stichwort
„Anlagenregisterverordnung“ etwas
sagen: Wer verpflichtet ist, seine Anlage
beziehungsweise die jeweilige Änderung
an seiner Anlage dorthin zu melden, hat jeweils
drei Wochen Zeit, diese Meldung vorzunehmen.
Macht er dies nicht, verliert er
grundsätzlich seine komplette EEG-Vergütung
bis zu dem Zeitpunkt, zu dem er seine
Meldepflicht nachholt (unter Umständen
kann diese Sanktion auf „nur“ 20 Prozent
reduziert werden, aber das ist nicht Thema
dieses Beitrags). Meldepflichtig sind insbesondere:
1. Alle Änderungen der installierten Leistung
nach dem 1. August 2014.
2. Der erstmalige Einstieg in die Flexprämie
nach dem 1. August 2014 und
3. grundsätzlich jede Genehmigung nach
dem 28. Februar 2015 (vereinfacht
dargestellt).
Im vorgenannten Beispielsfall sind also drei
(!) Meldungen nötig: Sobald das BHKW installiert
ist, muss die Erhöhung der Leistung
gemeldet werden. Die Teilnahme an der
Flexprämie erfordert eine zweite Meldung
und nachdem endlich die Genehmigung da
ist, muss binnen drei Wochen eine dritte
Meldung erfolgen. Unterbleibt eine dieser
Meldungen, besteht die Gefahr, dass die
gesamte EEG-Vergütung weg ist.
Werden die Meldungen aber ordnungsgemäß
vorgenommen, bringt sich der Anlagenbetreiber
selbst in Teufels Küche:
Schließlich muss er in einem öffentlich zugänglichen
Register für jedermann sichtbar
dokumentieren, dass er bereits ein halbes
Jahr vor seiner Genehmigung ein BHKW illegal
in Betrieb genommen hat!
Illegalität ist schnell erreicht
Die Grenzen zum illegalen Anlagenbetrieb
sind schnell erreicht: Bereits dann, wenn
eine Biogasanlage ohne oder nicht in Einklang
mit einer immissionsschutzrechtlichen
Genehmigung betrieben wird, liegt
eine „Umweltstraftat“ nach dem Strafgesetzbuch
(StGB) vor. Also schon dann,
wenn die Biogasanlage nicht exakt so gebaut
ist, wie es nach den abgestempelten
Plänen der Fall sein sollte, ist der Tatbestand
erfüllt.
Gleiches gilt, wenn die zahlreichen Nebenbestimmungen
des Genehmigungsbescheids
nicht eingehalten sind. Oder wenn
andere Einsatzstoffe in die Anlage eingebracht
werden als diejenigen, die in der Genehmigung
stehen. Am schlimmsten sind
aber immer die Fälle, in denen andere oder
gar mehr BHKW an der Anlage stehen, als
die Genehmigung vorsieht.
Viele werden jetzt denken, dass in ihrem
Bescheid gar keine Einsatzstoffe ausdrücklich
benannt sind, auch ist von bestimmten
BHKW keine Rede. Vergessen
Sie solche Gedanken bitte gleich wieder:
Jeder Anlagenbetreiber hat mit seinem Genehmigungsantrag
eine Beschreibung oder
Ähnliches bei der Genehmigungsbehörde
eingereicht, dort sind sowohl das oder
die BHKW als auch die Einsatzstoffe beschrieben.
Und auf diesem Papier befindet
sich immer der Genehmigungsstempel der
Behörde. Das heißt, dieses Papier ist umfassend
Teil der Genehmigung und muss
eingehalten werden.
Da mittlerweile fast alle Biogasanlagen eine
immissionsschutzrechtliche Genehmigung
benötigen (Grenzen: 1 MW Feuerungswärmeleistung,
1,2 Millionen Normkubikmeter
Biogasproduktion, 3 Tonnen Gaslager,
6.500 Kubikmeter Gärrestvolumen, mehr
als 10 Tonnen Abfalleinsatz/Tag), liegt fast
jeder Verstoß gegen die Genehmigung im
strafrechtlichen Bereich.
