2_2017 Leseprobe

www.biogas.org Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 50073 | 20. Jahrgang 

2_2017 

Bi 

seit 20 jahren 

GaS Journal 

Das Fachmagazin der Biogas-Branche 

Stromexport: Rekordüberschuss 

in 2016 S. 22 

EEG 2017 – wie der 

Übergang gelingt S. 38 

Mexiko: Biogas aus 

Feigenkaktus S. 68 

Biogas 

aus 

Maisstroh

Inhalt 

Biogas Journal | 2_2017 

Alles aus einer Hand - Ihren Anforderungen entsprechend! 

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Editorial 

Biogas, sicher, günstig 

Liebe Leserinnen und Leser, 

gerade haben wir als Verband unseren 25. 

Geburtstag gefeiert. Mit 25 fühlt man sich 

erwachsen, voller Kraft und Tatendrang, 

man meint alles zu wissen und in der Regel 

auch besser als alle anderen … 

Irgendwann merkt man dann aber, dass 

manches, was andere schon gedacht oder 

gemacht haben, doch gar nicht so falsch 

war. Man ergänzt die eigenen Erfahrungen 

mit den Erkenntnissen der anderen und 

entwickelt neue Meinungen. Das nennt 

man dann Reifungsprozess. Der menschliche 

Reifungsprozess ist zum Glück anders 

als der eines Verbandes, aber ein paar Parallelen 

gibt es sicherlich. So haben wir im 

Sturm und Drang, der beim Fachverband 

Biogas schon gleich nach der Gründung 

eingesetzt hat, schnell vieles gemeinsam 

vorangebracht und auch einige Erfolge 

erzielt. Zu Beginn der 2010er Jahre gab 

es erste Erkenntnisse, dass ein uneingeschränktes 

Wachstum nicht dauerhaft 

funktionieren kann, aber solange es ging, 

gab es keine Not zum Umsteuern. 

Dann kam die angekündigte Vollbremsung, 

und durch harte Arbeit ist es gelungen, 

dass der Karren nicht gleich auf dem 

Schrottplatz landete. Aber jetzt müssen wir 

uns entscheiden, wie wir weiter reisen. Das 

Ziel ist klar: ein nachhaltiger Betrieb der 

Biogasanlagen. Nachhaltig im Sinne der 

Betriebswirtschaft, aber auch im Sinne unserer 

Umwelt und Gesellschaft. Wie können 

wir dieses Ziel erreichen? Wir müssen für 

die Gesellschaft eine Dienstleistung erbringen, 

für die wir auch bezahlt werden. Letzteres 

hat bisher das Erneuerbare-Energien- 

Gesetz gewährleistet. 

Nun müssen wir aber auch andere Finanzierungsmöglichkeiten 

erschließen 

und vor allem die Dienstleistungen erbringen: 

Das sind zum Beispiel eine positive 

Klimawirkung durch Vermeidung 

von Treibhausgasemissionen, intensivere 

Kreislaufwirtschaft, eine verlässliche Energiebereitstellung 

und zukünftig vielleicht 

auch Biodiversität in der Kulturlandschaft. 

Eine entscheidende Bedeutung in unserer 

Gesellschaft wird zukünftig die CO 2 

-Vermeidung 

haben, dies wird die Währung der 

Zukunft. Hier können wir punkten, wenn 

wir unsere Hausaufgaben machen. 

Apropos Hausaufgaben: Das Jahr 2017 

wird eine Reihe von zusätzlichen, zum Teil 

kostspieligen Auflagen bringen, beispielhalft 

seien nur die Umsetzung der Düngeverordnung 

oder die wasserrechtlichen 

Auflagen durch die Verordnung über Anlagen 

im Umgang mit wassergefährdenden 

Stoffen (AwSV) genannt. Weitere kommen 

hinzu. Es muss uns gelingen, die Anforderungen 

zu erfüllen und gleichzeitig einen 

wirtschaftlichen Anlagenbetrieb sicherzustellen. 

Hierzu wird der Fachverband Biogas 

seinen Beitrag durch Begleitung der 

Vorschriften bei der Entstehung sowie dann 

der Umsetzung leisten, und er wird für eine 

immer schnelle Bereitstellung der für die 

Anlagenbetreiber relevanten Informationen 

sorgen. Nur wenn es uns gelingt, die Anforderungen 

der Gesellschaft an uns zu erfüllen, 

wird auch zukünftig eine Finanzierung 

unserer Anlagen möglich sein. 

Auch in diesem Heft finden Sie wieder 

die Informationen zu den aktuellen Entwicklungen 

Sicherheit, Betriebswirtschaft 

und Flexibilisierung. Im Titelthema dieser 

Ausgabe geht es um die Vergärung von 

Maisstroh als kostengünstige Substratalternative. 

Dabei versuchen Anlagenbetreiber 

und Unternehmen, Reststoffpotenziale 

stärker zu nutzen. Als Branche müssen wir 

aber auch weiter denken und uns konkret 

überlegen, wie Biogas zukünftig überleben 

kann. Hierzu hat das Präsidium das Projekt 

„Zukunft Biogas“ ins Leben gerufen. Dabei 

erarbeiten 15 Biogasexperten aus dem 

Haupt- und Ehrenamt im Fachverband Biogas 

eine Zukunftsstrategie für unsere Branche. 

Die ersten Ergebnisse werden Mitte 

März in der Kuratoriumssitzung unseres 

Verbandes zur Diskussion gestellt. 

Ziel ist es, bis zum Frühsommer konkrete 

Maßnahmen zu entwickeln, mit denen wir 

sicherstellen können, dass die Biogastechnologie 

auch langfristig gesellschaftlich akzeptiert 

ist und damit ein wirtschaftlicher 

Betrieb möglich ist. Wichtige Ansatzpunkte 

werden dabei sicher die schon genannten 

Aspekte wie Klimaschutz und Systemdienstleistungen 

sein. Wenn es uns gelingt, 

eine tragfähige Strategie für die Branche zu 

entwickeln, werden wir auch am 14. Februar 

2042, dem 50. Geburtstag unseres 

Verbandes, auf eine erwachsene Branche 

mit dem Toast „Biogas, sicher, günstig“ anstoßen 

können. 

Herzlichst Ihr 

Dr. Claudius da Costa Gomez, 

Hauptgeschäftsführer 

des Fachverbandes Biogas e.V. 

3

Inhalt 


Editorial 

3 Biogas, sicher, günstig 

Dr. Claudius da Costa Gomez, 

Hauptgeschäftsführer des 

Fachverbandes Biogas e.V. 

AKTUELLES 

6 Meldungen 

8 Termine 

9 Biogas-Kids 

10 Trendwende für Biomethan 

im Verkehr? 

Von Thomas Gaul 

14 CO 2 

-Bepreisung fossiler Energien 

in allen Sektoren notwendig 

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) 

Martin Bensmann 

18 Save the date: 

BIOGAS Convention & Trade Fair 

POLITIK 

20 Die Kohle bestimmt weiterhin das Denken 

Von Bernward Janzing 

22 2016: Abermals Rekordwert beim 

Stromexport 


24 Pläne für die künftige EU-Energiepolitik 

ab 2020 

Von Julia Münch 

Titelthema 

26 

26 Körnermaisstroh – ein Substrat, 

das Hoffnungen weckt 

Von M.Sc. Monika Fleschhut und 

Dipl.-Ing. agr. Martin Strobl 

34 Maisstroh macht Bakterien froh 

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) 


PRAXIS 

38 Der Übergang von fester Einspeisevergütung 

zur Ausschreibung 

Von Alfons Himmelstoß 

44 In der „Dunkelflaute“ die Preisspitzen 

mitnehmen 


48 „Biogasanlagen sind die flexibelsten und 

am einfachsten einsetzbaren EE-Anlagen“ 

Von Jochen Schwill 

52 Logistik für Gärprodukte 


56 Interview 

Umlaufwasser entkalken und entsalzen 

Interviewerin: PD Dr. Marianne 

Karpenstein-Machan 

4


Inhalt 

titelFoto: Darkves_fotolia i Fotos: Darkves_fotolia, Martina Bräsel, Martin Egbert 

64 68 

60 Interview 

„Biogasbranche ist spürbar 

kompetenter geworden“ 

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


62 Bilanzkrater sind vermeidbar 

Von Rainer Casaretto 

64 Biogas aus Molke mit Koksstaub gewinnen 

Von Dipl.-Ing. · Dipl. Journ. Martina Bräsel 

INTERNATIONAL 

Mexiko 

68 Feigenkaktus liefert Biogas 

Von Klaus Sieg 

Indien 

79 KVP-Projekt: Tagebuch Indien 

Von Antje Kramer 

VERBAND 

Aus der Geschäftsstelle 

80 Start ins Superwahljahr 2017 

Von Dr. Stefan Rauh und 

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

84 Aus den Regionalgruppen 

86 Aus den Regionalbüros 

91 AK Direktvermarktung 

Flexibilität voranbringen! 

Von Dr. Stefan Rauh 

92 Mit Biogas Energie speichern 

Von Harald Uphoff, BEE 

94 Später Start mit dem EEG 


RECHT 

96 Clearingstelle EEG 

Votum zur Inbetriebnahme einer Holzvergasungsanlage 

und Schiedsspruch zur 

nachträglichen Vergütungskorrektur 

Von Elena Richter 

98 Impressum 

Beilagenhinweis: 

Das Biogas Journal 

enthält Beilagen der Firmen 

greentec und WDV / Molliné. 

5

Aktuelles 


Fossile Brennstoffe belasten die Handelsbilanz 

Berlin – Trotz anhaltend niedriger Preise 

für fossile Energien an den internationalen 

Märkten beanspruchen die Einfuhren von 

Mineralöl, Erdgas und Kohle weiterhin erhebliche 

Anteile an den Importausgaben 

vieler Staaten. Das gilt für große Schwellen- 

und Entwicklungsländer ebenso wie 

für viele Industriestaaten. Wie aus aktuellen 

Daten der Welthandelsorganisation 

(WTO) hervorgeht, erreichten im Jahr 2015 

die weltweiten Importkosten für Brennstoffe 

rund 1,7 Billionen Euro. „Der Energiehunger 

reißt ein Loch in die Haushalte vieler 

Staaten. Hingegen würde ein forcierter 

Umstieg auf Erneuerbare Energien benötigte 

Mittel für dringend notwendige Investitionen 

freisetzen“, erklärt der Geschäftsführer 

der Agentur für Erneuerbare Energien 

(AEE) Philipp Vohrer. 

Laut den WTO-Daten gehören große 

Schwellen- und Entwicklungsländer zu den 

am stärksten von Belastungen durch fossile 

Energieimporte betroffenen Staaten. So 

müssen Indien und Pakistan jeweils rund 

ein Fünftel ihrer gesamten Netto-Importausgaben 

für fossile Energien aufwenden. 

In Indien mussten für diese Einfuhren 

nach Abzug von Exporten 2015 insgesamt 

72 Milliarden Dollar bezahlt werden. Das 

war weit mehr als doppelt so viel, wie etwa 

im Bereich der öffentlichen Gesundheit zur 

Verfügung stand: Laut Weltbank-Angaben 

erreichten die Gesundheitsausgaben Indiens 

2014 rund 29 Milliarden Dollar. Noch 

stärker ist die Belastung durch die Importe 

fossiler Energien im benachbarten Pakistan, 

wo diese wertmäßig 22 Prozent an den 

Gesamteinfuhren beanspruchen. 

EnviTec eröffnet eigenes Labor für biologischen Service 

Lohne – Modernste Ausstattung für präzise Analysen 

– das bietet das soeben eröffnete zweite Labor 

der EnviTec Biogas AG. Nach dem bereits 2015 erfolgreich 

in Betrieb genommenen Labor im italienischen 

Verona bietet nun auch das am Firmensitz 

Lohne ansässige Laboratorium Komplettservice aus 

einer Hand. 

Die Investition in modernste eigene Labortechnik offeriert 

EnviTec-Kunden eine effiziente und vor allem 

zeitsparende Analyse: Innerhalb weniger Stunden 

liegen den Experten bereits erste Ergebnisse einer 

Probe vor. Um den aktuellen Anforderungen zu entsprechen, 

nutzen die EnviTec-Spezialisten akkreditierfähige 

Methoden, nach denen auch in anderen 

Großlaboren Untersuchungen durchgeführt werden. 

Das 77 Quadratmeter große Laboratorium komplettiert 

damit das Service-Angebot des Biogas- 

Allrounders, denn jede Stunde Betriebsausfall einer 

Anlage bedeutet für den Betreiber einen erheblichen 

Einnahmeverlust. 

Die regelmäßige Untersuchung der Substratqualität 

und der Umgebungsbedingungen der Anaerob-Biologie 

im Fermenter ist für eine biologische Langzeitbetreuung 

des laufenden Betriebs unerlässlich. Nur 

so können negative Trends erkannt und frühzeitig 

geändert werden. 

Dies ermöglicht eine proaktive Handlungsweise 

und kann langfristige Beeinträchtigungen der 

Gasproduktion verhindern. „Die Vergärung ist ein 

natürlicher Prozess, bei dem es immer wieder zu 

Schwankungen kommt – keine Biogasanlage ist 

wie die andere“, sagt Clemens Willenborg, Prokurist 

und zuständiger Abteilungsleiter des biologischen 

Service. 

China als Exportweltmeister musste 2015 

trotz stark gefallener Ölpreise immer noch 

mehr als ein Zehntel seiner Importausgaben 

für fossile Energieträger aufwenden – 

ungeachtet der Ausbeutung eigener Vorkommen. 

Der Netto-Wert aller nach China 

importierten fossilen Brennstoffe betrug 

2015 rund 154 Milliarden Euro. Der Energiehunger 

des Landes belastet damit nicht 

nur Umwelt und Klima, sondern auch die 

Handelsbilanz. 

Deutschland kostete der Import fossiler 

Brennstoffe 2015 knapp 60 Milliarden 

Euro, das waren wertmäßig rund 6 Prozent 

der Gesamteinfuhren. Trotz des Ausbaus 

der Erneuerbaren Energien am Strommarkt 

liegt die Abhängigkeit Deutschlands 

von Energieimporten konstant bei 70 Prozent. 

„Nur wenn wir den Anteil Erneuerbarer 

Energien auch im Wärme- und Verkehrsbereich 

konsequent ausweiten, werden wir 

uns von den wirtschaftlichen und ökologischen 

Belastungen der fossilen Energien 

lösen können“, betont Vohrer. Denn in diesen 

Bereichen wird das Gros der fossilen 

Importe verwendet. Angesichts der aktuell 

wieder steigenden Ölpreise rechnet Vohrer 

künftig mit noch deutlich höheren Importkosten 

für Öl und Gas. 

6


Aktuelles 

Bio-CNG und die Umwelt sagen „Danke!“ 

Berlin – Das Bundeskabinett 

hat Mitte Februar beschlossen, 

die für Ergas- und Biomethankraftstoff 

geltende Steuerbegünstigung 

zu verlängern. Die 

neue gesetzliche Regelung gilt 

nun über das Jahr 2018 hinaus 

bis 2026, ab 2024 soll die 

Förderung dann stufenweise 

zurückgefahren werden. Damit 

ist die Zeit des Wartens und 

der Unsicherheit vorbei. Spät 

genug ist es, da zwischenzeitlich 

bereits spürbare Abwanderungstendenzen 

und Markterosion 

eingesetzt haben. 

Den Kraftstoff CNG als wirklich 

förderungswürdig anzuerkennen, 

ist die richtige Entscheidung. 

Denn seine bereits existente 

regenerative Wirklichkeit sowie das riesige 

Biomethan- und Erdgaskraftstoff sollen bis 2026 steuerbegünstigt bleiben. 

Potenzial stellen CNG in eine Reihe mit den 

Zukunftsantrieben Brennstoffzelle, H 2 

-Gas 

(Wasserstoff) und Strom. Wenn 

man es genau nimmt, sogar in 

die deutlich führende Position! 

Denn Nachhaltigkeit, Produktionsanlagen, 

Infrastruktur, 

Fahrzeugangebot, Reichweite, 

Verfügbarkeit, Netztransport – 

all das ist bei CNG bereits seit 

Jahren vorhanden. Zwar sind 

noch deutliche Verbesserungen 

für eine bessere Marktdurchdringung 

zwingend erforderlich, 

doch der Aufwand 

hierfür ist sowohl zeitlich, 

technisch als auch finanziell 

überschaubar. Den ersten 

Anschub für die notwendigen 

Maßnahmen und Investitionen 

sollte die nun endlich 

beschlossene Verlängerung der Steuervergünstigung 

geben. 

Foto: bluedesign_ fotolia 

Methanemissionen bei 

Biogasmotoren vermeiden 

Gülzow – Gasmotoren an Biogasanlagen, 

aber auch in Gaskraftwerken wandeln Biogas 

oder Biomethan in erneuerbaren Strom 

und Wärme um. Dabei emittieren sie CO 2 

als Produkt des Verbrennungsprozesses, jedoch 

auch unverbranntes Methan, dessen 

Treibhausgas-Potenzial erheblich höher 

bewertet wird. Wie hoch dieser sogenannte 

Methanschlupf genau ausfällt und wie man 

ihn reduzieren kann, dazu gibt es bislang 

relativ wenige wissenschaftlich fundierte 

Kenntnisse. 

Forscher der Technischen Universität 

München (TUM) und der Leibniz Universität 

Hannover untersuchten deshalb die 

Methan-Emissionen in Biogasmotoren im 

Detail. Ziel des Projektes war es, Wissen 

und Methoden zu entwickeln, um die Verbrennung 

bei Gasmotoren zu optimieren, 

den Wirkungsgrad zu steigern und gleichzeitig 

die Kohlenwasserstoff-Emissionen 

im Motor zu reduzieren. Dazu erfassten die 

Forscher in experimentellen Motorenversuchen 

detaillierte Daten zu den Methanemissionen 

und untersuchten verschiedene 

Maßnahmen zu deren Reduzierung. 

Die Modellierung und Berechnung der innermotorischen 

Vorgänge erfolgte mittels 

dreidimensionaler Strömungsberechnungen 

(CFD) und reaktionskinetischer Modellierungen. 

Im Ergebnis zeigte sich, dass das Verbrennungs-Luftverhältnis 

den größten Einfluss 

auf die Emissionen von Kohlenwasserstoffen 

(THC – total hydrocarbons), zu denen 

Methan gehört, hat. Wandtemperatur, Volumen 

der Brennraumspalte, Zündsystem 

und Gemischbildung sind weitere wichtige 

Einflussfaktoren. Die Herausforderung für 

die Forscher bestand nun darin, Maßnahmen 

zur THC-Reduzierung zu finden, die 

weder den Wirkungsgrad verringern, noch 

die Stickoxid-Emissionen erhöhen. 

Im Ergebnis erfüllen eine Abgasnachbehandlung, 

hohe Kühlmitteltemperaturen 

und niedrige Ladelufttemperaturen diese 

Prüfstand für Gasmotoren an der TUM. 

Bedingungen am besten. Auf Basis der 

umfangreichen Untersuchungsergebnisse 

entwickelten die Wissenschaftler dann 

eine Bewertungsmatrix, die es der Motorenindustrie 

ermöglicht, THC-Reduktionsmaßnahmen 

abzuleiten und diese Erkenntnisse 

in die Entwicklung neuer Motoren einfließen 

zu lassen. Auch die entwickelte CFD- 

Berechnungsmethodik kann für zukünftige 

Auslegungen eingesetzt werden. 

Foto: TUM – LVK 

7

Aktuelles 


Termine 

Alle Termine finden Sie auch auf der Seite www.biogas.org/Termine 

Intensivschulungen zu 

Ausschreibungen 2017 

8. März 

Nürnberg 

www.landgasthof-gentner.de 

13. März 

Walsrode 

www.forellenhof.de 

16. März 

Leipheim 

www.wald-vogel.de 

20. März 

Münster 

www.factoryhotel.de 

23. März 

Landsberg bei Halle 

www.mercure.com 

Service GmbH 

Hinweis: Die Intensivschulungen sind 

nur für Mitglieder des Fachverbandes 

Biogas e. V. und auf 20 Teilnehmer 

pro Schulung begrenzt. Melden Sie 

sich online an unter: 

www.biogas.org/Service/Termine 

Betreiberschulung im Sinne der TRGS 529 

Termine des Schulungsverbundes 

Biogas finden Sie unter: 

http://www.schulungsverbund-biogas. 

de/terminkalender/ 

14. März 

Erfahrungsaustausch – Weiterbildung 

der Sachkundigen für den Betrieb einer 

Biogasanlage 

Für die Anmeldung nutzen Sie das 

Formular oder direkt online unter: 

www.dvgw-veranstaltungen.de/434509 

Würzburg 

www.dvgw-veranstaltungen.de 

14. März 

8. Biogastagung der Landwirtschaftskammer 

Niedersachsen 

Verden (Aller) 

www.lwk-niedersachsen.de 

GüteGemeinschaft 

Gärprodukte e.V. 

14. bis 15. März 

GGG-Fachseminar „Gärprodukte im 

Wandel der Zeit“ 

Leipzig 

www.gaerprodukte.de 

15. März 

Conference Power-to-Gas 

Düsseldorf 

www.otti.eu. 


New Energy Husum 

Husum 

www.new-energy.de 

28. März 

Technical Workshop on biomethane 

production in small to medium scale units 

Leipzig 

www.biomethane-map.eu 

29. März 

1. Fachgespräch „Sichere Instandhaltung 

von Biogasanlagen“ 

im NOVUM Businesscenter GmbH 

Schweinfurter Str. 11 

97080 Würzburg 

Meinungs- und Erfahrungsaustausch 

von Serviceunternehmen, befähigten 

Personen und zugelassenen 

Überwachungsstellen sowie Behördenvertretern 

und Versicherern zu 

Instandhaltungsmaßnahmen bei 

Biogasanlagen. Anmeldung über Fax 

(08161 984670) oder Terminkalender 

auf der Homepage des Fachverbandes 

Biogas: www.biogas.org 


3 rd International Conference on Monitoring 

& Process Control of Anaerobic Digestion 

Plants (CMP) 

Leipzig 

www.energetische-biomassenutzung.de 

3. bis 7. April 

Geförderte AHK-Geschäftsreise nach 

Dänemark 

Kolding 

www.energiewaechter.de 

27. bis 28. April 

Betreiberschulung im Sinne der TRGS 529 

Zusmarshausen 

www.biogasfachberatung.de 

9. bis 10. Mai 

Biogas-Innovationskongress 

Osnabrück 

www.biogas-innovationskongress.de 

9. bis 11. Mai 

Qualifizierung für Angestellte 

Nienburg 

www.klimaschutz-leb.de 

15. bis 18. Mai 

AHK-Geschäftsreise nach Estland und 

Litauen 

Tallinn 

www.energiewaechter.de 

8


BIOGAS-KIDS 

Aktuelles 

Biogas aus Ma sstroh 

Mais ist der wichtigste und 

weil das zurückbleibende 

der am häufigsten verwendete 

Rohstoff, um daraus 

tungsmöglichkeiten bot. Ein 

Maisstroh nur wenig Verwer- 

Biogas zu produzieren. Das 

weiterer Vorteil: Maisstroh 

liegt daran, dass der Mais so 

ist ein sehr kostengünstiges 

energiereich ist und die Biogasbakterien 

ihn ausgesproge! 

Auch für die Ernte des 

Substrat für die Biogasanlachen 

lecker finden. Außerdem 

gibt es bei uns sehr viel 

Maschinen. Dazu wird das 

Maisstrohs gibt es inzwischen 

Anbaufläche für Mais. Für 

Maisstroh – wie beim Getreide 

auch – zu einem Schwad 

Nachschub ist also gesorgt. 

Nun liegt es ja im Wesen des 

gelegt. Anschließend wird 

Menschen, dass er erfinderisch 

ist und dass er Technodewagen 

aufgesammelt und 

dieser vom Häcksler oder Lalogien 

und Verfahren nach seinen Bedürfnissen immer am Hof siliert. Fertig ist das frische Futter für die Biogasbakterien! 

Damit die Gasausbeute für Maisstroh mög- 

weiter entwickelt. Noch vor Jahren konnten die Betreiber 

von Biogasanlagen kein Stroh in ihren Anlagen verwerten, 

weil die Verfahrenstechnik dafür nicht ausgereift werden, damit das Erntegut nicht austrocknet. 

lichst hoch ausfällt, muss aber möglichst schnell geerntet 

war. Deshalb kommt fast ausschließlich Silomais, also die 

gehäckselte ganze Maispflanze zum Einsatz. Inzwischen Ganz schön viel 

haben Praxisversuche nachgewiesen, dass die Vergärung 2015 wurde in Deutschland auf rund 455.000 Hektar Körnermais 

von Maisstroh zu einer Gasausbeute von rund 85 Prozent angebaut. Das Maisstroh, das dabei übrig bleibt, könnte zu einem 

führt. Also nicht viel weniger als bei Silomais! Das freut großen Teil für die Biogasproduktion geerntet werden. Damit 

jetzt besonders die Landwirte, die Körnermais anbauen, könnten etwa 50.000 Hektar Silomaisfläche eingespart werden. 

Warum klappern wir mit den 

Zähnen, wenn wir frieren? 

Hast du dich das auch schon mal gefragt? Wenn wir frieren, 

fangen wir an zu zittern. Die Muskeln ziehen sich 

dabei schnell zusammen und lassen kurz darauf wieder 

locker. Durch diese Bewegung wird der Muskel besser 

durchblutet und der Körper erzeugt Wärme. Auch die 

Kaumuskeln zittern bei Kälte. Unser Unterkiefer ist durch 

Gelenke locker verbunden mit dem Kopf und bewegt sich 

auch mit den Muskeln mit. Deshalb schlagen unsere Zähne 

aufeinander und wir hören ein leises Klappergeräusch. 

BioG 

Biogas vom Schiff? 

Auf hoher See kann 

man schön Urlaub 

machen. Bis zu 

5.000 Passagiere 

werden auf einem 

Kreuzfahrtschiff 

über die Meere 

geschippert. Hast du 

dir schon einmal klar gemacht, dass bei einer solchen lustigen Seereise 

auch Unmengen an Abfällen entstehen? Und wohin damit? Bisher ist 

es vorgeschrieben, dass Abwasser in Kläranlagen gereinigt wird, bevor 

es ins Meer geleitet wird. Der dabei entstehende Abwasserschlamm 

wird gemeinsam mit Speiseresten gesammelt, entwässert, getrocknet 

und zum Teil an Land in speziellen Anlagen verbrannt. Vielfach 

ist es aber auch noch erlaubt, Speisereste und Abwässer im Meer zu 

entsorgen. Welch ein Umweltfrevel! Wie gut wäre es, stattdessen 

direkt Biogas daraus zu gewinnen. Auch diese Möglichkeiten werden 

inzwischen untersucht. Doch bis es soweit ist, wird es wohl noch einige 

Jahre dauern. 

www.agrarkids.de 

Landwirtschaft entdecken und verstehen – 

Die Fachzeitschrift für Kinder 

9

Aktuelles 


Trendwende für Biomethan 

im Verkehr? 

Für die Biokraftstoff-Branche ist es ein fester Termin: Im Januar findet in Berlin der Kongress 

„Kraftstoffe der Zukunft“ statt. Nachdem die Staatengemeinschaft im vergangenen Jahr in 

Paris ein internationales Klimaschutzabkommen geschlossen hat, müssten die Signale für 

klimafreundliche Biokraftstoffe eigentlich auf „Grün“ stehen. Von der EU-Kommission in 

Brüssel kommen jedoch ganz andere Signale. Für Biomethan im Kraftstoffsektor zeichnet 

sich mit der Verlängerung der Steuerbegünstigung indes eine hellere Perspektive ab. 