Umgang mit Behörde/
Staatsanwaltschaft
Überprüft wird der illegale Anlagenbetrieb
regelmäßig von der Genehmigungsbehörde
oder von Staatsanwaltschaft und Polizei.
Dem Betreiber wird eröffnet, was ihm vorgeworfen
wird, er wird hierzu angehört. Bereits
hier ist größte Vorsicht geboten: Kein
Anlagenbetreiber sollte hier ohne Beistand
112

Biogas Journal | 1_2017 Recht
fachlich spezialisierter Rechtsanwälte
Aussagen treffen! Hier braucht man nicht
nur einen Anwalt, der sich mit Biogas auskennt,
sondern zudem einen Strafrechtsspezialisten.
Gerade diese Anfangsphase sollte keiner
auf die leichte Schulter nehmen: Bedenken
Sie bitte immer, es geht im Ergebnis
sogar um Ihre persönliche Freiheit (es sind
bereits mehrfach Freiheitsstrafen wegen illegalem
Betrieb von Biogasanlagen ausgesprochen
worden, wenn zwar bislang wohl
auch immer „nur“ auf Bewährung, aber das
bedeutet, dass beim nächsten Verstoß ein
längerer Gefängnisbesuch ins Haus steht!).
Wer kommt denn da dahinter?
Früher war es so, dass nach meinen persönlichen
Erfahrungen fast alle Verfahren
auf Nachbaranzeigen zurückgegangen
sind, nicht zuletzt von konkurrierenden
Biogasbetreibern. Diese Zeiten sind allerdings
lange vorbei: Bereits seit vielen Jahren
müssen Netzbetreiber alle relevanten
Daten wie eingespeiste Kilowattstunden,
bezogene Boni, Anlagenstandort etc. auf
ihrer Internetseite veröffentlichen.
Jeder, also auch jeder Behördenmitarbeiter,
kann dort nicht nur sehen, wie viel Umsatz
Sie machen, sondern die Kilowattstunden
durch die Jahresstunden teilen und so
schnell feststellen, ob eingespeiste und
genehmigte Leistung zusammenpassen.
Und wie es heute ist, zeigt das Eingangsbeispiel:
Die Anlagenregisterverordnung
zwingt den Anlagenbetreiber selbst, seine
eventuellen Fehler öffentlich zugänglich im
Anlagenregister zu dokumentieren.
Mit welcher Strafe muss
man rechnen?
Die drohenden Strafen sind vielfältig: Bei
gravierenden Verstößen – hierunter zählt
meist auch der nicht genehmigte Zubau
einer nicht unbeachtlichen Leistung –
drohen zunächst in der Regel um die 90
Tagessätze an Strafe. Das bedeutet, dass
man den Lohn, den man an 90 Tagen erwirtschaftet,
als Strafe abgeben muss. Bei
Folgeverstößen ist man dann erfahrungsgemäß
schnell bei sechs Monaten Freiheitsstrafe
auf Bewährung. Zudem droht immer
der sogenannte Verfall, also der Grundsatz,
dass ein Straftäter die Früchte seiner illegalen
Handlung nicht behalten darf: Der
Staat schöpft also regelmäßig das, was zu
Unrecht an EEG-Vergütung erlangt wurde,
ab. Hier kann guter anwaltlicher Beistand
helfen, weil Genehmigungsbehörden und
Staatsanwaltschaft nur selten in der Lage
sind, die doch sehr komplex gewordene
EEG-Vergütung richtig zu berechnen.