Zoltan Elek 

kritisierte, dass 

obwohl Biomethan 

als Kraftstoff gut zu 

den ambitionierten 

Klimaschutzzielen 

passe, die politischen 

Rahmenbedingungen 

dazu führten, 

dass Biomethan 

als Kraftstoff ohne 

Zukunft erscheine. 

Wir brauchen alle Möglichkeiten der 

CO 2 

-Einsparung.“ Das sagte Horst 

Seide, Präsident des Fachverbandes 

Biogas e.V., auf dem Kongress „Kraftstoffe 

der Zukunft“ Ende Januar in 

Berlin. Eine Möglichkeit, die bereits seit längerem auf 

dem Markt ist, ist der Antrieb von Gasfahrzeugen mit 

Biomethan. Und es sind ja auch mehr Autos mit Biomethan-/Erdgasantrieb 

unterwegs als Elektroautos, die 

im Übrigen ja nur dann als CO 2 

-frei bezeichnet werden 

können, wenn die Emissionen bei der Stromerzeugung 

ausgeblendet werden. Der von den Bioenergie- und Biokraftstoffverbänden 

ausgerichtete Kongress konnte mit 

540 Teilnehmern in diesem Jahr mehr Zuspruch als im 

Vorjahr verzeichnen. 

Fotos: Thomas Gaul 

Wichtiges Signal aus Brüssel 

Als wichtiges Signal wurde auf dem Kongress gewertet, 

dass die Steuerermäßigung für Biomethan als 

Kraftstoff verlängert wird. Sie wäre ansonsten 2018 

ausgelaufen. Der Parlamentarische Staatssekretär im 

Bundesverkehrsministerium Norbert Barthle (CDU) 

kündigte auf dem Kongress die Verlängerung der Steuervergünstigungen 

für Flüssigerdgas (LNG) und komprimiertes 

Erdgas (CNG) in Absprache mit dem Bundesfinanzministerium 

an. Dass die im Koalitionsvertrag 

im November 2013 beschlossene Verlängerung bisher 

nicht umgesetzt wurde, hat bereits in den vergangenen 

zwei Jahren zu einem starken Rückgang des Absatzes 

von Erdgasfahrzeugen um jeweils über 30 Prozent geführt. 

So sank die Zahl der neu zugelassenen Wagen, 

die Biomethan bzw. Erdgas tanken können, 2016 gegenüber 

dem Vorjahr um fast 40 Prozent auf nur noch 

3.240 Fahrzeuge. Erstmals reduzierte sich im vergangenen 

Jahr auch die Zahl der Tankstellen. 

In den nächsten Jahren steht zudem die reguläre technische 

Überprüfung von gut 300 Erdgastankstellen an. 

Ohne klare und langfristige Rahmenbedingungen ist 

zu befürchten, dass das Netz ausgedünnt wird, was im 

Widerspruch zur EU-Richtlinie 2014/94/EU über den 

Aufbau einer Infrastruktur für alternative Kraftstoffe 

(AFID) stehen würde. Auch der in der AFID geforderte 

Aufbau eines Tankstellennetzes für Flüssigerdgas 

(LNG) sowie die durch das Verkehrsministerium entwickelten 

Förderinitiativen für den Kauf von LNG-Lkw 

sind durch die noch immer ausstehende Umsetzung 

der Verlängerung der Steuerermäßigung gefährdet. 

Erdgas mit einer Beimischungsquote an Biomethan 

aus Abfällen und Reststoffen von 20 Prozent reduziert 

die CO 2 

-Emissionen im Vergleich zu Benzin um über 

30 Prozent und gegenüber Diesel um rund 20 Prozent. 

Bereits 2011 hatte die Initiative Erdgasmobilität eine 

Erklärung an die Bundesregierung übergeben, um bis 

2024 einen Anteil von 4 Prozent zu erreichen. Dies 

würde eine CO 2 

-Einsparung um bis zu 1,6 Millionen 

Tonnen bedeuten. Die Bundesregierung hat die Unterstützung 

zugesagt. Erdgasfahrzeuge emittieren darüber 

hinaus deutlich weniger Stickoxid- und Feinstaub als 

vergleichbare Dieselfahrzeuge und verursachen insbesondere 

bei Lkw und Bussen bis zu 50 Prozent weniger 

Lärm. Die EU-Kommission hat 2015 ein Vertragsverletzungsverfahren 

gegen Deutschland wegen Nichteinhaltung 

der Luftschadstoffe in über 60 Kommunen 

eingeleitet. 

10


Aktuelles 

Möglich wäre, dass für den in Europa 2020 angestrebten 

Anteil von 10 Prozent Erneuerbare Energien im 

Verkehrssektor von den Mitgliedsstaaten der EU eine 

spezielle Teilquote von 0,5 Prozent für besonders fortschrittliche 

Biokraftstoffe eingerichtet wird. Fachverbands-Präsident 

Horst Seide findet unverständlich, 

warum das Bundesumweltministerium diese Quote 

auf 0,05 Prozent senken will. Für Biomethan fordert 

Seide eine Quote von mindestens 0,15 Prozent, was 

in etwa dem heutigen Marktgeschehen entspricht. Im 

Vergleich zu fossilen Kraftstoffen vermeidet Biomethan 

bis zu 84 Prozent THG-Emissionen. 

Artur Auernhammer: 

„Die von der EU- 

Kommission vorgeschlagene 

Förderung 

von Biokraftstoffen 

aus Reststoffen und 

Abfällen ist richtig. 

Sie können aber 

Biokraftstoffe aus 

Anbaubiomasse nicht 

ersetzen.“ 

„Runder Tisch“ für grüne Mobilität 

In seiner Einleitung zu dem Forum „Biomethan in 

Deutschland“ zeigte sich René Walter vom Fachverband 

Biogas e.V. optimistisch: „Das Jahr 2017 könnte 

eine Trendwende bringen.“ Den Grund sieht er vor allem 

darin, dass sich die Akteure der Branche zu einem 

„Runden Tisch“ in Sachen Erdgasmobilität im Bundesverkehrsministerium 

treffen. Biomethanproduzenten, 

Fahrzeughersteller und Tankstellenbetreiber können 

hier lösungsorientiert an der Fragestellung arbeiten, 

woran es bei der „Grünen Mobilität“ mit Biomethan 

noch hakt. 

Einige dieser Punkte wurden von Horst Seide in seiner 

Rede auch benannt. „Der Preis an der Zapfsäule ist das 

Hauptargument für den Verbraucher“, machte er deutlich. 

Und hier erscheint Biomethan nicht so günstig, 

wie es sein könnte. Das liegt einerseits an der seit längerem 

beklagten Preisauszeichnung an der Tankstelle, 

die den höheren Energiegehalt des Biomethans nicht 

berücksichtigt. Zudem werden auch noch Netzentgelte 

aufgeschlagen, kritisierte Seide: „Die Berechnung der 

Netzentgelte passt nicht zur Tankstelle. Bei mir an der 

Tankstelle sind es 10 ct/kg, die für den Betrieb des 

Kompressors fällig werden.“ 

Weitere Hürden erwartet der Präsident des Fachverbandes 

durch die Umsetzung der 38. Bundes-Immissionsschutzverordnung 

(BImSchV). Durch die zusätzliche 

Belastung mit dem Quotenwert könnte sich Biomethan 

verteuern und Erdgas für Tankstellenbetreiber günstiger 

sein. Horst Seide plädierte daher für eine Unterquote 

für besonders fortschrittliche Biokraftstoffe, zu denen 

Biomethan zu rechnen sei: „Damit ließe sich der Status 

quo halten.“ Bei der Wahl des Förder instrumentes 

müsse letztlich die Frage lauten, wie das angestrebte 

Ziel der Dekarbonisierung am besten zu erreichen sei. 

Um 80 Prozent CO 2 

-Minderung in 2050 zu erreichen, 

müssten jedes Jahr 2,3 Prozentpunkte Treibhausgasminderung 

hinzukommen. 

Über notwendige Weichenstellungen aus Sicht des 

Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft 

(BDEW) sprach in Berlin Eric Ahlers. Zu den Handlungsfeldern, 

die der BDEW in seiner „Roadmap Eco- 

Mobilität“ beschreibt, gehört auch die Nutzung von 

CNG und LNG im Verkehrsbereich. Der BDEW positioniert 

die Erdgasmobilität als „Baustein“ der Energiewende 

im Verkehrssektor, betonte Ahlers. Durch 

Erhebungen bei den Mitgliedsunternehmen liefere der 

BDEW zudem Datenmaterial zu Fuhrpark und Gasabsatz. 

Die Berücksichtigung der Klimavorteile, wie geringere 

Emissionen und weniger Feinstaub, sollten in 

den Beschaffungsrichtlinien von Bund, Ländern und 

Kommunen zum Ausdruck kommen. Als weitere Handlungsfelder 

identifiziert der BDEW ein Förderprogramm 

für innovative Fahrzeuge im Schwerlastverkehr, um die 

LNG-Mobilität voranzubringen. 

Dr. Dietrich Klein: 

„Was nicht im Verkehr 

an Treibhausgas-Einsparung 

erreicht wird, müssen 

dann andere Sektoren 

wie die Landwirtschaft 

leisten.“ 

„Veganes“ Biomethan 

Die „extrem guten“ Werte von Biomethan bei der Einsparung 

von Treibhausgasen hob Zoltan Elek hervor, 

Geschäftsführer der Landwärme GmbH. Zudem sei der 

Einsatz von Biomethan die preisgünstigste Form der 

CO 2 

-Minderung. Mit Biomethan aus Gülle und Reststoffen 

ließe sich die THG-Quote häufig am günstigsten 

erfüllen. Die europaweite Verfügbarkeit ist durch die Infrastruktur 

des Erdgasnetzes in Europa gewährleistet. 

Und obwohl Biomethan als Kraftstoff gut zu den ambitionierten 

Klimaschutzzielen passte, führten die politischen 

Rahmenbedingungen dazu, dass Biomethan 

als Kraftstoff ohne Zukunft erscheine, kritisierte Elek. 

Zwar wird an über 200 Biogasanlagen Biomethan in 

das Erdgasnetz eingespeist. Doch von ursprünglich 15 

Anlagen sind nur noch 4 für die Quote zertifizierte Biomethananlagen 

in Betrieb. Nur noch etwa 1.000 TJ 

Biomethan werden als Kraftstoff abgesetzt, was etwa 

1 Prozent der Quote entspricht. Und sowohl die Ab- 

11

Aktuelles 


Dr. Max Peiffer 

geht davon aus, 

dass die Rolle 

konventioneller 

Biokraftstoffe aus 

Stärke, Pflanzenöl 

und Zucker wohl 

abnehmen wird. 

satzzahlen für Erdgasfahrzeuge als auch die Anzahl 

der Tankstellen weisen nach unten. Zu den Ursachen 

gehört für Elek das Vermischungsverbot bei tierischen 

Fetten. Seit 2012 sind Biokraftstoffe aus tierischen 

Ölen und Fetten von der Quote ausgeschlossen. Eine 

weitreichende Auslegung führte ab 2013 dazu, dass 

Kraftstoff nur noch in „ausschließlich veganen“ Biomethananlagen 

erzeugt wird. Bis heute ist eine Verordnung 

zur Klärung der Situation nicht umgesetzt, 

beklagte Zoltan Elek. Die Folge ist jedoch, dass tierische 

Fette und Öle weiterhin gesammelt, zu Biodiesel 

verarbeitet und in die Nachbarländer exportiert werden. 

Elek fordert hier eine einheitliche, länderübergreifende 

Regelung und insbesondere Gleichberechtigung für 

alle Biokraftstoffe. Ein großes Problem ist zudem die 

Nachweisführung, machte Elek deutlich: Eine klassische 

Biomethan-Abfallanlage verarbeitet bis zu 40 

unterschiedliche Stoffe. In der Nabisy-Datenbank werden 

alleine für Biomethan 105 aktive Stoffschlüssel 

geführt. Für jeden Stoffschlüssel muss jeden Monat 

eine eigene THG-Berechnung erstellt werden. Dabei 

gibt es für Biomethan nur drei Standardwerte. Hinzu 

kommt, dass durch die Anhebung der Referenzwerte 

weniger Biomethan zur Quotenerfüllung benötigt wird. 

Das könnte einen Rückgang der Nachfrage um rund 

10 Prozent zur Folge haben, befürchtet Zoltan Elek. 

Bei gleichen Kosten für die Beimischung lässt sich mit 

Biodiesel mehr Quote generieren. Die Quotenpreise für 

Biomethan könnten in der Folge um 30 bis 40 Prozent 

zurückgehen. 

Kritik übte Elek auch an der Rohstoffbasis für fortschrittliche 

Biokraftstoffe, wie sie im Entwurf der 38. 

BImSchV festgelegt ist: Hier finden sich zum einen Nebenprodukte 

von Kraftstoffen, die ab 2020 abgeschafft 

werden sollen, wie Abwässer aus der Palmölproduktion, 

leere Palmfruchtbündel und Rohglycerin, sowie Exoten 

wie Traubentrester, Nussschalen und entkernte Maiskolben, 

aus denen noch kein kommerzieller Kraftstoff 

produziert wurde. Ohnehin droht die EU-Kommission 

damit, den Anteil der Biokraftstoffe aus Anbaubiomasse 

von 7 Prozent im Jahr 2020 auf 3,8 Prozent im Jahr 

2030 abzusenken. Damit würde aber das vom Europäischen 

Rat für das Jahr 2030 beschlossene Ziel von 27 

Prozent Erneuerbare Energien verfehlt, kritisieren die 

Bioenergie- und Biokraftstoffverbände, die den Kongress 

am 23. und 24. Januar in Berlin ausrichteten. 

Um den Treibhausgasausstoß um 30 Prozent zu reduzieren, 

sei eine Energiewende im Verkehr nötig. „Was 

nicht im Verkehr an Treibhausgas-Einsparung erreicht 

wird, müssen dann andere Sektoren wie die Landwirtschaft 

leisten“, machte Dr. Dietrich Klein deutlich, 

Geschäftsführer des Bundesverbandes der deutschen 

Bioethanolwirtschaft. Die aus landwirtschaftlichen 

Rohstoffen hergestellten Kraftstoffe wie Biodiesel und 

Bioethanol senken die THG-Emissionen bereits heute 

um durchschnittlich 70 Prozent. Artur Auernhammer, 

Vorsitzender des Vorstandes des Bundesverbandes Bioenergie 

(BBE) kommentierte: „Die von der EU-Kommission 

vorgeschlagene Förderung von Biokraftstoffen 

aus Reststoffen und Abfällen ist richtig. Sie können 

aber Biokraftstoffe aus Anbaubiomasse nicht ersetzen, 

sondern müssen einen zusätzlichen Beitrag zur Reduzierung 

fossiler Kraftstoffe leisten.“ Der Anteil dieser 

neuen Kraftstoffe soll ab 2021 stufenweise von 1,5 

Prozent auf 6,8 Prozent in 2030 erhöht werden. Doch 

ob und wie diese Anteile erreicht werden sollen und 

können, ist völlig unklar. Entsprechende Anlagen sind 

über einen Labormaßstab nicht hinausgekommen. 

Weniger Bedeutung für konventionelle 

Biokraftstoffe 

Der Münchener Rechtsanwalt Dr. Max Peiffer, der sich 

mit dem Biokraftstoffrecht befasst, geht davon aus, 

dass die Rolle konventioneller Biokraftstoffe aus Stärke, 

Pflanzenöl und Zucker wohl abnehmen wird. Der 

internationale Biomethanhandel werde an Bedeutung 

gewinnen, so Peiffer: „Die Grenzen werden fallen.“ 

Das ist aber auch nicht immer ganz einfach, wie das 

vor dem Europäischen Gerichtshof anhängige Verfahren 

zum Biomethanhandel zwischen Deutschland und 

Schweden zeigt. Einen Überblick über den europäischen 

Markt lieferte Frank Hofmann vom Fachverband 

Biogas e.V. Seinen Ausführungen zufolge gibt es in Europa 

495 Biogas-Aufbereitungsanlagen. Während der 

Zubau in Deutschland mit nur noch zehn in 2016 in 

Betrieb gegangenen Anlagen stagniert, entwickeln sich 

die Märkte in Großbritannien und Frankreich besser. 

„Der Biomethanmarkt in Europa hat noch Potenzial“, 

sagte Hofmann. 

Autor 

Thomas Gaul 

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Aktuelles 


BEE-Neujahrsempfang 

CO 2 

-Bepreisung fossiler Energien in 

allen Sektoren notwendig 

Diskutanten auf dem 

Podium, von links: 

Moderatorin Martina 

Richwien, Caren Lay, 

Thomas Bareiß, Robert 

Habeck, Prof. Dr. Hubert 

Weiger und Stefan 

Körzell. 

Mitte Februar fand im Berliner Maritim Hotel der traditionelle Neujahrsempfang 

des Bundesverbandes Erneuerbare Energie e.V. (BEE) statt. Kernthemen waren die 

CO 2 

-Bepreisung, Stromsteuer, Energiewendefonds und Mieterstrom. 

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

2017 E.h. Fritz Brickwedde seine Rede 

werde ein entscheidendes Jahr, 

begann BEE-Präsident Dr.-Ing. 

vor über 1.000 Zuhörern. Damit zielte er nicht nur auf 

die anstehende Bundestagswahl ab, sondern auch auf 

den immer weiter um sich greifenden Populismus in 

Deutschland. Fakten würden heute in bemerkenswerter 

Weise interpretiert. Die neuen Rechten auf der ganzen 

Welt leugneten den Klimawandel. 

Brickwedde erinnerte an eine bedeutende Rede des 

früheren Bundespräsidenten und Ökonomen Horst 

Köhler, der im Dezember vergangenen Jahres beklagt 

habe, dass die weltweite Verbrennung fossiler Energieträger 

die Anreicherung von Treibhausgasen in der 

Atmosphäre auf ein beispielloses Niveau getrieben 

hat. Köhler habe zudem davor gewarnt, dass es in den 

nächsten Jahrzehnten weltweit zu rund 200 Millionen 

Klimaflüchtlingen kommen kann, sollten die ehrgeizigen 

Pariser Klimaziele nicht erreicht werden. 

Köhler habe außerdem beklagt, dass das überlange 

Festhalten an der Kohle der Gesellschaft politisch und 

finanziell gigantische Kosten verursacht habe. Laut 

Köhler sei die globale Erwärmung das größte Marktversagen 

in der Geschichte der Menschheit. Darum 

forderte Brickwedde: „Wir brauchen jetzt endlich einen 

wirksamen Preis auf CO 2 

.“ Einen Tag vor dem 

Neujahrsempfang hat jedoch laut Brickwedde das EU- 

Parlament durch seine Beschlüsse den Europäischen 

Emissionshandel auf absehbare Zeit als wirkungsloses 

Klimaschutzinstrument zementiert. 

„Um die Erderwärmung wenigstens bei 2 Grad Celsius 

zu begrenzen, müssten jährlich mindestens 4,7 Prozent 

der Emissionszertifikate aus dem Markt genommen 

werden. Das EU-Parlament hat aber nur eine jährliche 

Reduktion von 2,2 Prozent beschlossen. Damit 

werden die Klimaziele deutlich verfehlt. Soll die Erwärmung 

auf 1,5 Grad begrenzt werden, müssten zügig sogar 

22 Prozent der Emissionszertifikate aus dem Markt 

genommen werden“, machte Brickwedde deutlich. 

2016 lagen die Zertifikatepreise bei rund 5 Euro pro 

Tonne statt bei 80 Euro, wie das Umweltbundesamt 

die realen CO 2 

-Kosten berechnet hat. Das EEG habe im 

Gegensatz zum Emissionshandel bewiesen, dass es Investitions- 

und Innovationsanreize in klimafreundliche 

Technologien setzen kann. Für den Stromsektor schlägt 

der Verbandspräsident vor, die Stromsteuer abzuschaffen 

und stattdessen eine CO 2 

-Bepreisung auf die fossile 

Stromerzeugung einzuführen. 

Industrieprivilegien über Bundeshaushalt 

finanzieren 

Die Höhe des Preises sollte zwischen positiven und negativen 

Strompreisen variiert werden. Die CO 2 

-Steuer 

würde bei positiven Strompreisen den CO 2 

-Preis um 

etwa 20 Euro pro Tonne erhöhen. Bei negativen Strompreisen 

solle die CO 2 

-Steuer deutlich höher liegen und 

die Klimakosten abbilden. Die CO 2 

-Bepreisung würde 

im Stromsektor die EEG-Umlage senken, sobald die 

Differenzkosten zu den Erneuerbaren Energien verringert 

würden. Brickwedde: „Die Industrieprivilegien 

14


Aktuelles 

sollten nicht durch die EEG-Umlage, sondern über den 

Bundeshaushalt finanziert werden. Würde die Politik 

das machen, könnte die Umlage um 1,5 Cent pro Kilowattstunde 

sinken.“ 

Eine CO 2 

-Bepreisung auf fossile Brennstoffe im Wärmesektor 

solle die Verbraucher zu einem klima- und 

umweltfreundlichen Umgang mit Raumwärme und 

Warmwasser motivieren. Brickwedde forderte die 

Bundesregierung auf, die Förderung von Öl- und Gasheizungen 

sofort einzustellen. Diese Förderung passe 

nicht mehr in die Zeit. Auch sei es ein Unding, dass das 

Thema Kohleausstieg in die nächste Legislaturperiode 

geschoben werde. Brickwedde hofft, dass die Politik 

alsbald das Thema Mieterstrom regelt und eine entsprechende 

Verordnung auf den Weg bringt, die praktikabel 

sei. Mit Mieterstrom werde die Energiewende 

weiter in die Städte getragen. 

„Die Zukunft heißt“, so der BEE-Präsident, „Deutschland 

setzt auf Erneuerbare Energien und Dezentralität. 

Wir fahren elektrisch oder mit effizienten Biokraftstoffen. 

Unsere Häuser werden mit erneuerbarem Strom 

versorgt und mit regenerativen Energieträgern erwärmt. 

Die Wirtschaft, die in der Zukunft global mitmischen 

will, setzt auf Energieeffizienz, Energiespeicher, auf 

Erneuerbare Energien und digitale, übergreifende Verknüpfung.“ 

Zypries zählte Erreichtes auf 

Politische Gastrednerin in diesem Jahr war Brigitte Zypries, 

die neue Bundesministerin für Wirtschaft und 

Energie. Sie hat damit im Grunde die Zusage von ihrem 

Vorgänge Sigmar Gabriel eingelöst, der einige Tage zuvor 

zum neuen Bundesaußenminister ernannt worden war. 

Aufgrund ihrer jungen Amtszeit stellte sie das „quasi“ 

Erreichte ihres Vorgängers sowie der Bundesregierung 

in den Mittelpunkt ihrer Ausführungen, die schon ein 

Stück weit auch nach Wahlkampf klangen. 

So lobte sie den beschlossenen Klimaplan 2050, „der 

nun erstmals Klimaziele für die einzelnen Sektoren 

festlegt“. Diese Ziele gelte es nun mit Leben auszufüllen. 

Die Bundesregierung habe einen neuen Kompass 

geschaffen für die Energiepolitik. Dieser zeige 

an: 1. Efficiency first in allen Sektoren. 2. Die direkte 

Nutzung von Erneuerbaren stärken – nicht nur im 

Stromsektor. 3. Erneuerbaren Strom im Wärme-, Verkehrs- 

und Industriesektor einsetzen – soll heißen: die 

Sektorenkopplung zu vertiefen. 

Bei all dem müsse die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen 

Wirtschaft erhalten bleiben. Nur dann könne die 

Energiewende ein echtes Modernisierungs- und Investitionsprogramm 

sein, weil sie dann auch gesellschaftlich 

akzeptiert sei. „Die Bundesregierung hat mit zwei 

Reformen des EEG die Erneuerbaren Energien näher 

an den Markt herangeführt. Mit dem Gesetz zur Reform 

des Strommarktes ist dieser fit gemacht worden 

für die Aufnahme wachsender Anteile Erneuerbarer“, 

erklärte die Ministerin. EEG und Strommarkt seien 

aufeinander abgestimmt 

und zukunftsfest. Ein 

Kernproblem seien noch 

die Netzengpässe für den 

Stromtransport von Nord 

nach Süd. 

Netzausbau fehlt 

Tempo 

Mit der fluktuierenden 

Stromerzeugung aus Erneuerbaren 

Energien auf 

der einen Seite und dem 

Lastmanagement auf der 

Nachfrageseite sei die 

Steuerung des Gesamtsystems 

nach wie vor eine 

Herausforderung. „Die 

richtige Antwort darauf 

ist: Smart Grid, Smart 

Home, Smart Meter – also 

die Digitalisierung der Energiewende“, sagte Zypries. 

Mit Sorge sieht die Politikerin, dass der Netzausbau 

nicht mit der nötigen Geschwindigkeit zum Ausbau der 

Erneuerbaren Energien im Stromsektor vorankommt. 

Beides müsse besser synchronisiert 

werden. 

Es mache keinen Sinn, 

Strom zu produzieren, der 

nicht zum Verbraucher 

transportiert werden könne. 

Das führe zur Unterminierung 

der Glaubwürdigkeit 

der Energiewende. 

Der Netzausbau müsse 

beschleunigt werden. Im 

Fotos: Silke Reents 

BEE-Präsident Dr.-Ing. Fritz Brickwedde: 

„Wir erwarten von der 

Politik, ihre ratifizierten 

Ziele auch umzusetzen“ 

Brigitte Zypries: 

„Wir wollen, dass die 

Mieter am Ausbau der 

Erneuerbaren Energien 

beteiligt werden“ 

ersten Schritt müsse mit 

den neuen verfügbaren 

Technologien mehr Strom 

in bestehenden Netzen 

transportiert werden. 

Zweitens brauche es einen 

Schub bei der Genehmigung 

von Netzvorhaben. 

„Bis 2025 müssen 

die großen Gleichstromleitungen 

von Nord nach Süd gebaut sein. Bis dahin 

entscheidet der Ausbau des sogenannten Start-Netzes, 

wie viel Strom wir transportieren können. Für den Ausbau 

sind jedoch die Länder zuständig“, hob Zypries 

hervor. Zum Mieterstrom sagte die Bundesministerin, 

dass sich gerade an dem Tag des Neujahrsempfangs 

die Regierungskoalition auf Eckpunkte zu einem Gesetz 

verständigt habe. Das entsprechende Gesetz solle 

noch vor der Sommerpause im Bundestag verabschiedet 

werden. Zudem stellte sie in Aussicht, dass die 

Förderung von Öl- und Gasheizungen eingestellt wird. 

15

Aktuelles 


Horst Seide, Präsident 

des Fachverbandes 

Biogas e.V., links im 

Bild, bedankt sich 

bei Fritz Brickwedde 

für den überreichten 

Rosenstrauß, mit dem 

Brickwedde ihm zum 

25-jährigen Bestehen 

des Fachverbandes 

gratuliert hatte. 

„EEG-Umlage ist vertretbarer Preis“ 

Weiterer Gastredner des Abends war Prof. Dr. Michael 

Heise, Chefvolkswirt der Allianz-Gruppe. Sein Unternehmen 

sei der Meinung, dass Deutschland Vorreiter 

beim Klimaschutz sein sollte. Er hält die Höhe der 

EEG-Umlage für „einen absolut vertretbaren Preis für 

die Fortentwicklung der Erneuerbaren Energien und für 

den Umweltschutz“. Dennoch seien Wege, die die Umlage 

sinken lassen würden, von Bedeutung. Ein wichtiges 

Handlungsfeld sieht Heise genauso wie schon seine 

Vorredner in der CO 2 

-Bepreisung. Mit dem Handelssystem 

sei man eigentlich einen guten Schritt gegangen, 

„aber es erfüllt zurzeit nicht seine Funktion. Es ist mehr 

oder weniger wirkungslos.“ 

Leider hätte sich seit 2009 ein großer Zertifikateüberschuss 

im ETS-Handelssystem aufgebaut. Die Politik 

solle versuchen, das Handelssystem wiederzubeleben 

und zu neuer Wirkung zu bringen. Heise ist davon 

überzeugt, dass der technologische Fortschritt helfen 

werde, die gesteckten ehrgeizigen Ziele zu erreichen. 

Der Klimaschutz sei für das Unternehmen Allianz von 

essenzieller Bedeutung. „Wir können die Schäden des 

Klimawandels in den eigenen Bilanzen ablesen“, betonte 

der Volkswirt. Allein in den letzten beiden Jahren 

seien jeweils global über 100 Milliarden US-Dollar an 

klimawandelbedingten Schäden entstanden. 

Die Energiewende dürfe nicht zur Produktionsabwanderung 

aus Deutschland führen. Heise warb: „Wir müssen 

zeigen, wie Klimaschutz und wirtschaftlicher Erfolg 

miteinander verbunden werden können. Dann verbessern 

sich unsere Chancen, dass wir uns in der globalen 

Arena durchsetzen können.“ 

CO 2 

-Bepreisung richtige Logik 

Die abschließende Podiumsdiskussion war sehr lebhaft, 

nicht zuletzt aufgrund der Diskussionsbeiträge 

von Schleswig-Holsteins grünem Energieminister Robert 

Habeck. Neben ihm saßen MdB Caren Lay, Die 

Linke, MdB Thomas Bareiß, CDU, Prof. Dr. Hubert Weiger, 

BUND, und Stefan Körzell, DGB, in der Runde. 

Habeck: „Eine systematische CO 2 

-Bepreisung mit Mindestpreisen 

und im Gegenzug der Ausbau der Erneuerbaren, 

die den Strom günstiger machen – das ist die 

richtige Logik, damit die Sektorenkopplung gelingen 

kann.“ Auch Habeck ist für die Abschaffung der Stromsteuer. 

Wenn der europäische Emissionshandel nicht 

anziehe, dann brauche es eine nationale Umsetzung 

und einen Mindestpreis. „Das muss gemacht werden, 

aber nur um den Sektorenübergang gerechter zu regeln. 

Die Umstiegsszenarien können nur über klar definierte 

Ausstiegsziele gehen. Der CO 2 

-Preis müsste ja bei 45 

Euro pro Tonne liegen, damit eine Lenkungswirkung 

zum Ausstieg greift. Wir müssen für alle fossilen Energien 

und den gesamten Industriepark sagen, ab welchem 

Zeitpunkt X mit den CO 2 

-Emissionen Schluss ist. 

Die Leute, die sich heute eine Ölheizung anschaffen – 

womöglich staatlich gefördert –, die werden verarscht. 

Den Menschen müsste eigentlich gesagt werden, dass 

die fossilen Energien in 20 Jahren unbezahlbar sind“, 

betonte der Energieminister. 

Thomas Bareiß hält die CO 2 

-Bepreisung auch für richtig, 

widersprach aber der Meinung, dass der Emissionshandel 

nicht funktioniere. Das System solle nicht 

kaputt geredet werden. Caren Lay würde auch unterstützen, 

dass das, was der europäische Emissionshandel 

nicht schafft, national ausgeglichen wird. Sie ist 

auch für die Abschaffung der Stromsteuer, fordert aber 

stattdessen Investitionen in einen Energiewendefonds, 

damit die Wende sozial abgefedert werden kann. Außerdem 

fordert sie, „diese sinnlosen und überbordenden 

Industrierabatte zu reduzieren“. 

Hubert Weiger ist davon überzeugt, dass sich mit guter 

fachlicher Raumordnungsplanung lokale Energiewendeprojekte 

planen und steuern lassen. Der Bevölkerung 

müsse viel deutlicher vermittelt werden als bisher, dass 

die Energiewende mit dem Ausbau der Erneuerbaren 

die Landschaft und das Landschaftsbild verändern 

werden. „Nach allen unseren Erfahrungen wissen wir, 

dass die Menschen viel mehr bereit sind, aktiver mitzumachen, 

wenn die Energiewende in einen größeren 

Gesamtzusammenhang gestellt wird. Nämlich als tatsächlich 

unverzichtbar, um eine wesentlich größere Gefahr 

– den laufenden Klimawandel – in seiner Wirkung 

zu verringern“, erklärte Weiger. 

Stefan Körzell ist genauso wie Caren Lay für einen 

Energiewendefonds. Er sagt: „Die Kosten müssen sozialverträglich 

verlagert werden.“ Er führte zudem aus: 

„Nur gute Arbeit kann die Energiewende voranbringen. 

Green Jobs sind nicht gleich Good Jobs.“ Die Menschen 

seien darauf angewiesen, gutes Geld zu verdienen, genauso 

wie die Unternehmen darauf angewiesen seien, 

eine gute Vergütung zu bekommen. 

Autor 

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

Redakteur Biogas Journal 

Fachverband Biogas e.V. 

Tel. 0 54 09/90 69 426 

E-Mail: martin.bensmann@biogas.org 

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Aktuelles 


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12. – 14. Dezember 2017, Nürnberg 

Gewohnter Ort, neuer Termin: Vom 12. bis 14. Dezember 2017 findet in der 

Nürnberg Messe die 27. Jahrestagung und Fachmesse des Fachverbandes Biogas, 

die BIOGAS Convention & Trade Fair statt. 

Das neue Konzept vom F,achverband Biogas e.V. und 

der Deutschen Landwirtschafts-Gesellschaft (DLG) 

geht in die nächste Runde: Im gewohnten Umfeld des 

Nürnberger Messegeländes (NCC-Mitte) wird wieder die 

weltweit größte Veranstaltung ausschließlich für Biogas 

stattfinden. Thematische Schwerpunkte beim „Familientreffen“ 

der Biogasakteure vom 12. bis 14. Dezember 

werden die Auswirkungen der Bundestagswahl 

auf die Zukunft der Branche, aktuelle Fragestellungen 

zur Flexibilisierung von Anlagen sowie die Ergebnisse 

und Folgen aus den ersten Ausschreibungsrunden 

sein. Weitere Herausforderungen, denen sich Betreiber 

werden stellen müssen, werden den Teilnehmern vorgestellt 

und intensiv diskutiert. Kerninhalte sind: EEG 

2017, DüV, AwSV, TA Luft, Sicherheit, Abfallvergärung, 

Gärproduktaufbereitung oder Genehmigung. 

Neben Leitvorträgen werden Workshops für Mitglieder 

und internationale Gäste angeboten. Im Rahmen der 

BIOGAS Convention findet ferner die Mitgliederversammlung 

2017 statt, und am 13. Dezember können 

sich Aussteller, Teilnehmer und Referenten in entspannter 

Atmosphäre auf der Abendveranstaltung im 

persönlichen Gespräch austauschen. Am 15. Dezember 

besteht zum Abschluss die Gelegenheit, Biogasanlagen 

in der Region rund um Nürnberg zu besuchen. 

Die Anmeldephase für die Fachmesse „BIOGAS Trade 

Fair“ läuft bereits, unter www.biogas-convention.com/ 

Ausstellerservice können Firmen direkt online ihre 

Standfläche buchen. Das Tagungsprogramm und der 

Ticketshop für Teilnehmer und Besucher der BIOGAS 

Convention & Trade Fair werden ab Mai/Juni 2017 veröffentlicht. 

18


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19

Politik 


Die Kohle 

bestimmt 

weiterhin das 

Denken 

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Saarpolygon: Ein 

Denkmal für die Kohle 

und den Bergbau. Es 

steht in 150 Metern Höhe 

auf der Halde Duhamel 

in Ensdorf. Es könnte 

auch als Symbol für die 

SPD-Politik im Saarland 

stehen, die immer 

kohlefreundlich war. 

„Deutlich länger als anderswo“ ist der Weg zur Energiewende im Saarland. 


Bei dieser Ausgangslage ist die Energiewende 

natürlich eine Herausforderung: Zu fast 

zwei Drittel basiert die Stromerzeugung des 

Saarlandes heute noch auf der Steinkohle. 

Auch wenn das Saarland selbst keine Kohle 

mehr fördert, so zeugt doch die Energieinfrastruktur 

weiterhin deutlich von einer Historie in diesem Sektor. 

Noch laufen in dem kleinen Land an gleich fünf Standorten 

Kohlekraftwerke. 

Entsprechend schwer tut sich die Politik, der fossilen 

Energie den Rücken zu kehren. Erneuerbare Energien 

spielen daher im Land nur eine untergeordnete Rolle, 

sie decken den landesweiten Strombedarf zu bescheidenen 

15 Prozent. Und auch die Ziele sind wenig 

ambitioniert: Bis zum Jahr 2020 sollen die Erneuerbaren 

Energien 20 Prozent des Stromverbrauchs decken 

– während man deutschlandweit dann schon beim 

doppelten Wert angelangt sein wird. Entsprechend 

schreibt auch die Agentur für Erneuerbare Energien 

in ihrem jüngsten Statusreport über den kleinsten der 

deutschen Flächenstaaten: „Auch wenn es hier in den 

letzten Jahren zu einem Wachstum kam, ist der Weg zur 

vollständigen Energiewende im Saarland noch deutlich 

länger als anderswo.“ 

SPD ist Kohlepartei 

Auch nach der Landtagswahl am 26. März sind energiepolitisch 

kaum Überraschungen zu erwarten. Auch 

wenn sich eine Mehrheit ohne die CDU ergäbe – rein 

rechnerisch könnte das mit SPD, Grünen und Linkspartei 

unter Umständen gelingen –, wäre ein deutlicher 

Schwenk gegenüber der Energiepolitik der amtierenden 

Großen Koalition wenig wahrscheinlich. SPD-Landeschef 

Heiko Maas betont gerne, dass aus Sicht der 

SPD „fossil befeuerte Kraftwerke für das Industrieland 

Saarland eine besondere Bedeutung besitzen“. Und 

deswegen werde die SPD diese „auch in Zukunft aktiv 

unterstützen“. 

Umweltverbände kritisieren diese Kohlepolitik der 

Landesregierung immer wieder. „Der vorläufige Weiterbetrieb 

der Kohlekraftwerke Quierschied (Weiher) 

und Bexbach wird als Erfolg gefeiert“, monierte jüngst 

Christoph Hassel, Landesvorsitzender des BUND Saarland. 

Speziell das Kraftwerk Bexbach belaste mit einem 

jährlichen Ausstoß von über 70 Kilogramm Quecksilber 

die Umwelt erheblich. 

Die Betreiberfirma Steag hatte im vergangenen Jahr die 

Stilllegung der beiden Kraftwerke mit zusammen rund 

1.500 Megawatt Leistung beantragt, doch dann entschied 

der Netzbetreiber Amprion, dass sie systemrelevant 

seien. Bei einer Stilllegung sei eine „nicht unerhebliche 

Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder 

Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu 

erwarten“. Nun müssen die beiden Blöcke zunächst bis 

Ende November 2019 in Betriebsbereitschaft gehalten 

werden. 

Wirtschafts- und Energieministerin Anke Rehlinger 

(SPD) begrüßte die Entscheidung des Übertragungs- 

20


Politik 

netzbetreibers und nannte die Kraftwerke 

eine „notwendige Brücke in das Zeitalter 

der Erneuerbaren Energien“. Außerdem 

sei dieser Beschluss „für den regionalen 

Energie- und Industriestandort, die Steag 

und deren saarländische Beschäftigte eine 

gute Botschaft“. 

Regierung torpediert EU- 

Emissionshandel zugunsten der 

Stahlindustrie 

Aber nicht nur für die Kohlekraftwerke 

setze sich die Landesregierung ein, klagt 

der BUND, auch die Stahlindustrie werde 

von der Politik zu sehr geschont: „Die 

Landesregierung torpediert die geplante 

Reform des EU-Emissionshandels aus 

Rücksicht auf die Stahlindustrie im Land 

in einer Art und Weise, die nur sehr schwer 

zu ertragen ist.“ 

Mit den Erneuerbaren Energien geht es 

im Saarland unterdessen nur langsam 

voran; bei der Bioenergie stagniert der 

Markt ohnehin, sie trägt keine 2 Prozent 

zum Strommix bei. Zu den bedeutendsten 

Projekten des Landes in diesem Sektor gehört 

immerhin die Nahwärmeversorgung 

Fürth/Dörrenbach. Sie ist – auch wenn 

sie im Vergleich zu ähnlichen Projekten in 

anderen Ländern spät kommt – das erste 

Bioenergiedorf im Saarland. Umgesetzt 

wurde das Projekt durch eine Bürgerenergiegenossenschaft 

(BEG). Nach deren Angaben 

sind inzwischen 203 Wärmekunden 

am Netz. 

Auch für die Solarenergie im Land wurden 

die Ausbauerwartungen in jüngster Zeit 

nach unten korrigiert. Im Jahr 2015 lag die 

Gesamtleistung der installierten Photovoltaik 

bei 402 Megawatt, der Zubau erreichte 

in jenem Jahr lediglich 9,7 Megawatt. 

Gerade 0,6 Prozent der bundesweiten Ausbaumenge 

entfielen im ganzen Jahr auf das 

Saarland. Damit sei das Land „sowohl im 

Verhältnis zur Bevölkerungszahl (1,2 Prozent) 

als auch zur Fläche (0,7 Prozent) nur 

unterdurchschnittlich vertreten“, musste 

der Saarländische Energiebeirat, ein Gremium 

aus Vertretern der Landesregierung 

und der Energiewirtschaft, von Verbänden, 

Kammern, Gewerkschaften und Wissenschaft, 

in seinem jüngsten Bericht bilanzieren. 

Der bisher prognostizierte Ausbaukorridor 

für Photovoltaik wurde von einst 

10 bis 25 Megawatt jährlich inzwischen 

auf 10 bis 15 Megawatt zurückgenommen. 

Die Windenergie nähert sich immerhin 

einem Wert von 5 Prozent des Stromverbrauchs 

im Saarland. Die installierte Windenergieleistung 

stieg bis zum Sommer 

2016 auf 283 Megawatt, bei einer Anzahl 

von 141 Windkraftanlagen. Bis Ende des 

Jahres 2020 sei eine Gesamtleistung zwischen 

420 und 530 MW möglich, schätzt 

der Energiebeirat. 

Es braucht Windräder im Wald 

Mit den nunmehr prognostizierten Ausbaupfaden 

der Einzeltechnologien wird bis 

2020 eine jährliche Erzeugung zwischen 

1,34 und 1,61 Milliarden Kilowattstunden 

Regenerativstrom erwartet. Damit wäre 

das Ziel, ein Fünftel des Strombedarfs aus 

Erneuerbaren Energien zu decken, gerade 

noch erreichbar. Voraussetzung dafür 

aber ist der Zubau von Windrädern auch 

im Wald. 

Der BUND fordert nun von der künftigen 

Landesregierung eine Vorrangpolitik für die 

Erneuerbaren Energien und Antworten auf 

die Frage, wie es weitergeht nach Erreichen 

des 20-Prozent-Ziels. Denn längerfristige 

Perspektiven hat die Politik noch nicht 

eröffnet. Der Umweltverband verlangt außerdem 

eine „Stärkung der Kommunen als 

Motor der Energiewende von unten“, einen 

sozialverträglichen Ausstieg aus der Kohleverstromung 

und den Erlass eines Klimaschutzgesetzes 

sowie die Einrichtung einer 

saarländischen Energieagentur „als Motor 

der Energiewende“ im Land. 

Auch eine verstärkte energetische Nutzung 

der Biomasse im Saarland steht auf 

der Wunschliste des BUND. Er regt eine 

Initiative zur energetischen Nutzung des 

kommunalen Grünguts an, ebenso eine 

Unterstützung eines Projektes des Instituts 

für Zukunftsenergiesysteme (IZES) 

zur Holzkaskadennutzung. Und weil zum 

Thema Energiewende nicht nur die Erneuerbaren 

zählen, sondern auch eine Verbesserung 

der Effizienz, sollte das Land nach 

den Wünschen des BUND die kleinen und 

mittelgroßen Unternehmen in diesem Bereich 

künftig stärker fördern. 

Autor 

Bernward Janzing 


Wilhelmstr. 24a 

79098 Freiburg 

Tel. 07 61/202 23 53 

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Politik 


2016: Abermals Rekordwert 

beim Stromexport 

Im vierten Quartal stützte Deutschland sogar das französische 

Stromnetz nach Ausfall von zahlreichen Atomreaktoren. 


dass auch nur ein einziger Meiler aus politischen 

Gründen abgeschaltet worden wäre. 

Der Strommangel Frankreichs zeigt sich 

auch an den Börsenpreisen: Während am 

deutschen Spotmarkt im November Strom 

im Mittel für 38 Euro je Megawattstunde 

zu bekommen war, kostete dieser in Frankreich 

im gleichen Zeitraum durchschnittlich 

65 Euro. Im Dezember war der Preisvorteil 

auf deutscher Seite ähnlich mit 37 

Euro gegenüber 59 Euro. 

Deutschland hat im Jahr 2016 

abermals einen neuen Rekordüberschuss 

beim Stromexport 

erzielt. Nach vorläufigen Zahlen 

der Arbeitsgemeinschaft 

Energiebilanzen flossen im vergangenen 

Jahr rund 82 Milliarden Kilowattstunden 

ins Ausland, während im gleichen Zeitraum 

nur 26,6 Milliarden importiert wurden. Damit 

bleibt ein Saldo von gut 55 Milliarden 

Kilowattstunden. Im Jahr zuvor hatte der 

Wert noch bei 51,8 Milliarden gelegen, und 

schon das war ein historischer Spitzenwert 

gewesen. Der Exportüberschuss entspricht 

etwa der Erzeugung von fünf Atomkraftwerken 

oder gut 9 Prozent des deutschen 

Inlandsverbrauchs. Der Exportüberschuss 

steigt seit Jahren; bis um die Jahrtausendwende 

waren Importe und Exporte weitgehend 

ausgeglichen. 

Die größten Mengen gingen im vergangenen 

Jahr – in dieser Reihenfolge – in die 

Niederlande, die Schweiz, nach Österreich 

und Polen. Selbst Tschechien bezog 2016 

per Saldo Strom aus Deutschland, wie sich 

aus Analysen des Fraunhofer ISE in Freiburg 

ergibt. Der Exportüberschuss in die 

Schweiz erreichte mit rund 14,6 Milliarden 

Kilowattstunden 2016 gar einen Rekordwert, 

nachdem die Eidgenossen vor allem 

am Standort Beznau große Sicherheitsprobleme 

mit ihren alten Atomreaktorblöcken 

haben. Die Atomstromerzeugung in der 

Schweiz ist daher 2016 nach ersten Abschätzungen 

auf das niedrigste Niveau seit 

25 Jahren gefallen. 

Ende 2016 benötigte Frankreich 

viel Strom aus Deutschland 

Zuletzt stützte Deutschland sogar das französische 

Stromnetz: Im vierten Quartal 

floss jeden Monat mehr Strom zum westlichen 

Nachbarn als in umgekehrte Richtung. 

Ursache waren Stillstände der dortigen 

Atomreaktoren. Zeitweise waren 20 der 

58 Atomkraftwerke außer Betrieb, einige 

wegen Routinekontrollen, andere wegen 

Sicherheitsproblemen, nachdem der französische 

Kraftwerkspark langsam alt und 

anfälliger wird. 

Die Ausfälle waren entsprechend drastisch: 

Im November erzeugten die französischen 

AKW 13 Prozent weniger Strom als im gleichen 

Monat des Vorjahres, im Dezember 

noch 9 Prozent. Im Gesamtjahr lag die Mindererzeugung 

bei rund 33 Milliarden Kilowattstunden, 

ein Minus von fast 8 Prozent. 

Damit erzeugte Frankreich im Jahr 2016 

die geringste Menge an Atomstrom seit 

Ende der Neunzigerjahre – und dies ohne 

Foto: blende11.photo_fotolia 

200 Euro pro MWh in Frankreich 

Im Januar erreichten die Spotmarktpreise 

in Frankreich stundenweise gar Werte über 

200 Euro je Megawattstunde, das sind 20 

Cent je Kilowattstunde. In den Zeitungen 

war gleichzeitig zu lesen: „In Frankreich 

wird der Strom knapp“. Der Netzbetreiber 

RTE entwickelte zudem einen Notfallplan: 

Mit zwei Dutzend energieintensiven Industriebetrieben 

schlossen die Behörden 

ein Abkommen, wonach diese bei einem 

drohenden Blackout binnen Sekunden den 

Verbrauch herunterfahren. Auf Plakaten 

warb das Atomland zugleich für das Stromsparen 

– während Deutschland selbst in 

den kalten Januartagen keine Versorgungsengpässe 

zu verzeichnen hatte. 

So war Deutschland auch im Januar wieder 

in großem Stil Stromexporteur. Die mitunter 

geäußerte Kritik, Deutschland würde 

seinen Strom zu Billigpreisen ans Ausland 

verscherbeln, lässt sich übrigens nicht 

erhärten, wie Analysen des ISE auf Basis 

von Daten des Statistischen Bundesamtes 

zeigen: Seit Jahren liegen die Preise des 

importierten und des exportierten Stroms 

etwa auf gleichem Niveau. Erstmals 2016 

war der Preis des ausgeführten Stroms mit 

35 Euro je Megawattstunde etwas niedriger 

als der Preis des eingeführten Stroms mit 

37 Euro. In der Summe hat Deutschland 

mit seinem Stromexport im vergangenen 

Jahr aufgrund der hohen Überschussmengen 

rund 1,4 Milliarden Euro mehr an Einnahmen 

erzielt, als für die Importe bezahlt 

werden musste. 

Autor 



Wilhelmstr. 24a 

79098 Freiburg 

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Politik 

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Politik 


Pläne für die künftige 

EU-Energiepolitik ab 2020 

Die Europäische Kommission hat ihre Pläne für die 

künftige Energiepolitik offenbart: Für die Erneuerbaren 

Energien ist die Vorlage nicht ambitioniert ausgefallen, 

die Chance wurde verpasst, den Ausbau begründet durch 

das Pariser Abkommen zu beschleunigen, um das 

1,5-Grad-Ziel zu halten. So, wie die politische Lage in 

Europa derzeit aussieht, ist es aber bemerkenswert, dass 

überhaupt eine zweite Erneuerbare-Energien-Richtlinie 

vorliegt. 

Von Julia Münch 

Am 30. November 2016 hat die Generaldirektion 

Energie der EU-Kommission ihr sogenanntes 

„Winter-Paket“ vorgestellt, das 

Entwürfe für Richtlinien und Verordnungen 

im Bereich Energie enthält. Im Einzelnen 

sind dies über 1.000 Seiten, die unter anderem eine 

Neufassung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie, eine 

neue Energieeffizienzrichtlinie, eine Richtlinie zur integrierten 

EU-Governance und sowohl eine Richtlinie zu 

gemeinsamen Regeln im europäischen Strommarkt als 

auch eine Verordnung zum europäischen Strommarkt 

enthalten, um nur einige der wichtigsten Regelungen 

zu nennen. In diesem Artikel wird eine erste allgemeine 

Einschätzung zum Winterpaket und den Auswirkungen 

auf die Energiewende gegeben. 

Positiv ist, dass es überhaupt ein Ziel für den Anteil 

Erneuerbarer Energien am Gesamtenergieverbrauch 

geben wird. Das politische Klima für Erneuerbare Energien 

hat sich innerhalb vieler europäischer Länder so 

weit verschlechtert, dass allein die Veröffentlichung 

eines Entwurfs einer Erneuerbare-Energien-Richtlinie 

(RED II) von 2020 bis 2030 schon als Erfolg gelten 

muss. Allerdings sind die Ziele mitnichten ehrgeizig: 

27 Prozent soll der Anteil der Erneuerbaren Energien 

am Gesamtenergieverbrauch in 2030 betragen, das 

Energieeffizienzziel wird voraussichtlich auf 30 Prozent 

gesetzt. 

Für beide Ziele standen Forderungen von 40 Prozent 

im Raum, die aber politisch nicht durchsetzbar waren. 

Zudem gibt es keine verbindlichen nationalen Ziele 

mehr, was den Druck auf einzelne Mitgliedstaaten stark 

verringert. Die genannten Ziele werden voraussichtlich 

nach Hochrechnungen ohne besondere Anstrengung 

ohnehin erreicht werden. So werden sie den Erfordernissen 

des Pariser Abkommens nicht gerecht, da sie die 

erforderliche Dekarbonisierung nicht in dem nötigen 

Maße beschleunigen werden. 

Kein fossiles und nukleares 

Ausstiegsszenario formuliert 

Die Begrenzung der Erderwärmung auf 1,5 Grad Celsius 

ist so kaum zu schaffen. Für den Verkehrsbereich 

wird es kein gesondertes Unterziel mehr geben. Nicht 

zu finden ist in dem Gesetzespaket und sonstigen Erwägungen 

der EU-Kommission eine Abkehr von fossilen 

und nuklearen Energieträgern oder auch nur ein 

Plan zum Ausstieg aus diesen oder zur Abschaffung 

von Subventionen in diesem Bereich. 

Darüber hinaus scheint es, dass die Erneuerbare- 

Energien-Richtlinie schrittweise ausgehöhlt wird: Es 

werden Kernthemen in andere Gesetze oder andere Generaldirektionen 

verlagert. So werden der vorrangige 

Netzzugang/die vorrangige Einspeisung sowie die Regeln 

zu Kapazitätsmärkten künftig in der Strommarkt- 

Verordnung geregelt. Fördersysteme für Erneuerbare 

Energien sollen nur erlaubt sein, wenn sie mit den 

„Beihilfeleitlinien für Energie und Umwelt“ vereinbar 

sind, die 2014 von der Generaldirektion Wettbewerb 

verabschiedet worden sind. 

Diese Forderung ist umso erstaunlicher, als damit die 

Hoheit über die Ausgestaltung der Fördersysteme an 

die Generaldirektion Wettbewerb abgegeben wird, die 

in bloßen Leitlinien bestimmen kann, wie die Förderung 

für Erneuerbare Energien auszusehen hat, anstatt 

dass dies in einem ordentlichen Gesetz von der Generaldirektion 

Energie festgelegt wird. 

Biogas soll unter „Biomassebrennstoff“ 

gefasst werden 

Neu im Entwurf der „Erneuerbare-Energien-Richtlinie 

II“ (RED II) ist, dass Biogas nicht mehr zu den Biokraftstoffen 

gehören wird, sondern zu sogenannten „Biomassebrennstoffen“ 

(„biomass fuels“), die gasförmige 

und feste Brenn- und Kraftstoffe aus Biomasse umfassen. 

Auf das 27-Prozent-Ziel können Strom, Wärme, 

Kälte und Kraftstoffe aus Erneuerbaren Energien angerechnet 

werden. Die Kommission will allerdings die 

Verwendung von Nahrungsmittel- und Futterpflanzen 

stark begrenzen, am liebsten ganz abschaffen, um keine 

sogenannten indirekten Landnutzungsänderungen 

zu induzieren. 

Kraftstoffe aus Futter- und Nahrungsmittelpflanzen 

sollen daher ab 2021 nur noch mit bis zu 7 Prozent 

auf das Gesamtziel angerechnet werden können, dieser 

Wert soll bis 2030 kontinuierlich auf 3,8 Prozent 

sinken. Um überhaupt auf das 27-Prozent-Ziel angerechnet 

werden zu können, sind allerdings Nachhaltigkeitskriterien 

einzuhalten, die ab 2021 für alle Biomassebrennstoffe, 

also auch in der Verwendung von 

Biogas für die Strom- und Wärmeproduktion, gelten 

sollen. 