Erfahrungsgemäß trifft den Anlagenbetreiber
häufig eine andere Sanktion aber am
meisten: Viele Anlagenbetreiber sind nebenbei
passionierte Jäger. Wer eine strafrechtliche
Verurteilung mit mehr als 60
Tagessätzen (da ist man schnell dabei!)
erhält, gilt als „unzuverlässig“ und muss
seinen Waffenschein abgeben. Hiergegen
lässt sich juristisch kaum etwas machen –
Jäger müssen also in besonderer Weise darauf
achten, dass sie entweder kein Risiko
eines illegalen Anlagenbetriebes haben
oder innerhalb ihrer Gesellschaft nicht in
verantwortlicher Position stehen.
Noch ein Tipp zur Einlassung: Bitte sagen
Sie niemals, dass das zusätzliche BHKW
nur deshalb eingeschaltet wurde, weil Sie
wegen der bereits laufenden Raten das
Geld benötigen: Wer aus Gewinnsucht handelt,
begeht einen besonders schweren Fall
einer Umweltstraftat und erhöht seine Strafe
damit beträchtlich!
Ablauf des Verfahrens
Nach einer ersten Anhörung kann das Verfahren
unterschiedlich ablaufen: Erfolgt
die Anhörung bei der Genehmigungsbehörde,
sollte dringend das offene Gespräch gesucht
werden, es ist erfahrungsgemäß immer
besser, das Verfahren bei der Behörde
zu belassen und dort einvernehmlich eine
angemessene Strafe zu verhandeln. Ist der
Verstoß zu gravierend, wird die Sache an
die Staatsanwaltschaft gegeben. Regelmäßig
wird dem Betroffenen hier ein Strafbefehl
mit einer konkreten Strafe zugestellt.
Wird diese akzeptiert, ist die Sache erledigt.
Ist der Betreiber mit der ausgesprochenen
Strafe nicht einverstanden oder sieht die
Staatsanwaltschaft von vornherein den
Verstoß als gravierend an, geht die Angelegenheit
an das Strafgericht. Das bedeutet,
dass der Fall in aller Öffentlichkeit – meist
auch mit Pressebegleitung – verhandelt
wird. Spätestens hier ist die Einschaltung
eines auf Strafrecht spezialisierten Anwalts
unumgänglich.
Wie kann ich Vorsorge treffen?
Das Beste für jeden Anlagenbetreiber ist
also, erst gar nicht in eine solche Situation
zu gelangen. Dabei ist eines ganz realistisch
zu sehen: Bei der Fülle der heute
geltenden Rechtsvorschriften ist es kaum
noch möglich, ohne permanente Rechtsberatung
jegliches Risiko komplett auszuschalten.
Allerdings interessieren sich
Staatsanwaltschaft und Strafgericht regelmäßig
nicht für „kleine“ Verstöße gegen
Nebenbestimmungen in Genehmigungen.
Gleichwohl sollte jeder Betreiber einer Biogasanlage
versuchen, alles nach bestem
Wissen und Gewissen einzuhalten.
Erfahrungsgemäß gibt es hier zwei erfolgversprechende
Mittel:
1. Jede Änderung, die an einer Anlage
vorgenommen wird, ist zuvor mit einem
spezialisierten Rechtsanwalt abgesprochen.
Die meisten spezialisierten
Anwälte in diesem Bereich arbeiten
auf Stundenhonorarbasis, sodass die
Kosten dieser Beratung überschaubar
sind und vor allem in keinem Verhältnis
stehen zu dem, was ansonsten droht,
wenn Fehler gemacht werden.
2. Einmal im Jahr geht der Betreiber
zusammen mit seinem Anwalt oder
Fachplaner seine gesamte Genehmigung
mit allen Plänen und Nebenbestimmungen
durch und prüft, ob alle
Vorgaben (noch) eingehalten sind.
Hierbei ist auch ein Rundgang um die
Anlage nötig, kaum eine Anlage bleibt
über Jahre unverändert. Werden hier
Änderungen festgestellt, sind diese
nachgenehmigen zu lassen, nicht
eingehaltene Nebenbestimmungen
müssen umgesetzt werden.