24


Politik 

Die Nachhaltigkeitskriterien müssen nur Neuanlagen erfüllen, 

der Bestand bleibt geschützt. Allerdings gilt: Wird 

die Kapazität einer Anlage erhöht, so gilt diese Leistung als 

neue Anlage und fällt unter die neuen Bestimmungen. Das 

System der Herkunftsnachweise (Guarantees of Origin) 

wird auf die gesamten Erneuerbaren Energien ausgeweitet. 

Keine verbindlichen Unterziele mehr für den 

Verkehrsbereich 

Es soll kein Unterziel mehr für den Verkehrssektor geben, 

aber ein Minimumziel für sogenannte treibhausgasarme 

Biokraftstoffe ab 2021: Der Anteil soll ab 2012 1,5 Prozent 

betragen und bis 2030 auf 6,8 Prozent ansteigen. In 

diese Quote fallen aber nicht nur Biokraftstoffe, sondern 

auch Elektromobilität und abfallbasierte fossile Kraftstoffe. 

Letztere sind Kraftstoffe, die aus nicht biologischen 

Abfallströmen produziert werden. Ein Anteil von mindestens 

0,5 Prozent (in 2021) bis 3,6 Prozent (in 2030) soll 

davon aus fortschrittlichen Biokraftstoffen oder aus Biogas 

stammen. Der Beitrag von Kraftstoffen aus Energiepflanzen 

darf aber maximal nur 1,7 Prozent betragen. 

Änderungen soll es auch beim Einspeisevorrang geben: 

Nach dem Entwurf der neuen Verordnung für einen europäischen 

Strommarkt soll die Einspeisung von Elektrizität 

nicht-diskriminierend und marktbasiert erfolgen. Der Einspeisevorrang 

gilt in Mitgliedstaaten der EU – in denen 

mehr als 15 Prozent der Erneuerbare-Energien-Anlagen 

bereits einen Einspeisevorrang genießen – nur noch für 

kleine Anlagen unter 250 kW installierter elektrischer 

Leistung oder bei Demonstrationsanlagen; ab 2026 halbiert 

sich diese Größe (Vorrang nur für Anlagen bis 125 

kW). Alte Anlagen, die vor Inkrafttreten der Richtlinie in 

Betrieb gehen, fallen nicht unter diese Regelung, der Bestandsschutz 

gilt. Allerdings: Wenn die Erzeugungskapazitäten 

erhöht werden oder ein neuer Netzanschlussvertrag 

ausgehandelt werden muss, gelten auch hier die neuen 

Regeln. 

Dies ist nur eine erste Einschätzung und kurze Zusammenfassung. 

Die Entwürfe werden jetzt in Ausschüssen 

verhandelt und dann im Europäischen Parlament und im 

Ministerrat abgestimmt. Die Gesetze werden wohl nicht 

vor 2018 verabschiedet werden. Jetzt gilt es, den Handlungsdruck 

zu erhöhen und dafür zu sorgen, dass die Ziele 

ehrgeiziger und die Rahmenbedingungen für Erneuerbare 

Energien insgesamt günstiger werden. 

Autorin 

Julia Münch 

Fachreferentin 

Referat International 


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25 

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praxis / Titel 


26 

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Körnermaisstroh – ein Substrat, 

das Hoffnungen weckt 

Beim Anbau von Körnermais fällt Körnermaisstroh ohne Mehraufwand an. Da es sich um 

einen Reststoff handelt, gibt es zahlreiche gute Gründe für die Nutzung als Biogassubstrat. 

Aber wie wird Maisstroh geerntet und welche Erträge können dabei erzielt werden? Ist 

das Substrat eigentlich silierfähig? Werden bei der Vergärung sinnvolle Methanausbeuten 

erreicht und rechnet sich der Einsatz auch aus ökonomischer Sicht? Diese Fragen werden 

an der Bayerischen Landesanstalt für Landwirtschaft (LfL) in einem mehrjährigen Forschungsprojekt 

beantwortet. Die bisher erzielten Ergebnisse wecken durchaus Hoffnung. 

Von M.Sc. Monika Fleschhut und Dipl.-Ing. agr. Martin Strobl 

Durch den Anbau von Körnermais fallen jedes 

Jahr in Deutschland rund 3,8 Millionen 

(Mio.) Tonnen (t) Trockenmasse (TM) 

Maisstroh an, die bislang nicht geerntet 

werden, sondern zur Humusreproduktion 

und Nährstoffrückführung auf dem Feld verbleiben. 

Zum Vergleich: Silomais wird in einer Größenordnung 

von 12 bis 14 Mio. t TM in deutschen Biogasanlagen 

eingesetzt. Maisstroh steht also grundsätzlich in relevanten 

Mengen zur Verfügung und bietet quantitativ 

ein echtes Substitutionspotenzial. Als Reststoff fällt 

das Substrat ohne jeglichen Flächenverbrauch an und 

verursacht folglich keine Nutzungskonkurrenzen. Weil 

bis zur Ernte kein Produktionsaufwand erforderlich ist 

und das Substrat auch nicht mit anderen Nutzungsrichtungen 

konkurriert, ist Körnermaisstroh per se sehr 

günstig. 

Während die Strohbergung oftmals mit ackerbaulichen 

Nachteilen verbunden wird, gibt es auch zahlreiche 

Vorteile: Gerade in Fruchtfolgen mit einem hohen Körnermaisanteil 

können durch die Abfuhr von Maisstroh 

das Strohmanagement und die Bodenbearbeitung für 

die Folgefrucht erleichtert und kann somit das Infektionsrisiko, 

zum Beispiel mit Fusarien oder Maiszünsler, 

vermindert werden. Werden nach der Vergärung in der 

Biogasanlage die Biogasgärreste wieder ausgebracht, 

kann von einem weitgehend geschlossenen Kreislauf 

ausgegangen werden. 

Da Maisstroh außerdem nicht unter den „Mais- und 

Getreidekorndeckel“ (§ 39h EEG 2017) fällt, der die 

Nutzung von Mais (als Ganzpflanze, Maiskorn-Spindel- 

Gemisch, Körnermais und Lieschkolbenschrot) und 

Getreidekörnern künftig auf 50 Masseprozent – in den 

Folgejahren sogar auf 44 Masseprozent – begrenzt, 

sind vorerst keine gesetzlichen Restriktionen für den 

Einsatz von Maisstroh in der Biogasanlage zu erwarten. 

In Summe gibt es also eine Vielzahl guter Gründe, 

Maisstroh für die Biogasproduktion zu nutzen. Das 

macht aber nur dann Sinn, wenn eine entsprechende 

Sub strateignung gegeben ist. Wesentliche Kriterien 

hierfür sind möglichst hohe Erträge und Methanausbeuten, 

eine prinzipielle Siliereignung und unproblematische 

Vergärung und schlussendlich auch eine 

stimmige Ökonomie. 

Untersuchungen der LfL 

Um die Menge und Qualität des bei der Körnerernte 

anfallenden Maisstrohs bestimmen zu können, wurden 

von 2014 bis 2016 am Standort Freising „pflanzenbauliche 

Exaktversuche“ mit Körnermais durchgeführt und 

wurde die Ertragsstruktur von Korn und Restpflanze ( = 

Maisstroh) ermittelt. Dabei wurde auch der Einfluss von 

Sortenwahl (vier/fünf Sorten) und Erntezeitpunkt (drei 

Erntetermine im Zeitraum Anfang Oktober bis Anfang 

November) geprüft. Alle Varianten wurden in dreifacher 

Wiederholung in einer Blockanlange getestet. Die so 

ermittelten Maisstroherträge sind als „Maisstrohpotenzial“ 

zu verstehen und der nach dem Drusch anfallenden 

und damit theoretisch erntbaren Maisstrohmenge 

gleichzusetzen. 

Welche Strohmengen davon tatsächlich geborgen werden 

können, wurde systematisch in praxisnah durchgeführten 

dreijährigen „Erntetechnikversuchen“ an der 

LfL-Versuchsstation Grub untersucht. Dazu wurden 

acht Ernteverfahren (vier Schwadtechniken in Kombination 

mit zwei Bergungsvarianten) in Großparzellen 

von mindestens 630 Quadratmetern Größe mit vierfacher 

Wiederholung getestet und analysiert. 

Als Schwadtechniken kamen der BioChipper (BioG 

GmbH), der Schwadhäcksler UP-6400 (Uidl Biogas 

GmbH/Agrinz Technologies GmbH), der Merge Maxx 

900/902 (Kuhn S.A.) und der Mais Star* Collect (Carl 

Geringhoff Vertriebsgesellschaft mbH & Co.KG) zum 

Einsatz. Bei den Schwadtechniken BioChipper und 

Schwadhäcksler UP-6400 handelt es sich um modifizierte 

Mulcher mit Schwadfunktion von 6 bzw. 6,4 

27



Fotos: Monika Fleschhut 

Der Merge Maxx von 

Kuhn nimmt das Maisstroh 

in einem separaten 

Arbeitsgang mit 

Pick-ups vom Boden 

auf. Querförderbänder 

legen es mittig hinter 

dem Schlepper ab. 

Das Stroh wird dabei 

nicht weiter zerkleinert. 

Gut zu sehen ist, dass 

zwischen den Reihen 

nur noch wenig Stroh 

liegen geblieben ist. 

Metern Arbeitsbreite. Damit werden nach dem Maisdrusch 

die Maisstoppeln gemulcht und wird zeitgleich 

das Maisstroh durch den Sog der Schlegelwelle aufgenommen, 

zerkleinert und seitlich im Schwad abgelegt. 

Beim 9 Meter breiten Merge Maxx wird das Maisstroh 

ebenfalls in einem separaten Arbeitsgang, jedoch ohne 

weitere Zerkleinerung über Pick-ups aufgenommen 

und auf ein Querförderband transportiert. Der Mais 

Star* Collect ist ein modifizierter Pflücker für Mähdrescher, 

bei dem unterhalb der Pflückeinheit eine Auffangwanne 

verbaut ist, wodurch die Schwadablage des 

Maisstrohs direkt beim Dreschen erfolgen kann. 

Für die nachfolgende Bergung des geschwadeten Maisstrohs 

wurden Feldhäcksler (mit Pick-up-Vorsatz) und 

Ladewagen im Vergleich getestet. Neben der Ermittlung 

des Maisstrohpotenzials wurden der „auf Schwad 

gelegte Strohertrag“ und der „abgefahrene Strohertrag“ 

erfasst und TS- und Rohaschegehalte (als Maß 

für die Verschmutzung) bestimmt. 

Für verschiedene Proben sowohl aus dem pflanzenbaulichen 

Exaktversuch als auch aus dem praxisnahen Erntetechnikversuch 

wurden anhand von Silierversuchen 

im Labormaßstab und einem ersten Silierversuch im 

größeren Maßstab im Silotunnel die Siliereigenschaf- 

Der Pflückvorsatz Mais Star* Collect von der Firma Geringhoff ist ein Kolbenpflücker für Mähdrescher. Dieser Pflückvorsatz legt das Stroh 

mittig vor dem Mähdrescher ab. Das Schwad liegt dann zwischen den Rädern. Weiteres Material fällt nach dem Dreschvorgang hinten 

aus dem Mähdrescher raus auf das vorhandene Schwad. Die Maisstoppeln sind angerissen, was gut für die Maiszünslerbekämpfung ist. 

Zwischen den Reihen ist wenig Maisstroh zu finden. 

28



ten geprüft. Zur Beurteilung der Maisstrohqualität 

wurde die stoffliche Zusammensetzung nasschemisch 

mithilfe der Weender/Van Soest-Analyse untersucht 

und wurden die spezifischen Methanausbeuten im Labormaßstab 

mittels Batchversuchen nach VDI 4630 

(2006) ermittelt. 

Maisstrohpotenzial und Methanausbeuten 

In den bisherigen Versuchen hat sich gezeigt, dass das 

Maisstrohpotenzial im Mittel bei 11,0 t TM pro ha -1 lag, 

die Kornerträge betrugen durchschnittlich 12,1 t TM 

pro ha -1 . Daraus ergibt sich ein mittleres Korn-Stroh- 

Verhältnis von rund 1:0,9, das eine grobe Abschätzung 

des Strohanfalls anhand des Kornertrages erlaubt. 

Im labortechnischen Maßstab erweist sich Körnermaisstroh 

als sehr gut vergärbar und liefert vergleichsweise 

hohe Methanausbeuten. Im mehrjährigen Gesamtdurchschnitt 

(n=127) wurde für Maisstroh eine spezifische 

Methanausbeute von rund 320 Normliter je Kilogramm 

organischer TM [Nl (kg oTM) -1 ] ermittelt, wobei 

sich die Werte zwischen einem Minimum von 281 Nl 

CH 4 

(kg oTM) -1 und einem Maximum von 379 Nl CH 4 

(kg oTM) -1 bewegten. 

Damit erreicht Maisstroh etwa 80 bis 95 Prozent der 

Methanausbeute von Silomais [Silomais erreicht im 

Labormaßstab unter den gleichen Bedingungen rund 

360 Nl CH 4 

(kg oTM) -1 ]. Im Vergleich mit zahlreichen 

alternativen Substraten (wie zum Beispiel Buchweizen, 

Biogas-Blühmischungen, Durchwachsene Silphie, Igniscum) 

ist das Methanertragspotenzial folglich als 

überdurchschnittlich hoch zu bewerten und teilweise 

ebenbürtig zu klassischen Substraten wie Gras oder 

Getreide-GPS. 

Demnach ist anzunehmen, dass die Restpflanze 

auch bei einer Ernte ab der Körnerreife noch einen 

hohen Anteil an gut verdaulichen Bestandteilen 

aufweist und die fehlende Stärke vermutlich weitestgehend 

durch vergärbare Faserbestandteile 

kompensiert wird. Könnte das gesamte vorhandene 

Maisstrohpotenzial ohne Ernteverluste geerntet 

werden, würden die Methanhektarerträge 

[Strohertrag in t TM pro ha -1 * spezifische Methanausbeute 

in Nm 3 CH 4 

(t oTM) -1 * oTM-Gehalt] bei 

rund 3.000 bis 3.500 Nm 3 CH 4 

ha -1 liegen, also 

etwas weniger als die Hälfte von Silomais. Je später 

geerntet wird, desto geringer sind jedoch die 

Methanhektarerträge, weil die spezifischen Methanausbeuten 

mit zunehmender Abreife (oftmals 

signifikant) sinken und auch das Maisstrohpotenzial 

tendenziell abnimmt. Vermutlich sind dafür 

Bröckelverluste an den Blättern verantwortlich. 

Auch die Sortenwahl kann eine Rolle spielen, wobei 

aufgrund der starken Jahreseffekte ein eindeutiger 

Sorteneffekt bislang nicht bestätigt werden konnte. Da 

aktuelle Körnermaissorten aber bislang nicht für eine 

Koppelnutzung gezüchtet waren, sind durch Zuchtfortschritt 

sicherlich noch Optimierungen zu erwarten. 

Der Biochipper von der Firma BioG aus Österreich ist ein Kombinationsgerät. Im Grunde handelt 

es sich um einen Schlegelmulcher mit Hammerschlegeln, die die Maisstoppeln und das Stroh 

zerkleinern. Gleichzeitig wird von den Schlegeln das Material durch den Luftsog angesaugt 

und auf Querförderbänder abgelegt, die das Stroh dann ins Schwad ablegen. Die Maisstoppeln 

sind sehr kurz, was sehr gut ist für die Maiszünslerbekämpfung. Allerdings bringt die Maschine 

nicht alles Stroh ins Schwad, was aus Praxissicht nicht weiter schlimm ist. 

Abfuhrraten und Methanhektarerträge 

Im Erntetechnikversuch wurden bei einem Maisstrohpotenzial 

zwischen 9,8 t pro ha -1 und 11,7 t pro ha -1 unter 

praxisnahen Bedingungen Stroherträge von durchschnittlich 

4,6 bis 6,3 t TM pro ha -1 abgefahren. Das 

deckt sich in etwa mit den Erfahrungen aus der Praxis: 

Die Erträge werden hierbei auf 3 bis 7 t TM pro ha -1 

beziffert. Es können also durchaus relevante Substratmengen 

geborgen werden, zugleich sind aber die Ernteverluste 

oftmals noch sehr hoch und liegen nicht selten 

in der gleichen Größenordnung wie die Erntemengen. 

Im Versuch erwiesen sich alle geprüften Ernteverfahren 

als praktikabel. In den Einzeljahren konnten zwischen 

den vier Schwadtechniken durchaus signifikante Unterschiede 

in den Abfuhrraten festgestellt werden, im 

dreijährigen Vergleich wurden jedoch nahezu identische 

Abfuhrraten erzielt. Feldhäcksler und Ladewagen 

erwiesen sich als völlig gleichwertig bei den Abfuhrraten, 

wobei die Zerkleinerung beim Feldhäcksler intensiver 

ist. 

Einen Effekt auf die Abfuhrraten hatten insbesondere 

auch die Erntebedingungen. So ergaben sich bei einer 

verzögerten Strohbergung, also bei einer längeren 

Feldliegezeit des Maisstrohs nach der Körnerernte, 

überwiegend negative Effekte auf die Abfuhrraten. Die 

TS-Gehalte des geborgenen Maisstrohs waren in den 

einzelnen Versuchsjahren sehr variabel und lagen bei 

durchschnittlich 40 bis 45 Prozent (2014/2016) und 

60 Prozent (2015). Unmittelbar vor dem Körnerdrusch 

waren die TS-Gehalte der Restpflanze (= Maisstroh) 

jedoch im Bereich von Silomais (30 bis 35 Prozent ). 

29



Tabelle 1: Datengrundlage für den Kostenvergleich von Maissilage und Maisstroh-Silage 

abgefahrener 

FM-Ertrag 

abgefahrener 

TM-Ertrag 

TM- 

Anteil 

Silierverluste oTM-Anteil oTM-Ertrag 

nach Silierung 

Methanausbeute 

Methanhektarertrag 

„Hektar-Stromertrag“ 

6) 

t FM ha -1 t TM ha -1 % % TM % t oTM ha -1 Nm 3 (t oTM) -1 Nm 3 ha -1 kWh el 

(ha) -1 

Maissilage 

(Ganzpflanze) 

51 1) 17,0 33 6 95 15,2 337 4) 5.116 20.423 

Maisstroh-Silage 9,7 2) 4,9 51 8 3) 93 2) 4,2 295 5) 1.237 4.937 

1) 

Durchschnittsertrag von Silomais in den Jahren 2009 bis 2014 (Bayerisches Landesamt für Statistik). 

2) 

Zweijährige Ergebnisse des praxisnahen Erntetechnikversuches, die auch für die Praxis realistisch sind. 

3) 

Silierverluste gemäß Experteneinschätzung. 

4) 

Methanausbeute von Silomais in Anlehnung an den LfL-Biogasrechner (http://www.lfl.bayern.de/iba/energie/049711). 

5) 

Methanausbeute von Maisstroh bezogen auf oTM: 87,5 Prozent von Silomais (gemäß den Ergebnissen der Batchversuche). 

6) 

Annahme: Elektrischer Nutzungsgrad der Methanverwertung durch KWK: 40 Prozent. 

Entgegen der optischen Wahrnehmung sind die TS- 

Gehalte auch bei stark abgereiften Restpflanzen keineswegs 

hoch. Allerdings kann es in Abhängigkeit von 

den Witterungsverhältnissen während der Ernte noch 

zu einer deutlichen Nachtrocknung des Ernteguts kommen. 

Deshalb ist es ratsam, das Maisstroh unverzüglich 

nach der Körnerernte zu bergen. Mit Rohaschegehalten 

von durchschnittlich 7,9 Prozent (2014) beziehungsweise 

6,2 Prozent (2015) kann die Verschmutzung 

als unproblematisch eingestuft werden. Der „natürliche“ 

Rohaschegehalt der Restpflanze liegt bei rund 

4 Prozent, der Anstieg der Rohaschegehalte um 2 bis 

4 Prozentpunkte ist folglich auf den Schmutzeintrag 

während der Ernte zurückzuführen. 

Werden für die Berechnung der Methanhektarerträge 

die tatsächlich abgefahrenen Stroherträge und die gemessenen 

Rohaschegehalte zugrunde gelegt, ergibt 

sich ein Methanhektarertrag von rund 1.500 Nm 3 CH 4 

pro ha -1 , also rund 20 bis 25 Prozent von Silomais. 

Siliereignung von Körnermaisstroh 

Voraussetzung für die ganzjährige Nutzung von Maisstroh 

ist eine entsprechende Siliereignung. Die Bezeichnung 

„Stroh“ verleitet zu der Annahme, dass sich 

das Substrat nur schlecht silieren lässt. Standardisierte 

Silierversuche haben jedoch gezeigt, dass Maisstroh 

grundsätzlich gut siliert und die TM-Verluste gering 

sind, wenn Sauerstoffabschluss gewährleistet ist. Auch 

die aerobe Stabilität war nach der Öffnung der Silos 

überwiegend hoch. Dies konnte in den Versuchen auch 

bei höheren TS-Gehalten und schlechteren Maisstrohqualitäten 

(zum Beispiel bei längeren Feldliegezeiten) 

bestätigt werden, wobei in diesen Fällen bereits Verluste 

durch Umsetzungsprozesse auf dem Feld vorausgegangen 

sein könnten. 

Eine Herausforderung stellt sicherlich die Verdichtbarkeit 

von Maisstroh im Silo dar. Bei einem ersten 

Silierversuch im Silotunnel lagen die ermittelten Dichten 

bei nur rund der Hälfte von Silomais. Das hat Kon- 

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Tabelle 2: Kosten der Maissilage und Maisstroh-Silage „frei Eintrag“ bei kostenfreiem Maisstroh „ab Feld“ 

(Euro gerundet auf ganze Zahlen) 

Vollkosten „frei 

stehender Bestand“ 

(ohne Flächenkosten) 

Ernte + Transport (5 km) 

+ Einsilieren 

Lagerung im 

Fahrsilo 

Entnahme + 

Beschickung 

Vollkosten „frei Eintrag“ (ohne Flächenkosten) 

EUR 

ha -1 

EUR 

ha -1 

EUR 

ha -1 

EUR 

ha -1 

EUR 

ha -1 

EUR EUR Cent 

(t FM) -1 (t TM) -1 (Nm³ CH 4 

) -1 

Cent 

(kWh el 

) -1 

Maissilage 1) 

(Ganzpflanze) 

1.245 386 147 46 1.824 38 114 36 8,9 

Maisstroh- 

Silage 2) 0 162 62 19 243 27 54 20 4,9 

1) 

Kosten gemäß LfL-Internet-Deckungsbeitragsrechner (siehe auch: 

https://www.stmelf.bayern.de/idb/silomais.html) 

2) 

Annahme: 1,5-facher Lagerraumbedarf bei Maisstroh-Silage im Vergleich zu Silomais 

sequenzen für den erforderlichen Siloraum und birgt 

die Gefahr des Verderbs bei Luftzutritt. Inwiefern die 

Ergebnisse des Silotunnels auch auf die Silierung in 

Fahrsilos übertragen werden können, muss mit weiteren 

Versuchen geklärt werden. In der Praxis scheint die 

Silierung von Maisstroh gut zu funktionieren. Oftmals 

arbeiten die Praktiker mit Mischsilagen oder es wird 

eine „Deckschicht“ aus feuchteren Substraten (zum 

Beispiel Gras oder Zwischenfrüchten) auf das Silo aufgebracht. 

Was kostet die Kilowattstunde aus 

Maistroh-Silage? 

Die Versuchsergebnisse der LfL zu Menge und Qualität 

der Maisstroh-Silage bestätigen die grundsätzliche Eignung 

als Substrat und zeigen das Potenzial auf. Sollte 

dieses Potenzial auch aus betriebswirtschaftlicher 

Sicht erschlossen werden und wie wettbewerbsfähig ist 

das Maisstroh? 

Der Großversuch lieferte auch erste Daten zu den Kosten 

der eingesetzten Maschinen. Die Vollkosten der 

Maisstrohbereitstellung vom Schwad bis zum Fermenter 

lagen bei 243 Euro je Hektar. Auf diesem Hektar 

wurden 4,9 t TM Maisstroh geborgen, danach wurde 

das vom Feldhäcksler zerkleinerte Gut über 5 Kilometer 

ins Fahrsilo transportiert, dort mit üblicher Technik 

eingelagert, mit 8 Prozent Lagerverlusten wieder 

ausgelagert und schließlich damit die Biogasanlage 

beschickt (siehe auch Tabelle 1). Wird der Methanhektarertrag 

von 1.237 Nm³ mit einem Wirkungsgrad von 

40 Prozent verstromt, ergäben sich daraus Vollkosten je 

erzeugter elektrischer Kilowattstunde in Höhe von 4,9 

Cent (siehe auch Tabelle 2). Mit diesen 4,9 Cent je Kilowattstunde 

ist Maisstroh-Silage mehr als nur ein neuer, 

ernstzunehmender Wettbewerber im Substratmix, vorausgesetzt 

der im Folgenden aufgezählten Annahmen: 

Das Maisstroh steht tatsächlich kostenfrei „liegend auf 

dem Feld“ zur Verfügung. Nicht ökonomisch bewertet 

31



Tabelle 3: Kosten der Maisstroh-Silage im direkten Wettbewerb zwischen Körnermais- und 

Silomaisanbau (Euro auf ganze Zahlen gerundet) 

Flächenkosten 

Gewinnbeitrag aus 

Körnermaisverkauf 1 ) 

Verfahrenskosten der 

Maisstroh-Silage „liegend 

ab Feld“ bis „frei Eintrag“ 

EUR ha -1 EUR ha -1 EUR ha -1 ha -1 

EUR 

wurden bisher mögliche einzelbetriebliche Effekte wie 

beispielsweise auf den Humushaushalt, die Nährstoffbilanz, 

die Feldhygiene (zum Beispiel Einsparung des 

Mulchens) oder die Bodenverdichtung durch eine zusätzliche 

Überfahrt mit der Häckselkette und die eventuell 

bisher im Betrieb nicht vorhandene Ausbringung 

der Gärrestrücklieferung. 

Aus der einzelbetrieblichen Situation heraus können 

hier aber nicht nur Kosten anfallen (zum Beispiel 

Nährstoffentzug durch Maisstroh-Abfuhr ohne Rücklieferung 

des Gärrests), sondern sind auch Gutschriften 

denkbar (zum Beispiel Düngewert des zurückgelieferten 

Gärrests ist höher als der Düngewert des alternativ 

im Winter auf der Fläche verbleibenden und verrotteten 

Maisstrohs). 

Vollkosten „frei Eintrag“ 

Cent 

(Nm 3 CH 4 

) -1 

Cent 

(kWh el. 

) -1 

0 88 243 155 12,5 3,1 

250 88 243 405 32,7 8,2 

500 88 243 655 52,9 13,3 

750 88 243 905 73,1 18,3 

1.000 88 243 1.155 93,4 23,4 

1) 

vgl. LfL-Internet-Deckungsbeitragsrechner (https://www.stmelf.bayern.de/idb/koernermais.html) 

Neben diesen pflanzenbaulichen 

Nebeneffekten wurden 

in der Bewertung vor allem 

auch verfahrenstechnische 

Nebeneffekte noch nicht berücksichtigt. 

Wird das gehäckselte 

Maisstroh in einem größeren 

Masseanteil eingesetzt, 

stellt sich beispielsweise die 

bisher noch nicht untersuchte 

Frage einer Substratvorzerkleinerung. 

Ist die Vergärung von 

Maisstrohsilage aktuell 

wirtschaftlich? 

Langjährige Auswertungen an 

der LFL ergeben, dass viele 

maisbetont gefütterte Biogasanlagen 

mit einem Substratkostenniveau 

(„frei Eintrag“) 

von mehr als 10 Cent je eingespeister 

Kilowattstunde arbeiten. Die Vollkosten klassischer 

Maissilage ohne Flächennutzungskosten belaufen 

sich auf 8,9 Cent, bei Flächennutzungskosten 

von 500 Euro je Hektar auf 11,4 Cent je erzeugbarer 

Kilowattstunde. Damit ist die Vergärung von Maisstroh 

mit 4,9 Cent je erzeugbarer elektrischer Kilowattstunde 

sicher wirtschaftlich, für all die bereits erwähnten 

einzelbetrieblichen Nebeneffekte ist mit gut 5 Cent 

je Kilowattstunde (umgerechnet ungefähr 250 Euro 

je Hektar) reichlich Luft vorhanden. Aus betriebswirtschaftlicher 

Sicht sollte die Strohvergärung von Körnermaisbeständen 

nicht scheitern. 

Ist die Vergärung von Maisstroh-Silage auch 

im neuen EEG 2017 wirtschaftlich? 

Wechselt eine Biogasanlage ins neue EEG 2017, muss 

sie bekanntlich den sogenannten „Mais- und Getreidekorndeckel“ 

(§39h EEG 2017) einhalten. Bei Wechsel 

im Jahr 2017 wird der Einsatz von Mais als Ganz- 

Foto: www.agrarfoto.at 

32



pflanze, Maiskorn-Spindel-Gemisch, Körnermais und 

Lieschkolbenschrot auf 50 Massseprozent gedeckelt – 

bis vorerst 2021 verschärft sich dieser Deckel in zwei 

Schritten auf maximal 44 Masseprozent. 

Vom Deckel betroffene Biogasanlagen müssen sich fragen, 

was nach Maissilage das oder die nächstbesten 

Substrate sind. In regionaler Abhängigkeit kann dies 

ein Vertreter der aktuell intensiv diskutierten Alternativen 

sein (Silphie, Zuckerrübe etc.), aber auch die Maisstroh-Silage. 

Steht dieses Maisstroh durch intensiven 

Körnermaisanbau rund um die Biogasanlage noch unverwertet 

zur Verfügung, sollte nicht auf den Wechsel 

ins EEG gewartet werden. 

Ist die Vergärung von Maisstroh-Silage auch 

wirtschaftlich, falls Körnermais anstatt 

Silomais angebaut wird? 

Steht das Maisstroh nicht „sowieso“ und „kostenfrei“ 

zur Verfügung, sind in der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 

zum einen die Flächenkosten, zum anderen der 

Gewinnbeitrag aus der Körnermaisnutzung einzuberechnen. 

Ohne Flächenkosten betrug dieser Gewinnbeitrag 

in den vergangenen fünf Jahren (2011 bis 

2015) laut LfL-Internet-Deckungsbeitragsrechner 

durchschnittlich 87,90 Euro je Hektar. Werden zusätzlich 

die Flächenkosten berücksichtigt, erreichen die 

Vollkosten „frei Eintrag“ bereits bei einem Pachtniveau 

ab 350 Euro je Hektar die oben definierte Zielmarke 

von 10 Cent je erzeugter Kilowattstunde (siehe Tabelle 

3). Damit ist die diskutierte Variante nur sinnvoll, falls 

ausreichend Fläche günstig zur Verfügung steht. 

Fazit: Beim Anbau von Körnermais fallen als Reststoff 

nicht unerhebliche Mengen an Maisstroh an. Unter 

Praxisbedingungen können davon rund 5 t TM geborgen 

werden mit TS-Gehalten von zumeist 40 bis 50 

Prozent, wobei die Erträge als auch TS-Gehalte in Abhängigkeit 

von den Erntebedingungen stark variieren 

können. Weil Maisstroh ein erstaunlich hohes Methanbildungspotenzial 

aufweist, das bei rund 80 bis 95 

Prozent von Silomais liegt, ist es ein aussichtsreiches 

Biogassubstrat. 

Die Methanhektarerträge liegen bei rund 20 bis 25 

Prozent im Vergleich zu Silomais. Auch die Siliereignung 

scheint gegeben zu sein. Ein entscheidender Vorteil 

ist, dass für die Nutzung von Maisstroh keinerlei 

zusätzliche Flächen und bis zur Ernte auch kein Produktionsaufwand 

erforderlich sind, was sich in sehr geringen 

Vollkosten von umgerechnet 4,9 Cent (kWh el 

) -1 

niederschlägt. Ungeklärt ist derzeit noch, wie sich das 

Substrat bei kontinuierlicher Fütterung verhält und ob 

beziehungsweise ab welchen Einsatzmengen eine Aufbereitung 

oder anlagentechnische Veränderungen notwendig 

sind. Diese Fragestellungen sollen in weiteren 

Versuchen geklärt werden. 

Autoren 

M.Sc. Monika Fleschhut 

Bayerische Landesanstalt für Landwirtschaft 

Institut für Pflanzenbau und Pflanzenzüchtung 

Am Gereuth 4 · 85354 Freising 

Tel. 0 81 61/71-43 18 

E-Mail: Monika.Fleschhut@LfL.bayern.de 

www.LfL.bayern.de 

Dipl.-Ing. agr. Martin Strobl 

Bayerische Landesanstalt für Landwirtschaft (LfL) 

Institut für Betriebswirtschaft und Agrarstruktur (IBA) 

Menzinger Str. 54 · 80638 München 

Tel. 089/17 800 474 

E-Mail: martin.strobl@LfL.bayern.de 

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Kompetenz in Biogas 

33



Maisstroh macht Bakterien froh 

In Regionen mit Körnermaisanbau bleibt in der Regel die Restpflanze (Stroh) auf dem 

Feld liegen und wird in den Boden eingegrubbert oder untergepflügt. Dabei ist dieser 

Reststoff durchaus interessant als Gärsubstrat in Biogasanlagen. Aber auch Getreidestroh 

bietet Potenzial. Zwei Praxisbeispiele zeigen, wie das Material eingesetzt werden kann. 

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

Aufnahme des Maisstrohs 

auf dem Feld 

mit dem Kurzschnittladewagen. 

Im oberösterreichischen Utzenaich im Innkreis, 

rund 40 Kilometer südlich von Passau, betreibt die 

BioG GmbH eine Biogasanlage mit Ringfermenter 

überwiegend mit Maisstroh, und das seit sieben 

Jahren mit immer größerem Erfolg. Seit elf Jahren 

ist die 500-kW-Anlage in Betrieb. Bereits im zweiten 

Betriebsjahr schaute sich Geschäftsführer Josef Höckner 

mit seinen drei gleichberechtigten Partnern nach 

Alternativen zum Silomais um. Die Einspeisevergütung 

nach dem Ökostromgesetz bot damals nur 14,5 Cent 

pro Kilowattstunde. Den teuren Silomais wollte er daher 

ersetzen. 

Da in der Region viel Körnermais angebaut wird, begann 

er mit dem kostengünstig zur Verfügung stehenden Körnermaisstroh 

zu experimentieren, denn das blieb nach 

dem Drusch auf den Feldern liegen. „Damals haben wir 

mit Schwadtechnik für Grünland versucht, das Körnermaisstroh 

in Reihen abzulegen – und das bei etwa 15 

bis 20 Zentimeter langen Maisstoppeln. Das hat nicht 

besonders gut geklappt. Deshalb begannen wir, ein eigenes 

Erntesystem für Maisstroh zu entwickeln. Herausgekommen 

ist dabei der sogenannte Biochipper“, 

blickt Höckner zurück. 

Stoppeln schlegeln und Stroh schwaden in 

einem Arbeitsgang 

Die Maschine ermöglicht die Ernte von Feldresten, wie 

zum Beispiel Maisstoppeln, Maisstroh, Stoppelresten 

der Rapspflanze, Aufwüchsen von Brach- sowie Landschaftspflegeflächen. 

Die Arbeitsgänge Aufsaugen, 

Häckseln und Schwaden erfolgen in einem Arbeitsgang. 

Die angebaute Technik führt die Biomasse zu 

einem Schwad zusammen und ermöglicht die Ernte 

per Ladewagen. Der Biochipper wird angeboten 

mit Arbeitsbreiten von 3 bis 6 Metern, somit kann er 

beim Gegenfahren ein Schwad von bis zu 12 Metern 

zusammenführen. Vorteil auf Maisflächen: das Stroh 

wird nicht nur geschwadet, sondern auch die Stoppeln 

werden mit Hammerschlegeln in der Länge stark eingekürzt, 

was sich positiv auf die Maiszünsler-Bekämpfung 

auswirkt. 

„Wir nehmen das Strohschwad mit dem Kurzschnittladewagen 

auf, der sonst üblicherweise auf dem Grünland 

zur Grassilagebergung eingesetzt wird. Die Erntekette 

mit dem Ladewagen ist deutlich preisgünstiger, 

als wenn wir mit dem Feldhäcksler plus Häckselwagen 

fahren würden. Wir fahren nicht weiter als 4 Kilometer. 

Außerdem erreichen wird mit dem Ladewagen eine höhere 

Ladedichte“, berichtet Höckner. 

Während der Häckselwagen beim Maisstroh nur eine 

Ladedichte von 100 Kilogramm pro Kubikmeter realisiert, 

kann der Ladewagen die zweieinhalbfache Masse 

pro Kubikmeter transportieren. Der Biochipper kostet 

pro Stunde 120 Euro. Er schafft laut Höckner 3 bis 4 

Hektar pro Stunde. Der Ladewagen schlägt mit 240 

Euro pro Stunde zu Buche. Die Kette besteht dann aus 

zwei großen beziehungsweise drei kleinen Ladewagen. 

Die schaffen 3,5 Hektar pro Stunde. 60 Euro pro Stunde 

sind für die Siloarbeiten anzusetzen. Die Kosten pro 

Tonne Trockensubstanz (TS) liegen bei 29 Euro. Mit der 

verwendeten Erntetechnik lassen sich gut 50 Prozent 

des anfallenden Maisstrohs von den Flächen holen. 

34 

Foto: Monika Fleschhut



Fotos: BioG GmbH 

Maisstroh und Zwischenfrüchte werden 

zusammen siliert 

Je nach Witterung wird im Herbst von 200 bis 300 Hektar 

das Maisstroh geerntet. Das Stroh wird wie Silomais 

im Fahrsilo auf einen großen Haufen gekippt und mit 

Walzenschleppern verdichtet. In das Maisstroh werden 

Sommerzwischenfrüchte von 80 Hektar einsiliert. Das 

Material wird ebenfalls mit Ladewagen angefahren. Die 

Zwischenfrüchte sind Mischungen aus Sonnenblumen, 

Buchweizen, Ölrettich, Phacelia, Sudangras, Alexandrinerklee 

und Mungo. Während das Maisstroh einen 

TS-Gehalt von 40 bis 60 Prozent hat, hat die Zwischenfrucht 

einen TS-Gehalt von 20-25 Prozent. 

„In der Mischung im Silohaufen haben wir dann einen 

TS-Gehalt von 35 bis 40 Prozent. Ein guter Mischungspartner 

sind auch Rübenschnitzel aus der Zuckerproduktion. 

Das siliert auch sehr gut zusammen. Mit dem 

Biogasertrag sind wir zufrieden. Das Maisstroh liefert 

300 Normliter Methan pro Kilogramm organische Trockensubstanz“, 

freut sich Höckner. 

Der experimentierfreudige Biogasproduzent weist darauf 

hin, dass das Maisstroh nicht zu trocken werden 

darf. Darum müsse es schnell von den Flächen runter. 

Noch schneller arbeiten müssten sie bei der Rapsstrohernte. 

Von dieser Biomasse werden 30 Hektar geerntet. 

Neben dem Stroh wird noch Grünroggen von 40 Hektar 

sowie Gras von Überschwemmungsflächen vergoren. 

Zudem Stallmist und Silomais, letzterer macht aber 

nur 20 Prozent des Gesamtinputs aus. Wie Höckner 

erläutert, wird das Maisstroh-Zwischenfrucht-Gemisch 

direkt verfüttert. Das heißt, das Material siliert nicht 

erst wochenlang durch. 

Aus dem Fahrsilo entnommen, wird das Maisstroh in 

den Feststoffdosierer gefüllt. Dabei handelt es sich um 

einen Biofeeder, der von BioG auch selbst entwickelt 

worden ist. „Die Herausforderung besteht darin, dass 

der Feststoffdosierer mit sogenannter Brückenbildung 

des Materials zurechtkommen muss“, hebt Höckner 

hervor. Der Biofeeder fördert das Stroh dann zu einem 

Zerkleinerungs-Aggregat. 

Stroh muss aufgefasert werden 

„Wir haben uns neun verschiedene Zerkleinerungsgeräte 

angeschaut. Vier hatten wir eingebaut. Zwei sind heute 

noch auf der Anlage in Betrieb: e ine Prallmühle von 

BHS Sonthofen und ein Limator von Lindner. Die Fremdkörperunempfindlichkeit 

war bei diesen Geräten die 

größte Herausforderung. Wir haben die Verschleißteile 

weiterentwickelt. Die Schlaghämmer sind nunmit einer 

speziellen Aufschweißung versehen, sodass die Werkzeuge 

nicht stumpf werden“, erläutert der Praktiker. 

Die Zerkleinerer und der Feststoffdosierer kommunizieren 

miteinander. Das heißt, dass der Dosierer immer 

so viel Material an die Zerkleinerer abgibt, sodass 

diese immer mit etwa 80 Prozent Auslastung arbeiten. 

Besonders wichtig sei, dass das Stroh aufgeschlagen 

wird. Es solle nicht geschnitten, sondern aufgefasert 

werden. Die Faserlänge spiele dabei keine Rolle. Die 

Fasern müssten möglichst vereinzelt sein. Im März 

wird eine Wangenmixpumpe hinter die Zerkleinerer geschaltet. 

Dann wird von Trocken- auf Flüssigfütterung 

umgestellt. 

Eigentlich wollte er das Stroh gar nicht zerkleinern, 

„aber dann konnten wir das Substrat nicht mehr 

rühren“. Der Eigenstromverbrauch der Anlage lag zu 

Beginn bei 5 Prozent, kurz nach der Umstellung auf 

Zerkleinerung lag er bei 7 Prozent, nach Optimierungen 

liegt er heute wieder bei 5 Prozent. Die Verweilzeit 

beträgt 80 Tage, dann ist das Material ausgegoren. 

Die Gärtemperatur liegt zurzeit bei 49 Grad Celsius. 

„Das ist für unseren Substratmix die ideale Temperatur. 

Ursprünglich lagen wir bei 40 bis 42 Grad Celsius. 

Die 49 Grad verbessern die Viskosität des Gärsubstrats 

und erhöhen den Abbaugrad“, sagt Höckner. Die 8.680 

Jahresvolllaststunden der Anlage belegen die Professionalität 

des Anlagenbetreibers und seiner drei Partner. 

Fermenter und Nachgärer haben jeweils ein Nettovolumen 

von 2.200 Kubikmetern. 

Wenn der TS-Gehalt im Fermenter zu hoch ansteigt, 

wird aus dem Gärdüngerlager rezirkuliert. Eigentlich 

wird nur vom Nachgärer in den Hauptfermenter re- 

Auf der Biogasanlage 

in Utzenaich wird 

das Maisstroh per 

Ladewagen vom Feld 

geholt und am Fahrsilo 

abgeladen. Ein Walzschlepper 

verteilt das 

Material im Silo und 

fährt es fest. 

35



Biogasanlage, auf der 

das BTM-System (siehe 

rechts im Bild grüne, 

blaue und orange 

Anlagenteile) installiert 

worden ist. 

zirkuliert. Diese Maßnahme findet maximal zwei- bis 

dreimal pro Jahr statt. In den Sommermonaten wird 

auch Gülle vergoren, im Winter nicht. „Wenn die 

Rührgeschwindigkeit unter 2 Zentimeter pro Sekunde 

sinkt, beginnen wir mit dem Rezirkulieren. Gleichzeitig 

schauen wir uns aber auch die Stromaufnahme der 

Rührwerke an“, erklärt Höckner, der vom Maisstroheinsatz 

überzeugt ist. 

Biologischer, mechanischer, thermischer 

Aufschluss 

Mit der Nutzbarmachung landwirtschaftlicher Reststoffe 

beschäftigt sich auch die MWK Bionik GmbH in Bad 

Endorf am Chiemsee (Bayern). Das Unternehmen hat 

das sogenannte BMT System ® entwickelt, das speziell 

darauf ausgelegt ist, Getreidestroh, Maisstroh oder 

strohhaltigen Mist zu verarbeiten. Biologische, mechanische 

und thermische Wirkfaktoren spielen dabei zusammen. 

„Nachgezüchtete Mikroben aus der Tiefsee liefern 

die biologische Kraft, um bei einer Temperatur von 

mehr als 70 Grad Celsius die robusten und wasserfesten 

Ligninschichten aufzusprengen. Wir wollen an die vom 

Lignin eingeschlossenen Kohlenhydrate ran. Das Lignin 

selbst können wir nicht vergären“, macht Gründer und 

Geschäftsführer Matthias Wackerbauer deutlich. 

Die Mikrobenkultur „LignoX ® “ ist eine Mischung aus 

Enzymen, natürlichen Mikroorganismen und pflanzlichen 

Wirkstoffen. Auf der Biogasanlage wird das BMT 

System im Substratfluss zwischen Substratlager und 

Fermenter integriert. Wie funktioniert das nun genau? 

Ausgegorener Gärdünger (Gärprodukt) wird aus dem 

Lagerbehälter dem BMT-System zugeführt und in drei 

Stufen auf 90 Grad Celsius erhitzt. Dabei wird vor der 

ersten Erhitzungsstufe das LignoX ® in die Rohrleitung 

dem fließenden Gärdünger zudosiert. 

Mischsubstrat bleibt eine Stunde bei 

70 Grad im Mischbehälter 

Bei der Erwärmung beginnen die LignoX-Mikroben, 

sich zu vermehren. Nach der dreistufigen Erwärmung 

wird das heiße Gärprodukt-LignoX-Gemisch in einen 

gesonderten Mischbehälter gepumpt, wo es mit dem 

Stroh vermischt wird. Das Substrat im Mischbehälter 

hat eine Temperatur von 70 bis 75 Grad Celsius. Das 

Material bleibt etwa eine Stunde im Mischbehälter. Anschließend 

wird es in den Fermenter gepumpt. Durch 

die Zugabe von kaltem Gärdünger in die Rohrleitung 

kühlt das Strohgemisch auf etwa 45 Grad Celsius ab. 

Im Fermenter findet dann durch den Substratabbau die 

eigentliche Biogasproduktion statt. 

Der Mischbehälter arbeitet drucklos. Lokaler Druck von 

1 bar entsteht nur beim Umpumpen des Substrats. Diese 

kurzen Druckphasen reichen aus, um auf das Material 

einzuwirken. Für die Erhitzung des Materials nehmen 

die Entwickler Wärme vom Abgaswärmetauscher sowie 

vom Motorkühlwasser des Blockheizkraftwerks. Zum 

Anmaischen des Strohs lasse sich neben Gärresten 

wunderbar auch Regen- beziehungsweise Sickerwasser 

oder Rindergülle verwenden. 

Pro Tonne Stroh werden laut Wackerbauer 1 bis 2 Kilogramm 

LignoX ® benötigt. Ein Kilogramm davon kostet 

5,80 Euro. „Mit diesem Verfahren sind wir in der Lage, 

900 Liter Biogas pro Kilogramm organische Trockensubstanz 

(oTS) mit 52 Prozent Methangehalt zu gewinnen. 

Das entspricht 468 Liter Methan pro Kilogramm 

oTS. Wir liefern die BMT-Anlage in Containerbauweise. 

Sie kann käuflich erworben oder aber auch geleast werden“, 

hebt Wackerbauer hervor. 

Seit eineinhalb Jahren betreibt die MWK Bionik eine 

Referenzanlage, die seither im Fermenter weder Sinknoch 

Schwimmschichten zeigt. An das eingesetzte 

Stroh werden gewisse Anforderungen gestellt: So ist 

eine Halmlänge von 65 Millimetern gewünscht. 10 Prozent 

der Halme dürften bis 120 Millimeter lang sein. 

Das Stroh sollte einen TS-Gehalt von 83 bis 85 Prozent 

haben. „Wir haben bis 60 Prozent TS jede Möglichkeit, 

jeden Feststoff zu vergären, der stark ligninhaltig ist. 

Bei Maisstroh müssen wir aufgrund des hohen Feuchtegehaltes 

die Wärmezufuhr über das Touchpanel anders 

einstellen. Heute sind wir in der Lage, mit einer Tonne 

Stroh etwa 3,8 Tonnen andere Einsatzstoffe zu ersetzen“, 

unterstreicht Wackerbauer die Leistungsfähigkeit 

seiner Anlage. 

Autor 




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36 

Foto: MWK Bionik GmbH



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37

Praxis 


Der Übergang von fester 

Einspeise vergütung zur Ausschreibung 

Wer heute das Ende des EEG in den uns bekannten Formen fordert, hat wesentliche 

Bestandteile des Gesetzes nicht verstanden oder reduziert das EEG auf die reine Vergütung 

von Strom aus Erneuerbaren Energien. 

Von Alfons Himmelstoß 

Ein wesentlicher Bestandteil des EEG war 

und ist immer noch der Zugang zum Netz 

der Netzbetreiber und der Vorrang vor konventionellen 

Energieträgern. Den Zugang 

haben wir immer noch, den Vorrang durch 

die Deckelung aber nur noch eingeschränkt. Der Ausbaupfad 

für Bestands- und Neuanlagen liegt zwischen 

2017 und 2019 bei 150 Megawatt (MW), zwischen 

2020 und 2022 dann bei 200 MW. Der Fachverband 

Biogas rechnet für 2016 mit einem Zubau von rund 

150 Biogasanlagen. Dieser Zubau konzentriert sich 

überwiegend auf Kleinanlagen mit 75 kW installierter 

elektrischer Leistung oder darunter. 

Der derzeit gültige Deckel von 100 MW wird nur mit 

rund 11 MW genutzt. Diese Entwicklung wird sich in 

den nächsten Jahren nicht grundsätzlich ändern, da 

der Neubau praktisch zum Erliegen gekommen ist. Der 

Abbildung 1: Derzeitige Zusammensetzung der Vergütung 

7,0 ct/kWh 

0,5 ct/kWh 

0,7 ct/kWh 

1,0 ct/kWh 

2,0 ct/kWh 

9,6 ct/kWh 

11,2 ct/kWh 

Stromverkauf (0 - 150 kW) 


Wärmeverkauf 

KWK-Bonus 

NaWaRo-Bonus 

Formaldehyd-Bonus 

Gülle-Bonus 

Ausbaupfad ermöglicht aber auch den Bestandsanlagen 

interessante Perspektiven für die Ausschreibung, 

wenn sie sich rechtzeitig auf die EEG-Novelle von 2017 

einstellen. 

Gerade in den ersten Jahren wird der Ausbaupfad sicher 

nicht erreicht. Damit steigt aber auch die Wahrscheinlichkeit, 

dass die Obergrenze gemäß EEG 2017 in Höhe 

von 16,88 Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh) erreicht 

werden kann. Diese Vergütungshöhe wird sich mit zunehmender 

Akzeptanz sicher deutlich verringern. Das 

zeigen auch die Ergebnisse aus den Ausschreibungsverfahren 

für Wind- und Solaranlagen. Aber was ist jetzt 

zu tun? Der Biogasanlagenbetreiber Peter Pfiffig (erfundene 

Person) erläutert uns seine Gedanken gemeinsam 

mit seinem, eher etwas griesgrämigen, Berufskollegen 

Stefan Unlust (ebenfalls erfundene Person). 

Als erstes erfolgt eine Analyse der bestehenden Möglichkeiten 

und eine Auswertung des EEG 2017, das am 

8. Juli 2016 beschlossen wurde. Als Rahmen setzten 

wir Folgendes an: 

Die Anlage von Peter Pfiffig kann mit folgenden Parametern 

gut beschrieben werden: 

f fInbetriebnahme der der Anlage Anlage 2007. 2007. 

f fInstallierte Leistung Leistung 500 500 kW kW el 

. 

el 

. 

f fJährliche Jährliche Stromproduktion 4 Millio- 

4 Millionen 

kWh/a, die Bemessungsleistung 

liegt liegt damit damit bei bei 457 457 kW kW el 

. 

el 

. 

f f 

Eingangsstoffe NawaRo NawaRo plus plus Gülle, Gülle, 

insgesamt etwa 30 Tonnen pro Tag. 

f f 

Der Der KWK-Bonus wird wird für für 1.000.000 

1.000.000 kWh kWh th 

genutzt. 

th 

genutzt. 

f f 

Die Die Wärme Wärme wird wird zu zu einem einem Preis Preis von 

von 2,0 2,0 ct/kWh verkauft. 

f f 

Der Der Anspruch auf auf den den Formaldehyd- Formaldehydbonus 

Bonus besteht. 

f f 

Die Die Boni Boni für für Landschaftspflegema- 

Landschaftspflegematerial 

und Technologie werden nicht 

genutzt. genutzt. 

f f 

Anlagenpreis: 2 Millionen 2 Euro Euro 

inklusive inklusive der der Eigenleistungen. 

Die gesamte Vergütung beträgt bei Peter Pfiffig damit 

rund 20,8 ct/kWh. Rechnen wir den Verkauf der Wärme 

hinzu, beträgt die Vergütung dann 21,3 ct/kWh (siehe 

Abbildung 1). Die Einsatzstoffe stammen überwiegend 

von eigenen Flächen. Die Gärrestlagerkapazität 

ist ausreichend für mindestens 180 Tage. Im Großen 

38


Praxis 

Abbildung 2: Zusammensetzung der Vergütung mit Flexibilisierung 

und Ganzen betreibt Peter Pfiffig eine runde und ertragsstarke 

Biogasanlage, wie sie sicher nicht überall 

zu finden ist. 

Es stellen sich aber folgende Fragen: 

1. Welche Verdienstmöglichkeiten bestehen im Rahmen 

der Flexibilisierung der Anlage? 

2. Kommen die 270 Tage zur Lagerung von Gärrest 

wirklich? 

3. Was mache ich nach meinen 20 Jahren (2027 

endet mein Vergütungsanspruch), Weiterbetrieb 

oder Stilllegung? 

4. Was bringt mir die Ausschreibung? 

5. Was kostet das? 

6. Welche Termine muss ich berücksichtigen? 

1,0 ct/kWh 

1,5 ct/kWh 

0,2 ct/kWh 

13,9 ct/kWh 

3,0 ct/kWh 

Marktprämie 

Direktvermarktung 

Wärmeverkauf 

Flexzuschlag 

Zusatzerlös durch 

Stromhändler 

Rollen wir jetzt seine Gedanken von hinten auf und beginnen 

mit der Ausschreibung: 

ffFür Bestandsanlagen gibt es eine 10-jährige 

Anschlussförderung. Das ist dann die sogenannte 

P2-Anlage oder das 2. Leben. 

ffDie maximale Vergütungshöhe beträgt 16,9 ct/kWh 

(13,9 ct/kWh Marktprämie und 3 ct/kWh Direktvermarktung). 

ffDer Betreiber hat Anspruch auf einen Flexibilisierungszuschlag 

in Höhe von 40 Euro je installiertem 

kW. 

ffVorgeschrieben ist eine doppelte Überbauung 

der Bemessungsleistung (ab 100 kW installierter 

elektrischer Leistung, also mindestens 456 kW x 2 

= 912 kW installiert). 

ffDas erste Gebot für die Ausschreibung kann Peter 

Pfiffig frühestes 2019 abgeben. Sein Anspruch 

auf die derzeitige EEG-Förderung darf nur noch 

maximal 8 Jahre betragen. 

Damit ergeben sich über die Ausschreibung folgende 

Einnahmemöglichkeiten: 

ffFür den Verkauf von Strom maximal 676.000 Euro 

pro Jahr als Marktprämie über das EEG. 

ffFür den Flexibilisierungszuschlag (2 x 500 kW el 

à 

40 Euro/kW el 

) 40.000 Euro pro Jahr. 

ffZusätzlich 8.000 Euro als Direktvermarktungserlös 

durch den Stromhändler. 