Fazit: Der „beste“ illegale Anlagenbetrieb
ist nicht der, der nicht entdeckt wird, sondern
der, der gar nicht stattfindet. Sorgen
Sie dafür, dass kleinere Unstimmigkeiten,
die es an vielen Anlagen gibt, zeitnah beseitigt
werden, sodass kleine Probleme erst
gar nicht zu großen werden.
Autor
Dr. Helmut Loibl
Rechtsanwalt und Fachanwalt für Verwaltungsrecht
Sprecher des Juristischen Beirates
im Fachverband Biogas e.V.
Paluka Sobola Loibl & Partner
Prinz-Ludwig-Straße 11
93055 Regensburg
Tel. 09 41/58 57 10
E-Mail: loibl@paluka.de
www.paluka.de
113

Impressum
Biogas Journal | 1_2017
Qualität Qualität setzt sich setzt setzt durch! sich sich durch! durch!
Biogas: Wir Biogas: kennen Wir Wir kennen uns kennen aus! uns aus! uns aus!
Tauchmotorrührwerke Tauchmotorrührwerke in gasdichter in in gasdichter gasdichter
Ausführung mit/ohne Ausführung Ex-Schutz
mit/ohne
mit/ohne
Ex-Schutz
Ex-Schutz Franz Eisele u. Söhne
Franz Eisele u. Franz Söhne Eisele u. Söhne
Vertikalpumpen
GmbH u. Co. KG
Vertikalpumpen Vertikalpumpen
GmbH u. Co. KGGmbH u. Co. KG
Hauptstraße 2–4
Tauchmotorpumpen Hauptstraße 2–4 Hauptstraße 2–4
Tauchmotorpumpen Tauchmotorpumpen
D-72488 Sigmaringen-Laiz
Rotationspumpen
D-72488 Sigmaringen-Laiz
Tel. +49 D-72488 (0) 75 Sigmaringen-Laiz
71/109-0
Rotationspumpen Rotationspumpen
Über-/ Unterdrucksicherung Tel. +49 (0) info@eisele.de
75 Tel. 71/109-0 +49 (0) 75 71/109-0
Über-/ Unterdrucksicherung
Über-/ Unterdrucksicherung info@eisele.de www.eisele.de info@eisele.de
www.eisele.de www.eisele.de
100.1
100.1
EIS-ME-M-15007_AZ_100.1_Biogas_85x56.5_RZ.indd 1 29.01.15 17:19
100.1
IMPRESSUM
Herausgeber:
Fachverband Biogas e. V.
Dr. Claudius da Costa Gomez (V.i.S.d.P.)
Andrea Horbelt (redaktionelle Mitarbeit)
Angerbrunnenstraße 12 · 85356 Freising
Tel. 0 81 61/98 46 60
Fax: 0 81 61/98 46 70
E-Mail: info@biogas.org
Internet: www.biogas.org
ISSN 1619-8913
EIS-ME-M-15007_AZ_100.1_Biogas_85x56.5_RZ.indd 1 1 29.01.15 17:19 29.01.15 17:19
www.erdbecken.de
0 49 44 - 91 69 50
Erdbecken
zur Lagerung von
Gülle, Gärrest, belastete
Wässer, Rübenmus
Wir beraten Sie gern!
Am Dobben 14
26639 Wiesmoor
Redaktion:
Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann
Fachverband Biogas e. V.