Insgesamt ergeben sich Einnahmen in Höhe von 

724.000 Euro pro Jahr oder 18,1 ct/kWh. Würde Peter 

Pfiffig seine Anlage aber schon jetzt um zwei weitere 

BHKW zu je 500 kW erweitern, dann würde sich der 

Flexibilitätszuschlag von 40.000 Euro pro Jahr auf 

60.000 Euro pro Jahr erhöhen. Die Einnahmen erhöhen 

sich jetzt auf 744.000 Euro pro Jahr oder 18,6 

ct/kWh. Dazu kommt noch der Ertrag aus der Abgabe 

von Wärme. Da es keinen KWK-Bonus mehr gibt, ist 

auch die Verhandlungsbasis mit den Abnehmern nicht 

mehr ganz so einseitig. 4 ct/kWh entsprechen etwa 40 

Abbildung 3: Mögliche jährliche Zusatzeinnahmen in 

den nächsten 10 Jahren für Peter Pfiffig 

100 T€ 

80 T€ 

60 T€ 

40 T€ 

20 T€ 

0 T€ 

97.500 T€ 

Flexibilitätsprämie 

22.000 T€ 

Zusatzerlöse durch 

Stromhändler 

Eurocent je Liter Heizöl. Einnahmen aus dem Verkauf 

von 1.000.000 kWh Wärme pro Jahr zu einem Preis von 

4,0 ct/kWh – das sind 40.000 Euro pro Jahr oder 1,0 

ct/kWh. Die Einnahmen steigen jetzt auf 784.000 Euro 

jährlich oder 19,6 ct/kWh. 

Dabei ist zu beachten, dass es diese Vergütungshöhe 

sicher nur in den ersten Jahren geben wird. Unter 

optimalen Voraussetzungen sinkt die Vergütungshöhe 

mit jedem Jahr, das der Betreiber später an einer 

Ausschreibung erfolgreich teilnimmt, von derzeit 21,3 

ct/kWh (inkl. Wärme) auf maximal 19,6 ct/kWh (zwei 

zusätzliche BHKW mit je 500 kW, ebenfalls inkl. Wärme). 

Unter optimalen Bedingungen fehlen also gut 9 

Prozent der Einnahmen. Wichtig: Diese Zahlen gelten 

nur für Bestandsanlagen. 

Unter weniger guten Bedingungen ergibt die Ausschreibung 

angenommen nur 14,0 ct/kWh (statt 16,9 ct/kWh 

Marktprämie und Direktvermarktung), dann sinkt nach 

der oben angeführten Berechnung die Vergütungshöhe 

auf 16,7 ct/kWh (statt 19,6 ct/kWh), also um rund 28 

Prozent. 

8.000 T€ 

Managementprämie 

39

Praxis 


Abbildung 4: Zusammensetzung der Vergütung mit Flexibilisierung 

2,0 ct/kWh 

1,0 ct/kWh 

7,0 ct/kWh 

0,6 ct/kWh 0,2 ct/kWh 

2,4 ct/kWh 

11,2 ct/kWh 



Wärmeverkauf 

KWK-Bonus 

NaWaRo-Bonus 

Formaldehyd-Bonus 

Gülle-Bonus 

Tabelle 1: Zusätzliche Einnahmen durch 

Flexibilisierung 

Flexibilitätsprämie 975.000 € 

Managementprämie 80.000 € 

Zusatzerlös 220.000 € 

Gesamt 1.275.000 € 

0,5 ct/kWh 

0,7 ct/kWh 

9,6 ct/kWh 

Tabelle 2: Aufstellung Investitionskosten 

Peter Pfiffig muss dazu aber auch die gesetzlichen 

Auflagen einhalten. Das sind im 

Wesentlichen: 

ffMindestens die doppelte Überbauung 

der Anlage (was nicht gegeben ist). 

ffWahrscheinlich ein Gärrestlager für 

270 Tage, das dann gasdicht abgedeckt 

ist (was auch nicht gegeben ist). 

ffEine Fernsteuerbarkeit der Anlage (was 

kein Problem ist). 

ffUmsetzung der 49,5-Hz-Problematik 

(SysstabV – was erledigt ist). 

Jetzt betrachten wir den technischen 

Zustand der Biogasanlage: 

ffDas BHKW ist jetzt rund 75.000 Stunden 

in Betrieb. Eine Generalüberholung 

oder ein Ersatz stehen demnächst an. 

ffDas Gärrestlager (GRL) mit rund 5.100 

Kubikmetern (m³) Fassungsvermögen 


Zusatzerlös vom Stromhändler 


2 BHKW inkl. Gebäude, Heizung und Elektroinstallation 700.000 € 

Anbindung an das Netz und Erweiterung der Trafo-Station 80.000 € 

Gärrestlager mit Gasspeicher und Rührtechnik 250.000 € 

Leitungsbau für Substrat, Biogas und Heizungsbau 100.000 € 

Gaskühlung und Entschwefelung 60.000 € 

Erdarbeiten, Fundamente 30.000 € 

Planung, Genehmigung, Gutachten 50.000 € 

Gesamt 1.270.000 € 

ermöglicht die Lagerung für 180 Tage 

und hat zusätzlich eine kleine Reserve. 

Das GRL ist nicht abgedeckt. 

ffEs gibt keine doppelte Überbauung der 

Anlage. 

ffDie Problematik mit 49,5 Hz wurde 

bereits zu Anfang des Jahres behoben. 

ffDie Fernsteuerbarkeit der Anlage ist 

möglich, aber noch nicht gegeben. 

ffFür den Anlagenbetrieb liegen alle Bauund 

Änderungsgenehmigungen vor. 

Jetzt zum betrieblichen Rahmen: 

ffDie Biogasanlage ist in den betrieblichen 

Ablauf integriert und ist eines von 

mehreren Standbeinen des Betriebes. 

ffDie Tilgung der Darlehen erfolgt pünktlich; 

die Bonität und Ertragslage des 

Betriebes ist in Ordnung. 

ffDie Betreibernachfolge ist im Familienbetrieb 

geregelt. 

Peter Pfiffig kennt den Markt für Biomasse 

und die Biogasbranche. Er besucht regelmäßig 

weiterbildende Seminare (vielleicht 

sogar die des Fachverbandes Biogas) und 

weiß, was los ist. Die Möglichkeiten der Flexibilisierung 

aus dem EEG 2009 kennt er; 

damit ausführlich beschäftigt hat er sich 

aber noch nicht. Nachdem er sich aber eingehend 

damit beschäftigt, mit Planern und 

Beratern gesprochen und mit Berufskollegen 

diskutiert hat, kommt er zu folgenden 

Ergebnissen: 


Die Flexibilitätsprämie beträgt 130 Euro 

pro kW (die Berechnung erfolgt nach Anlage 

3 zum EEG 2014, ist aber etwas verwirrend). 

Die Prämie gibt es maximal für 

10 Jahre und maximal bis Ende des jetzigen 

20-jährigen EEG-Vergütungszeitraums 

der Anlage. Für Peter Pfiffig ist es das Jahr 

2027. Geht er also 2017 in die Flexibilisierung, 

kann er sie bis 2027 nutzen. Geht er 

erst 2018 in die Flexibilisierung, endet sie 

trotzdem 2027. 

1. Mit seiner installierten Leistung von 

500 kW und einer Bemessungsleistung 

von 457 kW kann er die Anlage nicht 

flexibel betreiben. 

2. Bei der Installation eines zusätzlichen 

BHKW mit 500 kW kann er mit 497 kW 

in die Flexibilisierung gehen [497 kW = 

(2 x 500 kW) - (457 kW x 1,1)]. Seine 

Flexibilitätsprämie beträgt dann 64.700 

Euro pro Jahr oder 1,62 ct/kWh. 

3. Bei der Installation von zwei zusätzlichen 

BHKW mit je 500 kW kann er 

mit 997 kW in die Flexibilisierung 

gehen beziehungsweise maximal mit 

der Hälfte der installierten elektrischen 

Leistung [997 kW = (3 x 500 kW) - 

(457 kW x 1,1)]. Seine Flexibilitätsprämie 

beträgt dann 97.500 Euro pro Jahr 

oder 2,44 ct/kWh. 

40


Praxis 

Tabelle 3: Welche Kosten fallen tatsächlich an? 

Er muss aber auch in der Lage sein, die kontinuierlich 

produzierte Biogasmenge entsprechend zu lagern. Bei 

einem zusätzlichen BHKW mit 500 kW kann er mit 

einem Gasspeichervolumen von 2.700 m³ arbeiten. 

Bei zwei zusätzlichen BHKW mit je 500 kW sollten 

3.700 m³ Volumen vorhanden sein. 


Unabhängig von der installierten Leistung hat Peter 

Pfiffig auch Anspruch auf die Managementprämie. Sie 

beträgt in seinem Fall 8.000 Euro pro Jahr oder 0,2 

ct/kWh. Mehrere Stromhändler bieten zusätzlich noch 

einen sogenannten Zusatzerlös für die Vermarktung von 

Strom an. In unserem Fall kann zum Beispiel die nat- 

GAS AG einen Zusatzerlös anbieten. Der Zusatzerlös 

beträgt bei Peter Pfiffig 22.000 Euro pro Jahr oder 0,6 

ct/kWh. 

Für den Zeitraum der nächsten 10 Jahre stellen sich damit 

die Zusatzeinnahmen wie in Abbildung 3 dar (wenn 

zwei BHKW installiert werden). Die Vergütung auf seiner 

Abrechnung sieht dann so aus wie in Abbildung 4. Einfacher 

und übersichtlicher wird es sicher nicht. Aber die 

Einnahmen steigen jetzt von 21,3 ct/kWh (inkl. Verkauf 

von Wärme) auf 24,5 ct/kWh (auch inkl. Wärme). Für 

die nächsten 10 Jahre ergibt sich damit ein Plus in der 

Abrechnung wie in Tabelle 1 aufgeführt. 

Kosten für die Flexibilisierung 1.270.000 € 

Abzüglich der „Sowieso-Kosten BHKW“ -250.000 € 

Abzüglich der „Sowieso-Kosten Gärrestlager“ -380.000 € 

Tats. Mehraufwand für die Flexibilisierung 640.000 € 

Zusatzeinnahmen für die nächsten 10 Jahre 1.275.000 € 

Erlöse für 10 Jahre 635.000 € 

Erlöse pro Jahr 63.500 € 

Wie Erträge aus der Biogasanlage dem Betrieb erst zufließen, 

nachdem die Biogasanlage gebaut wurde, so ist 

es auch hier nicht anders. Den zusätzlichen Erträgen 

stehen erstmals beträchtliche Ausgaben gegenüber, 

siehe Tabelle 2. 

Die Erhöhung der Anlagenleistung um 2 x 500 kW el 

wurde bewusst gewählt. Das derzeitige BHKW hat eine 

Laufleistung von rund 75.000 Betriebsstunden. Würde 

jetzt ein weiteres BHKW mit derselben Leistung installiert 

werden, hätte auch dieses BHKW 2027 eine Laufleistung 

von rund 75.000 Betriebsstunden. Zu Beginn 

der Ausschreibung steht also wieder die Generalüber- 

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24.–28. April 2017 

Halle 27, Stand H20/18 

Wir freuen uns auf Ihren Besuch! 

41

Praxis 


Tabelle 4: Variantenvergleich 

derzeitige 

Einnahmen 2017 

zusätzlich 

mit Flex 2017 

nach 2027 

Stromverkauf (0 - 150 kW) 146.577 € 146.577 € 0 € 

Stromverkauf (150 - 500 kW) 257.937 € 257.937 € 0 € 

Wärmeverkauf 20.000 € 20.000 € 0 € 

KWK-Bonus 28.537 € 28.537 € 0 € 

NawaRo-Bonus 280.000 € 280.000 € 0 € 

Formaldehyd-Bonus 40.000 € 40.000 € 0 € 

Gülle-Bonus 79.420 € 79.420 € 0 € 

Flexibilitätsprämie 0 € 97.500 € 0 € 

Zusatzerlös vom Stromhändler 0 € 22.000 € 0 € 

Managementprämie 0 € 8.000 € 0 € 

Marktprämie (max.) 0 € 0 € 556.000 € 

Direktvermarktung 0 € 0 € 120.000 € 

Wärmeverkauf 0 € 0 € 40.000 € 

Flexzuschlag 0 € 0 € 60.000 € 

Marktprämie 0 € 0 € 8.000 € 

Zwischensumme 1 852.470 € 979.970 € 784.000 € 

Zusatzerlöse 

Steigerung der Gasausbeute 

(Abdeckung GRL) 

100% 115% 92% 

0 € 13.700 € 13.700 € 

Vorteil in der Düngewirkung 0 € 11.200 € 11.200 € 

Verringerung Ausfallzeiten 0 € 16.600 € 16.600 € 

Steigerung 

BHKW-Wirkungsgrad 

13.700 € 13.700 € 13.700 € 

Zwischensumme 2 13.700 € 55.200 € 55.200 € 

Gesamt 866.170 € 1.035.170 € 839.200 € 

100% 120% 97% 

holung oder eine Ersatzinvestition an. Wird die Anlage 

aber um zwei weitere, baugleiche BHKW erweitert, 

so stehen 2027 (zu Beginn der Ausschreibung) beide 

BHKW mit je 37.500 Betriebsstunden bereit. Eine 

zusätzliche Investition fällt nicht an. Der in Tabelle 2 

angeführten Investition in Höhe von rund 1.270.000 

Euro steht ein Mehrertrag in Höhe von 1.275.000 Euro 

gegenüber. Berauschend ist das leider bis jetzt noch 

nicht. Erstmal. 

„Sowiesokosten“ 

Aber welche Investitionen fallen in den nächsten zehn 

Jahren sowieso an? Wir sind also bei den „Sowiesokosten“: 

ffBei einer Laufleistung von 75.000 Betriebsstunden 

steht eine Ersatzinvestition in Höhe von rund 

350.000 Euro an. Alternativ kann mit mindestens 

zwei Generalüberholungen inklusive des Austausches 

diverser BHKW-Teile die Lebensdauer des 

BHKW verlängert werden. Die Kosten dazu werden 

bei rund 250.000 Euro liegen. 

ffMit der Änderung der AWsV und der DüngeV wird 

mit hoher Sicherheit die Lagerzeit für Gärrest auf 

270 Tage angehoben werden. Entsprechend dem 

EEG 2009 sind neu errichtete Gärrestlager gasdicht 

abzudecken. 

Es stehen also hier folgende Arbeiten an: Behälterbau, 

Gasspeicher, Rührtechnik, Umbau und Erweiterung der 

Rührtechnik, Biogas- und Substratleitungen, Erdarbeiten 

sowie Planung und Kosten für die Genehmigung. 

Damit können Kosten in Höhe von 380.000 Euro anfallen. 

Dessen ist sich auch der Betreiber Stefan Unlust 

bewusst. Er hofft, mit einfachen Lösungen dieses Problem 

zu umgehen. Aber mit zusätzlichen Kosten rechnet 

er auch. Tabelle 3 fasst die Kosten noch einmal 

zusammen. 

Unberücksichtigt in Tabelle 3 bleiben dabei folgende positive 

Effekte, die die Wirtschaftlichkeit weiter steigern: 

1. Durch die gasdichte Abdeckung im GRL steigt 

die Biogasausbeute in Abhängigkeit von der 

Verweilzeit im Fermenter sicher an. Die gleiche 

Biogasproduktion kann mit mindestens 5 Prozent 

weniger Einsatzstoffen erreicht werden. Bei einem 

Silomaispreis von 30 Euro pro Tonne und einer 

Einsparung von 1,25 Tonnen pro Tag sind das rund 

13.700 Euro im Jahr. 

2. Durch die erheblich verlängerte Lagerzeit des 

Gärrestes kann der begehrte biologische Dünger 

deutlich gezielter ausgebracht werden. Bei einem 

Stickstoffgehalt von etwa 3,5 Kilogramm pro Tonne 

Gärrest können mindestens 25 Prozent Stickstoff 

mehr genutzt werden. Bei einem Stickstoff-Preis 

von 1 Euro pro Kilogramm kann damit ein Mehrerlös 

von 11.200 Euro jährlich kalkuliert werden. 

3. Durch die Installation weiterer BHKW reduzieren sich 

die Ausfall- und Stillstandszeiten der/des BHKW. Bei 

einer Störung wird ein stehendes BHKW zugeschaltet. 

Damit können sicher 2 Prozent mehr an Strom 

eingespeist werden. Bei 4.000.000 kWh pro Jahr 

sind das 80.000 kWh im Jahr mehr. Die Einspeisevergütung 

von Peter Pfiffig liegt bei 20,7 ct/kWh, 

damit steigt der Ertrag um 16.600 Euro pro Jahr. 

4. Der technische Fortschritt hat sich gerade beim 

elektrischen Wirkungsgrad der BHKW deutlich 

gezeigt. Waren noch vor zehn Jahren Wirkungsgrade 

42


von 36 Prozent gut, liegen diese Werte jetzt bei 40 Prozent. 

Für die gleiche elektrische Leistung wird also 11 Prozent weniger 

Biogas benötigt. Setzen wir nur 5 Prozent an, so können 

auch hier bei einem Silomaispreis von 30 Euro pro Tonne und 

einer Einsparung von 1,25 Tonnen pro Tag rund 13.700 Euro 

pro Jahr zusätzlich erlöst werden. 

Praxis 

Mit DCL 

Expandable Capacity 

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current and future emission regulations 

Alle Erlöse zusammen betragen dann 55.200 Euro pro Jahr oder 

beträchtliche 1,4 ct/kWh. Sie können aber nicht generell auf jede 

Anlage übertragen werden. Daher wurden sie auch nicht auf die 

zehnjährigen Erträge angerechnet. 

Ratschläge 

ffBiogas erfordert, wie Landwirtschaft, ein langfristiges Denken 

in Dekaden. Kurzfristige Entscheidungen haben sich in der 

Regel nicht bewährt. 

ffDie Biogasanlage ist Bestandteil des landwirtschaftlichen 

Betriebes und muss in diesen eingefügt sein. 

ffMit der Flexibilitätsprämie aus dem EEG 2009 und der Restlaufzeit 

von zehn Jahren kann die Biogasanlage auf den aktuellen 

Stand gebracht und gehalten werden, um ohne Kosten in 

die Ausschreibung zu gehen. Dann können wir auch mit einer 

geringeren Vergütung gut leben. 

ffInvestieren Sie nachhaltig. Ein kurzfristiges Denken ergibt 

keinen Sinn. Der Bau einer Gärresttrocknung zur Erlangung 

des KWK-Bonus ist nicht nachhaltig. 

ffBehalten Sie die politische Entwicklung im Auge. Fast alle 

Aussagen zur Entwicklung von Erneuerbarer Energie aus den 

Neunzigerjahren haben sich als grundfalsch erwiesen. 

ffBesprechen Sie Ihre langfristigen Ziele frühzeitig mit dem 

Steuerberater und der finanzierenden Bank. Beide brauchen 

länger als Sie, weil sie nicht so mit der doch recht komplizierten 

Materie vertraut sind. 

ffSammeln Sie rechtzeitig Erfahrungen mit der Flexibilisierung 

der Anlage. Das dazu nötige Wissen kommt nicht einfach so 

zugeflogen. 

ffSuchen Sie sich einen erfahrenen Berater, Planer und Anlagenbauer. 

Die gerade zwischen 2004 und 2012 zu findenden 

Goldgräber und Glücksritter mit windigen Konzepten sind zum 

Glück fast alle weg. 

ffWenn Sie den Betrieb Ihrer Biogasanlage auch nach der 

20-jährigen Vergütungsdauer beabsichtigen, fangen Sie jetzt 

mit den Vorbereitungen an. 

ffLassen Sie sich Zeit für Ihre Entscheidung. 

Autor 

Alfons Himmelstoß 

Geschäftsführer 

AEV Energy GmbH 

Hohendölzschener Str. 1a 

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43

Praxis 


In der „Dunkelflaute“ die 

Preisspitzen mitnehmen 

Zuckerrübenlager als 

eine Art Energiespeicher. 

Da die Rüben 

schnell Gas liefern, 

füttert Friedrich Hake 

sie so, dass abends der 

Gasspeicher schnell 

gefüllt ist. 

Anfang des Jahres war es vielerorts windstill und trüb. Bei solchen Wetterlagen zeigt sich, 

was Biogasanlagen leisten. Bei angepasster Fahrweise können vom Betreiber die auftretenden 

Preisspitzen an der Strombörse mitgenommen werden. Experten gehen davon aus, 

dass solche Situationen künftig häufiger auftreten könnten. 


Vom Einstieg in die Regelenergie hatte sich 

so mancher Biogasanlagenbetreiber mehr 

versprochen. Doch nach verheißungsvollem 

Start sanken die Preise für diese Systemdienstleistung. 

Aber wer den Markt beobachtet 

und die Preisspitzen an der Strombörse mitnimmt, 

kann seine Erlöse optimieren. 

Und das hat gerade in diesem Januar gut funktioniert, 

wo das herrschte, was die Strommarktexperten als 

„Dunkelflaute“ bezeichnen: An den trüben Wintertagen 

speisen die Photovoltaikanlagen kaum Strom ins 

Netz, und bei nur schwachen Winden standen auch die 

Windräder meist still. Hinzu kam, dass im Nachbarland 

Frankreich mehrere Atomkraftwerke wegen Wartungsarbeiten 

abgeschaltet waren, der Strombedarf aber hoch 

war, weil dort viele Heizungen mit Strom betrieben werden. 

Mit jedem Grad, um das die Temperatur fällt, steigt 

die Stromnachfrage um 2.400 Megawatt. Das entspricht 

der Leistung von zwei bis drei Reaktorblöcken. 

Friedrich Hake hat die Situation genau im Blick: „Auf 

der Internetseite der Strombörse EPEX kann ich die 

Preise für den nächsten Tag sehen.“ Zusammen mit vier 

anderen Gesellschaftern betreibt Hake eine Biogasanlage 

in der Nähe von Hameln mit einer installierten elektrischen 

Leistung von 1.630 kW. „Wenn ich sehe, dass 

der Strompreis in den Abendstunden hoch ist, nehme 

ich diese Preisspitzen mit“, erläutert Hake seine Strategie. 

Dazu muss der Gasspeicher gut gefüllt sein, um ihn 

am Abend leerzufahren. „Im Moment sind die Strompreise 

wieder sehr interessant“, sagt Hake. So wurden 

in den Abendstunden im Januar bis zu 15 Cent pro kWh 

aufgerufen, während es sonst nur 4 bis 5 Cent sind. „Da 

lohnt es sich schon, im Internet nachzuschauen, zumal 

man ja als Landwirt ohnehin auch nach dem Wetter 

schauen muss“, ergänzt der Biogasproduzent. 

Erfahrungen mit der Direktvermarktung 

Mit der Direktvermarktung des Stroms begann Hake 

im Jahr 2012. Vermarktet wird über das Leipziger 

Handelshaus energy-to-market (e2m); zusammen mit 

anderen Anlagen erfolgt eine Bündelung durch die 

GeLa. Nach erfolgreicher Präqualifikation wird seit 

2013 Minutenreserveleistung (MRL) und Sekundärregelleistung 

(SRL) angeboten. Zunächst wurden auch 

rund 20.000 Euro pro Quartal mehr erlöst: „67 Prozent 

gehen zu unseren Gunsten, der Rest bleibt beim Stromhändler“, 

erklärt Friedrich Hake. Doch 2016 gingen 

die Erlöse dann auf nur noch 2.000 Euro im Quartal 

zurück. Bei einer Vertragsverlängerung um weitere drei 

Jahre wurde ihm angeboten, dass ihm 70 Prozent der 

Erlöse gutgeschrieben werden. 

Ende 2005 ging die Anlage ans Netz und fiel damit 

unter das EEG 2004. An den Start ging die Anlage mit 

einem Jenbacher-Motor, der inzwischen 550 kWel leistet. 

Im November 2006 kam ein weiteres Jenbacher- 

Aggregat mit einer elektrischen Leistung von 1.080 kW 

44


Praxis 

hinzu. Die Erfahrungen mit der flexiblen Betriebsweise 

waren bislang gut, schildert Hake. „Wir versuchen 

aber auch, Teillastbetrieb zu vermeiden.“ Bis zu einer 

Leistung von 40 Prozent können die Motoren von e2m 

heruntergeregelt werden. 

Hake zufolge dauerte der längste Abruf 13 Minuten. 

In der Regel kommt beim Herunterfahren der Motoren 

auch schon wieder das Signal zum Hochfahren. Bei 

der Fahrweise der Motoren verfolgt Hake seine eigene 

Strategie. Damit er sicher startet, geschieht dies beim 

zweiten Motor stets manuell. „Das ginge auch über den 

,Teamviewer‘, aber unser Mitarbeiter ist ohnehin um 

7.00 Uhr morgens auf der Anlage und kann den Motor 

dann starten.“ Seit Januar kann die Anlage auch PRL, 

ist aber dafür noch nicht präqualifiziert. 

Auf jeden Fall achtet Hake darauf, dass mit Blick auf 

die Stunden mit höherem Strombedarf und entsprechenden 

Preisen an der Strombörse der Gasspeicher 

zum Abend hin gut gefüllt ist. „Wir haben einen anderen 

Ansatz bei der Flexibilisierung gewählt, erläutert 

er: „Wir haben die Flexprämie nicht zum Überbauen 

genutzt, sondern setzen darauf, dass die bestehenden 

BHKW länger laufen.“ Hake setzt beim Substratinput 

zu einem Drittel Zuckerrüben ein, die im Herbst und 

Winter frisch verfüttert werden. Da diese bekanntlich 

schnell Gas liefern, lässt sich auch so der Gasspeicher 

schnell füllen. 

Fotos: Thomas Gaul 

Die Schwankungen nehmen zu 

Das ist auch notwendig, denn die Preisschwankungen 

am Strommarkt werden nach Ansicht von Experten zunehmen: 

„Wir sehen inzwischen wieder den Trend zu 

steigenden Preisen, aber vor allem die Schwankungen 

nehmen zu“, sagt Christian Dorfner, Vorstand der SK 

Verbundenergie AG in Regensburg. Das Unternehmen 

bündelt Biogasanlagen zu einem virtuellen Speicherkraftwerk, 

steuert diese mittels individueller Fahrpläne 

dynamisch und in Echtzeit und bedient mit ihnen die 

Anlagenbetreiber 

Friedrich Hake hat am 

PC die Preise an der 

Strombörse immer 

genau im Blick. 

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45

Praxis 


Biogasanlage der 

Alternative Energien 

Wesertal GmbH & Co. 

KG in der Nähe von 

Hameln. 

„Das BHKW wird dann 

eingeschaltet, wenn der 

Strombedarf hoch ist und 

somit die Preise an der 

Börse steigen“ 

Christian Dorfner 

verschiedenen Märkte für 

Strom und Regelenergie. 

„Die Situation, wie wir sie 

im Januar und bisher im Februar 

am Strommarkt hatten, 

ist im Grunde ein Blick 

in die Zukunft“, so Dorfner. 

Die konventionelle Kraftwerkskapazität 

in Deutschland 

schmilzt dahin wie 

Butter in der Sonne. „Aktuell 

führen die schlechten 

wirtschaftlichen Rahmenbedingungen dazu, dass 

etliche konventionelle Kraftwerke zur Stilllegung angemeldet 

werden oder vom Netz gehen“, fasst Stefan 

Kapferer, Hauptgeschäftsführer des Bundesverbandes 

der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), die Lage 

zusammen: „Investitionen in den Kraftwerksneubau 

sind bereits zum Erliegen gekommen.“ 

Dem BDEW-Chef bereitet Sorge, dass die ganz offensichtlich 

unverzichtbaren konventionellen Kraftwerke 

derzeit mit hoher Geschwindigkeit vom Markt verschwinden. 

In den vergangenen fünf Jahren wurden 

insgesamt 82 konventionelle Stromerzeuger mit einer 

Leistung von mehr als 12 Gigawatt zur Stilllegung angemeldet, 

weil sich ihr Betrieb im Marktumfeld der 

Energiewende nicht mehr rechnet. Und das Kraftwerkesterben 

geht weiter. Gerade erst hat die Bundesregierung 

die Emissionsgrenzwerte für konventionelle Kraftwerke 

verschärft. In der Ungewissheit, ob sie mit ihren 

Anlagen je wieder Geld verdienen können, rüsten viele 

Betreiber ihre Anlagen dafür aber nicht mehr nach – sie 

legen sie lieber gleich still. 

„Die Stromnachfrage muss bei jeder Wetterlage gedeckt 

und das Stromnetz stabil gehalten werden“, 

sagt Kapferer. Und das ist die Chance für Biogas. Als 

speicher- und planbarer regenerativer Energieträger 

kann Biogas die Lücken schließen, die an kalten und 

dunklen Wintertagen durch den Produktionsausfall bei 

Wind und Photovoltaik gerissen werden. „Das BHKW 

wird dann eingeschaltet, wenn der Strombedarf hoch 

ist und somit die Preise an der Börse steigen“, verdeutlicht 

Dorfner. So zum Beispiel am Dienstag, dem 24. 

Januar, als elektrisch betriebene Züge, U-Bahnen und 

Fahrstühle die Menschen an den Arbeitsplatz brachten 

und die Fabriken ihre Arbeit aufnahmen, stieg 

Deutschlands Stromverbrauch rasch auf 83 Gigawatt. 

Die Windkraft an Land lieferte jedoch fast über den 

ganzen Tag hinweg weniger als 1 Gigawatt. 

In der Mittagszeit halfen ein paar Solaranlagen, die 

gesamte Produktion aus Wind und PV kurz mal auf 3 

Gigawatt zu hieven. Wäre nicht die konstante Leistung 

von über 5 Gigawatt der Biogasanlagen vorhanden, 

würde die Last der Stromerzeugung ganz auf den fossilen 

Energieträgern ruhen. „Wobei der Kohlepreis Ende 

2016 sprunghaft um über 30 Prozent gestiegen ist, 

was dazu führt, dass die Kohlekraftwerke entsprechend 

später zugeschaltet werden“, ergänzt Christian Dorfner. 

Die Biogasanlagen könnten diese Strommarktsituationen 

grundlegend entschärfen, stellt er in Aussicht: 

„Flexible Biogasanlagen können ihre Produktion genau 

in diese hohen Nachfrage-Stunden legen. Dadurch würden 

die Preisspitzen von bis zu 16 ct/kWh entlastet.“ 

Für die Biogasanlagen-Betreiber sind diese Preisunterschiede 

natürlich sehr lukrativ. Zudem haben Biogasanlagen, 

wenn sie am kurzfristigen Intraday-Handel, in 

dem noch kürzere Viertelstunden-Zeitscheiben gehandelt 

werden, bei Preisen von bis zu 50 ct/kWh und mehr 

teilnehmen, noch bessere Chancen, so Dorfner. 

Der einzelne Betreiber dürfte jedoch mit der Fahrplanerstellung 

überfordert sein, sodass es ohne automatisierte 

Unterstützung nicht geht. Die Biogasanlagen 

werden so einen wichtigen Beitrag zur Energiewende 

leisten, aber nicht alle damit verbundenen Probleme 

lösen können. „Eine Biogasanlage kann sehr kurzfristige 

Netzschwankungen im Sekundenbereich auch 

gar nicht ausgleichen“, erklärt der SKVE-Vorstand. 

Dafür kämen zunehmend auch Batterien ins Spiel. 

„Der Verschleiß, wenn das BHKW innerhalb nur weniger 

Sekunden oder Minuten hochgefahren und dann 

wieder gestoppt wird, ist einfach zu hoch“, gibt er zu 

bedenken. Dorfner favorisiert eine „harmonischere“ 

wartungsschonende Fahrweise der BHKW-Motoren, bei 

der diese immer mindestens zwei oder mehr Stunden 

konstant laufen. 

Autor 

Thomas Gaul 



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46


Praxis 

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47

Praxis 


„Biogasanlagen sind die flexibelsten und 

am einfachsten einsetzbaren EE-Anlagen“ 

Biogas ist das Stiefkind der letzten EEG-Novellen. Dies ist nicht nur für viele Betreiber von 

Biogasanlagen, sondern auch aus Sicht eines Virtuellen Kraftwerks unverständlich. Denn 

ein Blick in die nicht allzu ferne Zukunft zeigt: Wir werden in Deutschland mittelfristig 

mehr Flexibilität im Stromsystem brauchen. Das ist das Ergebnis der Kurzstudie „Flexibilität 

im Strommarkt 2.0“ der r2b energy consulting GmbH, die Next Kraftwerke in Auftrag 

gegeben hat. 

Von Jochen Schwill 

Biogas kann und wird einen wichtigen Beitrag 

dazu leisten, dass die in naher Zukunft 

benötigte Flexibilität vorhanden ist. Das 

wissen wir. Denn wir vernetzen seit Jahren 

tausende Biogasanlagen in unserem Virtuellen 

Kraftwerk. Und das nicht ohne Grund. Die angesprochene 

Studie zeigt: Flexibilität bleibt die große 

Herausforderung für das Stromsystem. Die Nachfrage 

nach Flexibilität wird steigen und ebenso der Preis dafür. 

Für Biogasanlagenbetreiber bedeutet dies: Auf der 

bestehenden Erfahrung aufbauen und flexibilisieren. 

Warum sollten sie das tun? Ein wichtiger Grund für 

die derzeit niedrigen Preise für Flexibilität sind die 

bestehenden massiven Überkapazitäten auf konventioneller 

Kraftwerksseite. Es ist heute nicht nur zu viel 

Strom im Markt, was den Börsenstrompreis drückt und 

Stromexporte erhöht, sondern auch zu viel Flexibilität. 

Gleichzeitig ist aber die Abmeldung vieler bestehender 

konventioneller Kraftwerke bereits beschlossen, ebenso 

wie der Rückbau der Kernenergie nach 2020. 

Bis 2020 werden nach unseren Berechnungen mindestens 

9.800 Megawatt (MW) und bis 2025 etwa 17.900 

MW an konventionellen Kapazitäten abgebaut. Wir sind 

davon überzeugt, dass wir dann eine starke Knappheit 

auf dem Markt sehen werden. Diese wird noch verstärkt 

durch eine starke Zunahme an fluktuierenden Erneuerbaren 

Energien im System durch den weiteren Ausbau 

von Solar und Wind. In der Kombination steigt die Nachfrage 

nach Flexibilität – und ebenso der Preis dafür. 

Flexibilitätsbedarf wird drastisch steigen 

Zum Beispiel erwarten wir für das Jahr 2025 einen um 

25 Prozent gesteigerten Bedarf an Flexibilität beim 

Ausgleich von Knappheitssituationen im Vergleich zu 

2016. Um diesen erhöhten Bedarf an Flexibilität zu 

decken, gibt es unterschiedliche Optionen, die wiederum 

für unterschiedliche Märkte – Regelenergiemarkt, 

Day-Ahead-Markt, Intraday-Markt – attraktiv sind. 

Die Bereitstellung von Flexibilität durch Biogasanlagen 

ist eben eine solche Option. Denn Biogasanlagen 

sind immer noch die flexibelsten und am einfachsten 

einsetzbaren erneuerbaren Anlagen, um Flexibilität am 

Markt anzubieten. Das wird schon an dem Beitrag deutlich, 

den Biogasanlagen bereits heute für ein stabiles 

Stromsystem leisten. Ein Beitrag, der unserer Meinung 

nach oft nicht ausreichend anerkannt wird. 

Alleine wir vernetzen heute in unserem Next Pool fast 

ein Drittel der rund 9.000 Biogasanlagen in der EEG- 

Förderung in Deutschland. Damit bieten wir zum einen 

Regelenergie an. Wir können die Anlagen innerhalb von 

48


Praxis 

Sekunden herauf- oder herunterregeln. Mit dieser Fähigkeit 

bieten die Anlagen bereits heute die wertvolle 

Sekundärregelleistung (SRL) an. Wir allein stellen mit 

den Biogasanlagen in unserem Next Pool mehr als 10 

Prozent der gesamten negativen SRL in Deutschland. 

Nach unseren Schätzungen kann mehr als ein Viertel 

der negativen SRL heute durch Biogasanlagen bereitgestellt 

werden. In diese Schätzung fließt unser Portfolio 

und das weiterer Aggregatoren in Deutschland ein, 

die auch dezentrale Anlage vernetzen. Das zeigt das 

Ausmaß, mit dem Bioenergie schon heute zur Netzstabilität 

beiträgt. 

Biogasanlagen können kilowattscharf 

Abrufe bedienen 

Bei der Lieferung von Regelenergie ist nicht nur die 

schnelle Reaktionsfähigkeit ein Vorteil der Technologie. 

Biogasanlagen können auch sehr exakt die Abrufe 

nach Regelenergie abfahren. Während Großkraftwerke 

in der Regel in 10-MW-Schritten fahren, sind Biogasanlagen 

in der Lage, kilowattscharf dem Abruf zu folgen. 

Biogasanlagen haben auch dazu beigetragen, dass 

die Vorhaltung von Regelenergie wesentlich günstiger 

geworden ist. 

Vernetzt in Virtuellen Kraftwerken haben sie das Angebot 

für Regelenergie erheblich erhöht. So sind die 

durchschnittlichen Leistungspreise stetig gesunken 

und damit auch die Kosten für die Regelenergievorhaltung. 

Das wiederum entlastet die Netzentgelte, die die 

Endverbraucher zahlen – zumindest dahingehend, dass 

sie nicht noch stärker angestiegen sind. In Zahlen sieht 

das so aus: Laut der Bundesnetzagentur sind die Kosten 

für die Vorhaltung der Sekundärregelleistung von 

593 Millionen Euro in 2010 auf 227 Millionen Euro 

in 2014 gesunken (siehe Abbildung). Das ist eine Senkung 

von rund 366 Millionen Euro innerhalb von vier 

Blick in die Next-Box, 

der Kommunikationsschnittstelle 

zwischen 

Biogasanlage und 

Direktvermarkter. 

Fotos: Next Kraftwerke GmbH 

ÜBERWACHUNG VON BIOGAS-ANLAGEN 

Biogas 401 

Mehrkanal-Gasanalysator 

Biogas 905 

Mehrkanal-Gasanalysator 

SENSOREN 

Die beiden Gas-Analysatoren Biogas 401 

und Biogas 905 über wachen kontinuierlich 

oder dis kon ti nuierlich die Qualität des 

Biogases auf die Gaskompo nenten hin. 

Optional warnen zusätzliche Umgebungsluft-Sensoren 

frühzeitig vor gesundheitsge 

fähr denden, explo sions fähigen und 

nichtbrenn baren Gasen und Dämpfen. 

❯❯❯ Biogas Know-how seit 2001 ❮❮❮ 

EINSATZBEREICHE: 

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49

Praxis 


Kosten der Vorhaltung von Regelenergie 

Kosten der Vorhaltung von Regelenergie 

in Mio. Euro 

106,6 

111,8 

82,3 

85,2 

103,4 

100,6 

104,2 

67,4 

156,1 

106,0 

227,6 

267,1 

371,9 

352,9 

593,1 

KRAFTWERKE 

267,1©NEXT 227,6©NEXT 

Vorhaltung 

Primärregelung 

Vorhaltung 

Sekundärreserve 

Vorhaltung 

Minutenreserve 

2010 

2011 2012 2013 2014 

Quelle: Monitoringberichte 2013, 2014 & 2015 der Bundesnetzagentur 

Jahren. Neben der Bereitstellung von Regelenergie verlagern 

auch immer mehr Biogasanlagen ihre Stromproduktion 

in Zeiten höherer Strompreise an der Strombörse. 

Dies geschieht abseits des Regelenergiemarkts der 

Übertragungsnetzbetreiber am regulären Strommarkt 

an der Börse. Die Anlagen erhalten über unser Leitsystem 

Preissignale von der Börse und richten daran ihre 

Stromproduktion aus. 

Täglicher Flex-Hub: 40 MW 

Schauen wir auf die Entwicklung in den vergangenen 

fünf Jahren, müssen wir feststellen, dass sich hier 

enorm viel getan hat. Und wir sehen, dass die Zahlen 

stetig steigen. In unserem Virtuellen Kraftwerk laufen 

bereits 310 Technische Einheiten mit einer Leistung 

von rund 120 MW bedarfsorientiert. Der flexible Hub 

pro Tag beträgt dabei etwa 40 MW. Dies ist die Leistung, 

die jederzeit flexibel abrufbar ist. So können diese 

Biogasanlagen im Virtuellen Kraftwerk an der Strombörse 

agieren wie eine große Batterie. 

Um genauer zu sein, bieten allein diese Biogasanlagen 

in unserem Portfolio damit mehr Flexibilität als die 

aktuell größten Batterien in Deutschland. Diese liegen 

bei einer Leistung von etwa 10 bis 15 MW. Auch wenn 

sich gerade sehr viel tut in der Entwicklung größerer 

Batterien, kann sich ein flexibler Hub von 40 MW an 

der Strombörse sehen lassen. Zum Vergleich: Ein deutscher 

Kraftwerksbetreiber investiert momentan 100 

Millionen Euro in sechs Großbatteriesysteme à 15 MW, 

der daraus resultierende flexible Hub dürfte bei rund 

45 MW liegen. Angesichts dieser Investitionskosten 

lässt sich abschätzen, welche Summen das Stromsystem 

bereits dadurch gespart hat, dass Virtuelle Kraftwerke 

die Flexibilitätspotenziale von dezentralen Biogasanlagen 

gehoben und dem System zur Verfügung 

gestellt haben. 

Damit wollen wir in keiner Weise die enorme Bedeutung 

von Batterien für die zukünftige Versorgungssicherheit 

kleinreden. In einem Stromsystem, das mehrheitlich 

auf Wind und Sonne setzt, ist die Frage nach der Speicherung 

von Energie eine, die beantwortet werden 

muss. Auf dem Weg dahin gibt es derzeit jedoch noch 

kostengünstigere Möglichkeiten, Flexibilität bereitzustellen: 

Indem zunächst die Flexibilität gehoben wird, 

die bereits existiert – zum Beispiel in Biogasanlagen. 

Aufgrund unserer Erfahrung sind wir überzeugt, dass 

Biogas sich als Technologie sehr gut schlägt. Natürlich 

ist keine Technologie perfekt. Von großflächigem Maisanbau 

bis vergleichsweise teuer – Biogas hat schon viel 

Schelte einstecken müssen. In diesen Debatten wird 

jedoch aus unserer Sicht zu selten anerkannt, wie viel 

Biogas heute schon für die Versorgungssicherheit in 

Deutschland leistet. Wir finden, dieser Beitrag lässt 

sich nicht wegreden und muss bei der Bewertung der 

Technologie immer einbezogen werden. 

Autor 

Jochen Schwill 

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51

Praxis 


Eine Alternative auf 

kürzeren Strecken sind 

schleppergezogene 

Tankanhänger, die das 

Überladen am Feldrand 

ermöglichen. 

Logistik für Gärprodukte 

Vom Stall zur Biogasanlage, vom Gärproduktlager auf den Acker: Gülle und Gärsubstrate 

müssen in großen Mengen über unterschiedlich lange Distanzen transportiert werden. Das 

ist nicht nur eine Kostenfrage, auch die Zeiträume werden für den Transport immer enger. 

Da ist schlagkräftige Logistik gefragt. 


Gärsubstrat und Wirtschaftsdünger müssen 

über immer größere Distanzen verbracht 

werden. Die neue Düngeverordnung (DüV) 

dürfte das Problem noch verschärfen. 

Denn die Menge an Gärsubstrat, die nach 

guter fachlicher Praxis in der Nähe der Biogasanlage 

ausgebracht wird, dürfte sich reduzieren. Außerdem 

wird es eine zeitliche Verschiebung geben. 

War es vor allem in Ackerbauregionen üblich, einen großen 

Teil des Gärproduktes im Spätsommer zur Strohausgleichsdüngung 

auf die Felder zu fahren, wird dies 

künftig nicht mehr möglich sein. Gärprodukte als auch 

andere Wirtschaftsdünger werden künftig hauptsächlich 

im Frühjahr ausgebracht werden. Das ist auch 

pflanzenbaulich und ökologisch sinnvoll, da die Pflanzen 

dann den höchsten Nährstoffbedarf haben. 

Philipp Staritz vom Lohnunternehmen Blunk GmbH in 

Rendswühren bei Neumünster in Schleswig-Holstein 

kann bereits jetzt diesen Trend erkennen. In den letzten 

Jahren hat sich die ausgebrachte Menge im Spätsommer 

und Herbst schon deutlich reduziert, und der Einsatz im 

Frühjahr hat – auch mithilfe von Nitrifikationshemmstoffen 

– zugenommen. „Die Düngung kommt geballt im Frühjahr“, 

so Staritz, „das hat Auswirkungen auf die Logistik.“ 

Steigende Anforderungen an die Technik 

Die Ansprüche an die Technik zum Transport steigen, 

sollen große Mengen Wirtschaftsdünger in kurzen Zeiträumen 

unter den Augen der Öffentlichkeit transportiert 

werden. Mit den üblichen großvolumigen Güllewagen 

ist ein Befahren der im Frühjahr noch feuchten 

Felder kaum mehr möglich. Um keine Schadverdichtungen 

im Boden zu verursachen, wird der Trend in 

Richtung kleinere, bodenschonend bereifte Ausbringfahrzeuge 

gehen, die das Gärsubstrat zum Vermeiden 

von Emissionen in die oberste Bodenschicht schlitzen 

oder nah an den Pflanzenreihen ablegen. 

Das bedeutet aber auch, dass zum Transport andere 

Fahrzeuge zum Einsatz kommen müssen. Die inzwischen 

bei den Güllefässern erreichten Fassgrößen 

überschreiten bei vollständiger Füllung die von der 

StVZO vorgegebenen Grenzen. Hier bieten Lkw mit 

speziellen Tankaufliegern große Vorteile. Damit lassen 

sich bei größeren Transportentfernungen die Kosten 

senken. Sie kommen auch dort ins Spiel, wenn es darum 

geht, Wirtschaftsdünger aus Überschussregionen 

in Ackerbaugebiete zu exportieren, wo sie in Biogasanlagen 

als Substrat eingesetzt werden und nach der Vergärung 

den Bedarf an Mineraldünger reduzieren helfen. 

Aktuellen Angaben zufolge sind allein in den Veredelungsregionen 

im Westen Niedersachsens etwa 80.000 

Tonnen Stickstoff und 40.000 Tonnen Phosphat zu viel 

„im System“. Mit der Logistik von Gärprodukten und 

Gülle befassen sich bereits mehrere Forschungsvorhaben. 

In dem Projekt „Bauernhof Niedersachsen“ haben 

die Universitäten Osnabrück und Göttingen gemeinsam 

untersucht, ob sich der Wirtschaftsdüngertransfer aus 

den Veredelungsregionen zu Biogasanlagen in Ackerbauregionen 

rechnet. 

Ergebnis der Modellkalkulation: Der Transport von flüssiger 

Schweinegülle mit einem Gülleauflieger lohnt 

sich für den Biogasanlagenbetreiber bis zu einer Entfernung 

von 200 Kilometern (km), mit einem Kombiliner 

bis 300 km. Bei separierter Schweinegülle liegt 

52


Praxis 

Fotos: Werkbilder 

die wirtschaftliche Transportdistanz bei 400 km, bei 

Hühnertrockenkost geht sie sogar bis 700 km. 

Transfer von Wirtschaftsdünger in 

Biogasanlagen 

Wird die Gülle in der Biogasanlage vergoren, sind auch 

längere Strecken ökologisch sinnvoll, der Transport hat 

kaum Auswirkungen auf die Emissionen. Das liegt vor 

allem daran, dass die Vergärung der Wirtschaftsdünger 

im Vergleich zur Ausbringung der unbehandelten Gülle 

große Mengen an Treibhausgasemissionen einspart, vor 

allem Methan. 

Wirtschaftsdünger ist für Biogasanlagen-Betreiber interessant, 

weil die Biogaserzeuger in der vieharmen 

Region damit Anspruch auf den Güllebonus haben. Für 

den Bonus müssen sie mindestens 30 Masseprozent 

Gülle oder Mist einsetzen. Mist ist deshalb beliebt, weil 

er eine größere Gasausbeute hat – besonders Hähnchenmist. 

Denn weil die Tiere ständig scharren, um 

Nahrung auf dem Boden zu suchen, ist der Mist sehr 

locker und konzentriert. 

Bei den Transporten in die Ackerbauregion werden sogenannte 

Kombitrailer genutzt. Sie besitzen zwei bis 

drei Kammern. Außen liegen meistens die Kammern 

für Gülle, in der Mitte dagegen ist der Lagerraum für 

Getreide. Es gibt auch Fahrzeuge, bei denen ein Güllekessel 

fest auf der Ladefläche verschraubt ist und 

außen herum das Getreide gelagert wird. Fahrzeuge, 

deren Kammern längs unterteilt sind, lassen sich zur 

Entleerung nach hinten kippen. 

Das hat logistische Vorteile. Ist die Getreidekammer 

dagegen wie bei einigen Fahrzeugen in der Mitte angeordnet, 

lässt sich Getreide nur nach unten abladen. Mit 

diesen Kombifahrzeugen werden die Wirtschaftsdünger 

zu den Abnehmern transportiert. Auf dem Rückweg 

nehmen die Transporteure Getreide aus den Ackerbauregionen 

mit und liefern es zu Mischfutterwerken in der 

Region Südoldenburg. Spezialisierte Nährstoffbörsen 

und Transporteure kooperieren dazu mit Futterherstellern 

und organisieren die Logistik rund um die Kette 

Futtermittel – Nährstoffe. 

Wichtig ist, die Standzeiten des Lieferfahrzeugs zu reduzieren 

und eine Ladestelle für die Rückfracht in der 

Nähe der Gärproduktladestelle bzw. der Gülleabgabestelle 

zu finden. Die Transporteure teilen den Mischfutterherstellern 

mit, wo sie Wirtschaftsdünger entladen. 

Sie suchen dann eine geeignete Ladestelle und übernehmen 

die Abrechnung, die Transporteure beschränken 

sich auf den Transport als Dienstleistung, so das 

übliche Vorgehen. 

Die praktische Umsetzung des Nährstofftransports 

sieht so aus: Die Spediteure laden die Gülle bei den abgebenden 

Betrieben frühmorgens oder teilweise auch 

schon am Abend vorher. Dann fahren sie ab 5.00 Uhr 

los. Die Transportentfernung beträgt 150 bis maximal 

250 km, damit die Fahrer in einer Schicht hin- und wieder 

zurückkommen. Die Fahrzeuge sind dann zwischen 

7 und 8 Uhr bei den Aufnahmestellen für die Gülle und 

dann entsprechend am frühen Vormittag auch bei den 

Getreidelagern. 

Die Kombitrailer fassen in der Regel 26 Kubikmeter 

Gülle, was im Schnitt ein Transportgewicht von 24,8 

bis 25 Tonnen (t) bedeutet. Denn Gülle oder Gärprodukte 

sind etwas leichter als Wasser. Einschließlich 

Leergewicht von etwa 16 bis 17 t kommen sie damit 

auf ein Gesamtgewicht von rund 40 t. Auf dem Rückweg 

nehmen sie rund 24 t Getreide mit zurück. Die 

Nährstoffverwertung Oldenburger Münsterland (NOM) 

schickt zehn dieser besonderen Transportfahrzeuge an 

den Start. 

Die NOM ist ein Zusammenschluss von Lohn-, Transport- 

und Entsorgungsunternehmen, die mit Mischfutterwerken 

der Region kooperieren. Die eingesetzten 

Kombi-Trailer bringen Getreide in Richtung Oldenburg 

und transportieren in separaten Behältnissen auf dem 

Rückweg auf demselben Lkw Gülle oder Gärreste aus 

Biogasanlagen in die Ackerbauregionen. Die Fahrzeuge 

verfügen über voneinander getrennte Kammern. Eine 

für Schüttgut, wie zum Beispiel Getreide, und eine für 

Flüssigkeiten, zum Beispiel Gülle. 

Ein 40-Tonnen-Lkw kann rund 26 t Getreide als Ladung 

mitnehmen, damit füllt er rund 40 Prozent seines Volumens 

aus. Der Freiraum kann somit als zweite Kammer 

für Flüssigkeit genutzt werden. Pro Fahrt kann so 

nahezu die gleiche Menge transportiert werden wie in 

Silofahrzeugen ohne Doppelkammer. Kombifahrzeuge 

der Firmen Heitling aus Melle, Harmer Maschinenbau 

aus Bakum, Kotte Landtechnik aus Rieste, Firma Wie- 

Der Transport mit dem 

Lkw ist am kostengünstigsten. 

53

Praxis 


Für höhere Transportleistungen kommen auch spezielle Lkw mit vier Achsen infrage. 

Duoliner: Kombinierte 

Fahrzeuge für den 

Transport von Gülle 

und Getreide haben 

sich insbesondere bei 

Fahrten bewährt, die 

Gülle in Ackerbauregionen 

bringen und von 

dort auf dem Rückweg 

Getreide mitnehmen. 

se, Petershagen, und Firma 

Feldbinder, Stade, sind im 

Einsatz. Reine Gülle-Lkw 

können zwar mit 28 Kubikmetern 

etwas mehr Gülle 

laden als die Kombitrailer. 

Aber dafür müssen sie leer 

zurückfahren. Daher sind die Kombitrailer auf weiten 

Strecken deutlich effizienter als reine Gülletransporter. 

Mist wird dagegen in speziellen Walking-Floor-Fahrzeugen 

transportiert, das übernehmen in der Regel spezialisierte 

Unternehmen. 

Eine Frage der Kosten 

Die Transportkosten variieren stark und werden von der 

Wahl des Fahrzeugs und der Entfernung bestimmt. Sie 

teilen sich auf in Fixkosten je Tonne und Fahrt sowie in 

variable Kosten je t und km. Bei einem Gülle-Auflieger 

ist zum Beispiel von Fixkosten von 2,60 Euro pro t und 

Fahrt auszugehen, hat die Professur für Produktion und 

Logistik der Uni Göttingen ermittelt. Dazu kommen 8,5 

ct/t und km. Bei Kombilinern und Kippern dagegen treten 

je Fahrt Fixkosten von 4 Euro/t auf, die variablen 

Kosten dagegen liegen nur bei 5 ct/t und km. 

Beim Transport spielt auch die Lkw-Maut inzwischen 

eine große Rolle, sie kann bei 300 km Entfernung 

1 bis 2 Euro je Kubikmeter ausmachen. Der Lkw ist 

durch geringe Kosten selbst auf kürzeren Distanzen 

das preiswerteste Transportmittel. Spezielle Agrotrucks 

sind durch Niederdruckbereifung, geringere Nutzlast 

und höheren Dieselverbrauch teurer, aber immer noch 

günstiger als ein 150-kW-Schlepper mit Tridemfass. 

Hinzu kommt, dass Lkw und Agrotruck durch die höhere 

Fahrgeschwindigkeit mehr Umläufe am Arbeitstag 

schaffen und daher eine größere Menge transportieren. 

Wie Dr. Martin Wesenberg, Geschäftsführer des Bun- 

54


Praxis 

desverbandes der Lohnunternehmer berechnet hat, 

liegen die Verfahrenskosten pro Stunde beim Schlepper 

mit Tridemfass bei 98 Euro, beim Agrotruck bei 87 

Euro und beim Lkw bei 84 Euro. 