Tel. 0 54 09/9 06 94 26
E-Mail: martin.bensmann@biogas.org
Anzeigenverwaltung & Layout:
bigbenreklamebureau GmbH
An der Surheide 29 · 28870 Ottersberg-Fischerhude
Tel. 0 42 93/890 89-0
Fax: 0 42 93/890 89-29
E-Mail: info@bb-rb.de
Internet: www.bb-rb.de
AGW_Anzeigen_85x57_2016_RZ.indd 1 02.03.2016 09:35:03
Rechtsanwälte und Notare
Seit vielen Jahren beraten und vertreten wir vornehmlich
Betreiber und Planer kompetent und umfassend im
- Recht der Erneuerbaren
- Energien
- Vertragsrecht
- Gewährleistungsrecht
- Energiewirtschaftsrecht
- Umweltrecht
- Immissionsschutzrecht
- öffentlichen Baurecht
- Planungsrecht
Kastanienweg 9, D-59555 Lippstadt
Tel.: 02941/97000 Fax: 02941/970050
Ihre Ansprechpartner:
RAuN Franz-Josef Tigges*
RAuN Andreas Schäfermeier**
RA W. Andreas Lahme*
RA Dr. Oliver Frank*
RA‘in Martina Beese
RA Dr. Mathias Schäferhoff
RA Daniel Birkhölzer*
RA‘in Katharina Vieweg-Puschmann LL.M.
* Fachanwalt für Verwaltungsrecht
** Fachanwalt für Insolvenzrecht
kanzlei@engemann-und-partner.de
www.engemann-und-partner.de
Druck: Druckhaus Fromm, Osnabrück
Auflage: 10.000 Exemplare
Das BIOGAS Journal erscheint sechsmal im Jahr auf Deutsch. Zusätzlich erscheinen
zwei Sonderhefte und zwei Ausgaben in englischer Sprache.
Die Zeitschrift sowie alle in ihr enthaltenen Beiträge sind urheberrechtlich
geschützt. Namentlich gekennzeichnete Artikel geben die Meinung des
Verfassers wieder, die nicht unbedingt mit der Position des Fachverbandes
Biogas e.V. übereinstimmen muss. Nachdruck, Aufnahme in Datenbanken,
Onlinedienste und Internet, Vervielfältigungen auf Datenträgern wie CD-
Rom nur nach vorheriger schriftlicher Zustimmung. Bei Einsendungen
an die Redaktion wird das Einverständnis zur vollen oder auszugsweisen
Veröffentlichung vorausgesetzt. Für unverlangt eingehende Einsendungen
wird keine Haftung übernommen. Die Redaktion behält sich vor, Leserbriefe
sinnerhaltend zu kürzen.
Komponenten für Biogasanlagen
Tragluftfolienabdeckungen • gasdichte Rührwerksverstellungen
Xylem Rührwerks- und Pumpentechnik • Schaugläser
Wartungs- und Kontrollgänge • Über/Unterdrucksicherungen
Emissionsschutzabdeckung, etc.
Industriestraße 10 • 32825 Blomberg • info@nesemeier-gmbh.de
Tel.: 05235/50287-0 • Fax 05235/50287-29
114

Biogas Journal | 1_2017 Recht
Ganzheitliche Biogas-Prozess-Optimierung
115

Recht
PRODUKTINFORMATION
AUS SHERWOOD FOREST
Biogas Journal | 1_2017
Für
Dreyer & Bosse
34,50 €
628
Für
Dreyer & Bosse
36,95 €
627
Für 2G
29,90 €
571
Für Hagl
56,50 €
730
VOLLTREFFER:
GUTSCHEIN ÜBER 15 € *
Aktionscode: Robin Hood
* Gültig bei Bestellung bis 15.2.2017,
ab einem Nettoeinkauf von 250 €.
743 UT 99
Ohne Dichtungen
285,00 €
604 Für MAN
2876
14,95 €
24h
606 Für MAN
2842
24,95 €
573 Für MAN
2842
605 Für MAN
2848 8,15 €
19,95 €
Einfach. Schnell. Günstig!
768 Für MAN
3268
10,25 €
572 Für MAN
2876/2848
6,95 €
ZUM SHOP!
www.emission-parts.de
Alle Preise verstehen sich als Netto-Stückpreis zzgl. 19% MwSt.
Bequem online bestellen und 2 % sparen:
im BHKW Zubehörshop von Emission Partner.
Tel.: 116 +49 4498 92326 26 | shop@emission-partner.de