Tendenz zum Leichtbau 

Der Trend geht auch bei Transportfahrzeugen zu gewichtsoptimierten 

Fahrzeugen aus Kunststoff oder GFK 

(Glasfaserkunststoff). Das Gewicht dieser Fahrzeuge 

liegt um 40 Prozent unter dem der aus Stahl gefertigten 

Tanks. In der Variante als Auflieger können sie 

sowohl von Sattelzugmaschinen, Agrotrucks als auch 

von Schleppern mit Dollyachsen gezogen werden. 

Das hat Vorteile, weil sich damit sämtliche Felder erreichen 

lassen, macht auch Philipp Staritz deutlich: „Der 

Lkw ist mit Abstand am günstigsten, kommt aber nicht 

überall hin.“ Solche Fahrzeuge werden von den Firmen 

Annaburger und von Zunhammer gebaut. „Wir investieren 

auch weiterhin in schleppergezogene Gespanne“, 

sagt Staritz. Eine solche Lösung hat auch Krampe auf 

der letzten EuroTier vorgestellt: Der Tankaufbau auf 

einem Dreiachs-Anhänger kann gegen einen Kipper 

getauscht werden, um die Auslastung des Fahrzeuges 

zu verbessern. Das Volumen dieser Fahrzeuge beträgt 

meist 21 m³, passend etwa zur Ausbringung mit Selbstfahrern. 

Auf einen Feldrandcontainer kann in diesen 

Fällen verzichtet werden. 

Zunehmend werden neue Fahrzeugkonzepte in Leichtbauweise 

eingesetzt. Ein Beispiel dafür ist der Annaburger 

„HighwayTanker LS 38.28“, der durch seine 

gewichtsoptimierte Fahrgestellkonstruktion bis zu 30 

m³ Gülle oder Gärprodukt transportieren kann. Bei anderen 

Anbietern sind weiterhin Tanks aus Stahl (verzinkt 

oder innen- und außenbeschichtet) das Mittel der 

Wahl. Nur bei Stahlbehältern kann eine Vakuumpumpe 

zur Befüllung eingesetzt werden. 

Maximale Korrosionsbeständigkeit verspricht Kässbohrer 

für ihren aus Edelstahl gefertigten Tanktrailer 

STN 30. Tankauflieger für Sattelzugmaschinen sind 

mit einem Volumen von 27 bis 40,5 m 3 lieferbar. Da die 

Fahrzeuge auftragsbezogen gefertigt werden, lassen 

sich viele Kundenwünsche realisieren. Neue Aufgaben 

kommen auf die Fahrzeugbauer durch die Dokumentationspflichten 

zu. 

So muss in den Niederlanden eine Vorrichtung zur Probenahme 

am Tankwagen vorhanden sein. Erst wenn die 

Probe analysiert ist, gibt es vom dortigen Wirtschaftsministerium 

eine Freigabe für den Transport. Der niederländische 

Aufliegerhersteller D-Tec hat im vergangenen 

Jahr ein Fahrzeug mit einem Nah-Infrarot-Sensor 

zur Analyse der Inhaltsstoffe vorgestellt. Damit kann in 

Echtzeit die Zusammensetzung von Gülle und Gärprodukt 

festgestellt werden. 

Autor 

Thomas Gaul 



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Güllemengen per Lkw 

zum Feld gebracht 

werden und dort 

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praxis 


Interview 

Umlaufwasser entkalken 

und entsalzen 

Im Gespräch mit Gunter Brandt von der 

Gesellschaft für umweltfreundliche Technologie 

(GUT) e.V. Kassel und Einbeck über die 

Kontrolle und Wartung von Wärmenetzen. 

Interviewerin: 

PD Dr. Marianne Karpenstein-Machan 

Zur Person 

Der Physiker Gunter Brandt beschäftigt sich 

seit 1979 mit regenerativen Energieversorgungs- 

und rationellen Energienutzungssystemen. 

Er hat im Rahmen von Bioenergiedorfprojekten 

und anderen Projekten schon mehr 

als zehn Wärmenetze in Dörfern und Städten 

geplant und als Bauleiter umgesetzt. 

Biogas Journal: Herr Brandt, Sie haben viel Erfahrung 

mit Wärmenetzen. Zunächst einmal zu den Begriffen: 

Nah- und Fernwärme. Sind diese Begriffe klar definiert? 

Gunter Brandt: Es gibt keine klare Abgrenzung zwischen 

beiden Begriffen. Wenn drei Faktoren zusammenkommen, 

würde ich von Fernwärme sprechen: Netzlängen 

über 10 Kilometer, Systemtrennungen (das Wärmenetz 

hat einen eigenen separaten Wasserkreislauf und die 

Gebäude sind über Wärmetauscher angeschlossen) 

und Wärmeleistungen über 1 Megawatt. Trotzdem würde 

ich, auch wenn alle Faktoren zusammenkommen, in 

einem Dorf nicht von Fernwärme sprechen. 

Biogas Journal: In Bioenergiedörfern wird die Wartung 

des Nahwärmenetzes sehr unterschiedlich gehandhabt. 

Wie viel Wartungsaufwand ist aus Ihrer Sicht 

notwendig? 

Brandt: Wärmenetze sind nicht wartungsintensiv. Es ist 

eher eine Kontrollaufgabe, die kontinuierlich erfolgen 

muss. Mit einer Lecküberwachung passiert das ja auch 

kontinuierlich. Bei der Lecküberwachung wird dedektiert, 

ob sich im Dichtungsschaum des Rohres Feuchte 

befindet. Ob die Feuchte von innen oder außen kommt, 

kann man erst erkennen, wenn man das Rohr freilegt, 

das Mantelrohr aufschneidet und die Isolierung entfernt. 

In den meisten Feuchtefällen kommt die Nässe 

von außen durch undichte Muffen, selten handelt es 

sich um undichte Schweißnähte oder noch seltener um 

einen Rohrbruch. 

Biogas Journal: Eine Leckageüberwachung ist also auf 

jeden Fall sinnvoll für Wärmenetze? 

Brandt: Ja, aber sie werden nur in Nahwärmeleitungen 

mit Medium führenden Rohren aus Metall eingesetzt 

(zum Beispiel Kunststoffmantelrohr), nicht bei Mediumrohren 

aus Kunststoff. Im Rohr-Isolierschaum zwischen 

Mantelrohr aus Polyethylenrohr und Mediumrohr 

aus Stahl sind Sensordrähte eingezogen. Der Isolierwiderstand 

wird kontinuierlich überwacht. 

Starkes Sinken des Isolierwiderstandes deutet auf einen 

Feuchteeinbruch hin, der sowohl von einer Undichte 

im Mediumrohr herrühren kann als auch von einer 

Undichte im Mantelrohr, das die mechanische Umhüllung 

und das Schutzrohr für den Isolierschaum zum 

Erdreich hin darstellt. Man kann dann durch verschiedene 

Messverfahren den ungefähren Ort einer feuchten 

Stelle eingrenzen. Aber erst durch weitere Messungen, 

wie zum Beispiel zwischen zwei Häusern, kann dann 

das Leck auf den Meter genau geortet werden. 

In Nahwärmenetzen mit Kunststoffrohren kann man 

nur mit einer Thermokamera nach dem Leck suchen, 

sofern das Leckwasser nicht örtlich erkennbar austritt. 

Hier grenzt man zunächst ein, wo sich das Leck 

befinden könnte. Hat man z.B. drei Teilnetze, das 

heißt drei verschiedene Netzstränge, dann kann man 

sie einzeln absperren und prüfen und so schon eingrenzen, 

wo sich das Leck befinden könnte. Grundsätzlich 

setzt man bei kleinen Nahwärmenetzen nur 

wenige Absperreinrichtungen ein, weil sich gezeigt 

hat, dass diese bei Havarien auch kaum weiterhelfen, 

die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Bei 

großen Fernwärmenetzen müssen die Absperreinrichtungen 

regelmäßig betätigt und auf Funktion überprüft 

werden, was in der Praxis oft vernachlässigt wird 

oder gar unterbleibt. Ein großes Leck offenbart sich in 

der Regel sehr schnell durch sichtbaren Wasseraustritt, 

es sei denn der Schadensort liegt in einem Sandboden 

mit sehr stark drainierender Wirkung. Auf der anderen 

Seite sollte man auch vor einem kleinen Leck im Kunststoffnetz 

keine große Angst haben und gegebenenfalls 

abwarten, bis die Leckage soweit ansteigt, bis sie durch 

Thermografie oder Wasseraustritt ortbar wird. 

Biogas Journal: Auch die Wasseraufbereitung für das 

Wärmenetz ist in den Dörfern sehr unterschiedlich. In 

manchen Dörfern wird das Wasser gar nicht aufbereitet 

und es erfolgt lediglich eine regelmäßige pH-Messung. 

Ist das in Ordnung? 

56


praxis 

Brandt: Ja, man kann dieser Philosophie folgen, das 

muss nicht immer schädlich sein. Bei hartem Wasser 

bildet sich jedoch vorzugsweise an den heißesten Stellen 

– also primär in den Wärmetauschern der Wärmeerzeuger 

– Wasserstein (Kalk). Bei großdimensionierten 

Wärmetauschern alter Heizkesseltechnologien konnte 

man diesen Effekt vielleicht noch tolerieren, zumal das 

Wasser durch die Kalkabscheidung sogar weicher wurde, 

sofern bei ausreichender Dichtigkeit im Kreislauf 

nicht nachgespeist werden musste. 

Dabei konnte sich auch in den Rohren über die Zeit 

ein dünner Niederschlag aus Kalk bilden. Wenn dieser 

Niederschlag sehr gleichmäßig erfolgte, dann ergab 

sich eine feine Patina, die nicht unbedingt stören 

musste, vielleicht sogar passivierend wirken konnte. 

Problematisch ist jedoch immer die Kalkschicht, die 

sich im Wärmeüberträger bildet. Ein moderner Hochleistungswärmetauscher 

beispielsweise reagiert extrem 

„allergisch“ auf die Bildung von Kalkschichten, denn 

Kalk ist ein schlechter Wärmeleiter. 

Hochleistungswärmetauscher haben eine extrem hohe 

Wärmeübertragung pro Flächeneinheit, die dadurch 

erzielt wird, dass das Wasser als Wärmeträger die 

engen Kanäle zwischen den Metallplatten mit hoher 

Geschwindigkeit und Turbulenz durchströmt. Eine 

zunehmende Kalkschicht auf den Metallflächen verschlechtert 

nicht nur den Wärmeübergang, sondern 

auch der Durchflusswiderstand steigt an. Dieser Prozess 

ist schleichend, und im schlimmsten Fall können 

sich die Kanäle zusetzen. 

Biogas Journal: Neben Kalk können auch weitere Salze, 

Chloride, Sulfate und Eisen im Wasser störend sein. 

Müssen die entfernt werden? 

Brandt: Präventiv sollte bei größeren Netzen eine Wasserenthärtung 

erfolgen. Dabei wird der Härtebildner 

aber nur gegen ein anderes Salz ausgetauscht, das in 

der Lösung und damit im Umlauf bleibt. Dieses „Austauschsalz“ 

kann, da das Wasser weiterhin eine höhere 

Leitfähigkeit behält, elektrochemische Effekte beim 

Rohrmaterial und den Armaturen begünstigen. 

Daher wird heute empfohlen, das umlaufende Heizwasser 

auch zu entsalzen. Damit entfernen wir störende 

Ionen. Gegenwärtig bauen wir ein Nahwärmenetz in der 

Kleinstadt Rauschenberg, wobei das Netz von vornherein 

nur mit weitgehend entsalztem Wasser gefüllt wird. 

Aber wir sind uns nicht ganz sicher, ob vollkommen 

entsalztes Wasser der Weisheit letzter Schluss ist, da 

das Wasser dann keinerlei Puffer mehr für den pH-Wert 

besitzt, dieser also labiler werden kann. 

Bereits geringfügige Mengen an Restkalk können den 

pH-Wert des Wasser abpuffern und somit stabilisieren. 

Aus diesem Grund nehmen wir es auch hin, wenn das 

aufbereitete Netzwasser sich mit geringen Mengen Be- 

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57

praxis 


standswasser aus den angeschlossenen Hausanlagen 

mischt und kleine Mengen Kalk aufnimmt. Allerdings 

haben wir den Effekt starker pH-Schwankungen bei 

denjenigen Netzen, die wir mit Entsalzungsanlagen auf 

der Basis der Umkehrosmose ausgestattet haben, bisher 

nicht beobachten können. Deshalb sind wir jetzt mutiger 

geworden und setzen auf voll entsalztes Füllwasser. 

Biogas Journal: Bei der Umkehrosmose werden also 

alle störenden Stoffe aus dem Wasser herausgeholt? 

Brandt: Mit der Umkehrosmose bekommt man sowohl 

die Kalkbildner und deren Gegenspieler, aber auch 

organische Störstoffe heraus. Bei der Umkehrosmose 

wird die Eigenschaft hochfeiner Membranen genutzt, 

größere Ionen nicht passieren zu lassen. Da bei längerem 

Anlagenstillstand eine Belagbildung und damit 

das Verstopfen der Mikroporen droht, habe ich eine 

Beschaltung realisiert, die in regelmäßigen Abständen 

dafür sorgt, dass zwangsweise weiteres entsalztes Wasser 

über die Umkehrosmoseanlage nachgespeist wird. 

Biogas Journal: Was ist mit dem Eisen-III-Oxid, dem 

Magnetit, das das Wasser dunkel verfärbt? 

Brandt: Das stört, weil es sich als Schlamm in beruhigten 

Zonen niederschlägt, aber auch Ventile und andere 

Stellorgane in ihrer Funktion beeinträchtigen kann. 

Aber auch Pumpenstörungen insbesondere bei Hocheffizienzpumpen, 

deren Motorläufer mit superstarken 

Magneten ausgestattet sind, können durch Magnetit 

verursacht werden. Hierbei lagert sich Magnetit, angezogen 

von dem Motormagneten, als hochfeines Sediment 

mit zunehmender Krustenbildung in dem Ringspalt 

zwischen Magnetläufer und Gehäuse ab – bis der 

Spalt gefüllt ist und der Motor blockiert wird. 

Magnetit sollte man herausholen, indem man im Umlauf 

einen guten Filter mit zusätzlichem Magneteinsatz 

einbaut. Häufig setzen sich solche Filter bereits kurz 

nach Betriebsbeginn zu und sollten deshalb präventiv 

am Anfang öfter gereinigt werden. Oft wird dabei gleich 

der Schmutz mit entfernt, der sich aus der Bauphase 

des Nahwärmenetzes noch im Umlauf befindet oder der 

aus gelösten Ablagerungen stammt. Auch in den Hausanlagen 

sollten die Feinsiebe, die hier allerdings aus 

Kostengründen keine Magnetfilter sind, in den ersten 

ein, zwei Jahren des Öfteren gereinigt werden. 

Biogas Journal: Das Magnetit bekomme ich also nicht 

mit der Umkehrosmose heraus? 

Brandt: Nein, denn bei der Befüllung über die Umkehrosmose 

wird ja Leitungswasser verwendet, bei dem das 

Wasserwerk zuvor hoffentlich das Eisen herausgeholt 

hat – sonst bekämen wir braunes Wasser! Das Magnetit 

bildet sich erst im Nahwärmenetz selber und in den 

Wärmeerzeugungsanlagen und bei den Kundenanlagen. 

Ursache ist der im Wasser gelöste Sauerstoff, 

der mit dem Füllwasser in das Netz gelangt, sofern das 

Wasser bei der Befüllung nicht komplett entgast wird. 

Trotzdem ist ja erst einmal Luft und damit Sauerstoff im 

Rohrnetz, bevor es gefüllt wird. Diese Luft, verbunden 

mit der Luftfeuchte, bewirkt die Bildung von Eisen-II- 

Oxyd, landläufig als Rost bezeichnet. Bei Befüllung 

des Netzes reagiert dieser Rost mit dem verbleibenden 

Restsauerstoff weiter zu Eisen-III-Oxid. 

Biogas Journal: Wie oft sollte das Wasser des Wärmenetzes 

kontrolliert werden? 

Brandt: Wenn neben dem Wärmenetz auch andere 

sensible Anlagen, wie zum Beispiel Biogasanlage und 

Blockheizkraftwerk vorhanden sind, muss sowieso täglich 

ein Kontrollgang gemacht werden. Dann sollte auch 

immer ein Blick auf das Wärmenetz geworfen und sollten 

die Werte für Netztemperaturen, Netzdrücke und Nachspeisemengen 

in einem Betriebsbuch notiert werden. 

Die Eintragungen in das Betriebsbuch erzwingen, dass 

man trotz Routine immer wichtige Daten und Vorgänge 

registriert und damit Veränderungen sofort mitbekommt. 

Was die Messungen des Wasserzustandes betrifft, sollte 

man anfangs kurzfristig und danach vierteljährlich 

den pH-Wert überprüfen und die elektrische Leitfähigkeit 

messen. In der Anfangszeit, solange häufig neue 

Kunden ans Netz gehen, sind die Kontrollen im dichteren 

Zeitabstand angeraten. Sobald sich die Werte auf 

dem gewünschten Niveau stabilisiert haben, sind Messungen 

nur noch in längeren Intervallen erforderlich, 

mindestens aber einmal pro Jahr. 

Biogas Journal: In einem Dorf traten Schwierigkeiten 

auf, weil offensichtlich ein Wärmetaucher mit ungeeignetem 

Material verwendet wurde. Sollten generell 

Edelstahlwärmetauscher verwendet werden? 

Brandt: Heute werden in der Regel Edelstahlwärmetauscher 

eingesetzt. Bei geeigneter Legierung bereiten die 

kaum Probleme. Bei Hausanlagen mit Systemtrennung 

kommt es jedoch oft vor, dass der Wärmekunde in seinem 

hausinternen Netz eine schlechte Wasserqualität 

hat, gefördert durch unerkannte Undichten und Sauerstoffeintrag. 

Wenn dann noch häufig mit Leitungswasser 

nachgefüllt wird und sich somit viele Kalkbildner 

im Umlauf befinden, kommt es zur Belagbildung im 

Wärmetauscher, der das Nahwärmenetz von der Hausanlage 

trennt. Außerdem gibt es im Heizwasserumlauf 

einer solchen Hausanlage viel Korrosion. 

Biogas Journal: Herr Brandt, vielen Dank für das 

Gespräch! 

Interviewerin 

PD Dr. Marianne Karpenstein-Machan 

Universität Göttingen 

Interdisziplinäres Zentrum für Nachhaltige Entwicklung 

Goldschmidtstr.1 

37077 Göttingen 

E-Mail: mkarpen@gwdg.de 

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praxis 


Interview 

»Biogasbranche ist spürbar 

kompetenter geworden« 

Im Gespräch mit Dipl. Ing. Josef K. Ziegler, Sprecher des AK Sicherheit, über Sicherheit, Sicherheitsstandards, 

Schadensfälle und zunehmende Anforderungen an Betreiber. 

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

Biogas Journal: Herr Ziegler, in der letzten 

Zeit waren auch überregional wieder verschiedenste 

Unfallereignisse in den Medien 

– hat die Branche nichts gelernt? 

Josef K. Ziegler: Ja und nein. Ich bin ja 

hauptberuflich als Sachverständiger laufend 

mit verschiedensten Anlagen unterschiedlichster 

Ausstattung konfrontiert. 

Die Betreiber sind sensibler und spürbar 

kompetenter geworden. Die Notwendigkeit 

von grundlegenden Sicherheitsstandards 

wird durchaus eingesehen. Es gibt aber 

eine Bandbreite von unterschiedlichen Ansichten 

der Betreiber, was als notwendiger 

Sicherheitsstandard angesehen wird – und 

was dann tatsächlich auch gelebt wird. 

Biogas Journal: Was sind die Hauptursachen? 

Lässt sich bei den Vorfällen eine 

Systematik erkennen? 

Ziegler: Die meisten Unfälle passieren in 

einem Zustand außerhalb des Normalbetriebes. 

Wenn die Anlage gasdicht ist, die 

Fütterung, die Rührtechnik, die Heizung, 

das BHKW und die Steuerung funktionieren, 

dann ist eine Biogasanlage kein Hexenwerk. 

Der Betreiber erkennt dann sehr 

schnell, wenn etwas aus dem Ruder läuft. 

Die Probleme lassen sich grob in ein paar 

Gruppen einteilen: Besondere Betriebszustände 

wie Inbetriebnahmephase, Instandhaltungsarbeiten, 

Behälterrevisionen, 

Extremwetterereignisse etc. erfordern ein 

besonnenes Vorgehen bereits im Vorfeld. 

Da wird oft in erschreckend nachlässiger 

Weise an die jeweilige Aufgabe herangegangen. 

Einstieg in Schächte und Behälter ohne 

Belüften und Freimessen, sorgloser Umgang 

mit Maschinen, in diesem Bereich 

passierten in letzter Zeit besonders tragische 

Unfälle. Dabei sind das Gefahren, die 

mit Biogas meist gar nichts zu tun haben, 

aber sie passieren auf Biogasanlagen. Außenstehende 

unterscheiden da nicht. 

Altersbedingte Ausfälle, Brände etc. lassen 

sich eher schlecht im Voraus planen, 

aber man müsste in der vorbeugenden Wartung 

aufmerksamer unterwegs sein. 

Eine explosive Atmosphäre erkennt man 

nicht an der schlechten Luft. Man kann 

ganz normal atmen und oft ist nur deswegen 

nichts passiert, weil Biogas eben 

extrem träge reagiert. Und trotzdem, auch 

wenn das Zündfenster noch so klein ist, 

es existiert. Selbst Fachfirmen gehen hier 

sehr naiv an die Sache ran. 

Was die Freisetzungshavarien angeht, da 

sind die Behörden aufgrund der jüngsten 

Vorfälle besonders hinterher. Dort wird sich 

meines Erachtens die Situation durch die 

Einführung der Umwallung entspannen. 

Biogas Journal: Was macht der Fachverband, 

speziell der AK Sicherheit, um dem 

entgegenzuwirken? 

Ziegler: Wir sehen drei Säulen der Prävention: 

1. Der kompetente Betreiber: Wir haben 

vor drei Jahren den Schulungsverbund zusammen 

mit den anderen großen Verbänden 

DVGW, DWA und den Berufsgenossenschaften 

gegründet. Inzwischen konnten 

über 4.300 Betreiber zu den aktuellen 

Anforderungen geschult werden. Bei etwa 

8.000 Biogasanlagen und notwendigerweise 

zwei geschulten Personen pro Anlage 

fehlen aber noch einige. 

Zum einen liegt das an Billiganbietern und 

Firmenschulungen außerhalb des Schulungsverbundes 

mit teilweise qualitativ 

zweifelhalten Schulungsinhalten, die auf 

diesen Zug aufspringen, und zum anderen 

an den Betreibern, die sich notorisch 

jedem Zusatzaufwand verweigern. Da wären 

Gewerbeaufsicht und Berufsgenossenschaften 

gefordert, hier konsequenter 

hinterherzugehen und „schwarze Schafe“ 

in der Branche herauszufiltern. 

2. Der kompetente Hersteller: Viele Probleme 

muss der Betreiber verantworten, obwohl 

sie bereits vom Hersteller verursacht 

wurden. Falsch dimensionierte Anlagenteile, 

nicht funktionierende Sicherheitseinrichtungen, 

Leitern statt Treppen usw. Hier 

wurden früher aufgrund des Preisdrucks 

viele Problemstellen eingebaut, die jetzt 

mühselig behoben werden müssen. 

3. Der kompetente Sachverständige: Viele 

Sicherheitsprüfungen (vor allem die Prüfungen 

nach BetrSichV) finden im Schnelldurchlauf 

statt. Oft werden diese Gutachten 

vom Hersteller selbst oder im Rahmen 

von anderen Dienstleistungen (Umweltgutachten, 

biologische Beratung etc.) mit 

angeboten. Aber damit ist dem Betreiber 

nicht gedient, am Stand der Technik 

kommt er nicht vorbei. Wenn der Schaden 

entstanden ist, sieht sich der Betreiber 

mit Vorhaltungen der Staatsanwaltschaft 

oder der Versicherungen konfrontiert – mit 

teils fatalen juristischen und finanziellen 

Folgen. 

Der AK Sicherheit hat für kritische Themen 

Arbeitsblätter entwickelt, die auf der 

Homepage des Fachverbandes abgerufen 

werden können. Insbesondere in der Arbeitshilfe 

A-003 haben wir in mühevoller 

Kleinarbeit den Stand der Technik zusammengefasst. 

Wenn sich Betreiber und 

Sachverständige daran orientieren würden, 

wären in Bezug auf die gängigen Regelwerke 

die meisten Anforderungen erfüllt. 

Biogas Journal: Wie viel weitere sicherheitstechnische 

Auflagen braucht es noch? 

Ziegler: Wir haben zwei Regelbereiche: 

a) den Stand der Technik, der federführend 

über das Bundesumweltministerium 

60


praxis 

(BMUB) mit dem BImSchG abgedeckt wird, 

und b) den Arbeitsschutz, der im Bundesarbeitsministerium 

(BMAS) mit BetrSichV, 

GefStoffV und ProdSG behandelt wird. 

Das BMAS hat durch die Herausgabe der 

TRGS 529 „Tätigkeiten bei der Herstellung 

von Biogas“ und die Aktualisierung der 

Technischen Information TI4 „Sicherheit 

auf landwirtschaftlichen Biogasanlagen“ 

durch die Berufsgenossenschaften seine 

Anforderungen an Technik und Betriebsorganisation 

im Wesentlichen formuliert. 

Das BMUB hat den Anspruch, die TI4 

durch eigene technische Regeln zum 

Stand der Technik in der Anlagensicherheit 

zu ersetzen und neue Anforderungen 

zum Immissionsschutz festzulegen. Letztere 

werden voraussichtlich in der neuen 

TA Luft fixiert werden, da versuchen wir auf 

realistische Grenzwerte hinzuarbeiten. Mal 

sehen, wie weit das möglich ist. 

Eine Alternative zur TI4 ist meines Erachtens 

nicht notwendig. Im Zuge der letzten 

Überarbeitung im März 2016 wurden einige 

Anpassungen vorgenommen. In einigen 

Teilen ließe sie sich noch aktualisieren. 

Aber das meiste ist bereits in anderen 

Blättern niedergeschrieben und kann zusammenfassend 

in der A003 nachgelesen 

werden. Weiterer Regelungsbedarf darüber 

hinaus sollte mit den Fachleuten diskutiert 

werden. Dafür haben wir extra den 

Koordinierungskreis von DVGW, DWA und 

Fachverband gegründet. Aber seitens der 

Behörden ist die Resonanz sehr gering. Es 

bleibt abzuwarten, was aus dem BMUB tatsächlich 

noch kommt. 

Biogas Journal: Was sagen Sie den Betreibern, 

die meinen, dass sie sich das wirtschaftlich 

nicht mehr leisten können? 

Ziegler: Ich betreibe selber eine Anlage 

und weiß, wie mühselig das Geschäft ist. 

Ich weiß aber auch, dass die grundlegenden 

Sicherheitsanforderungen nicht die 

wirklich großen Kosten verursachen. Für 

ein paar Füllstandssensoren bekomme ich 

eine Rechnung, für die Energieverluste im 

Fahrsilo nicht. Das Problem liegt im Kopf, 

das heißt, an der Bereitschaft, sich mit 

dem unangenehmen Thema, insbesondere 

im Hinblick auf den Papierkram, zu 

beschäftigen. Dabei gibt es genügend Leute, 

die zu einem fairen Preis zum Thema 

Sicherheit beraten und auch unterstützen 

können. Der Fachverband wird in Kürze 

eine separate Liste dazu herausbringen. 

Biogas Journal: Was liegt Ihnen persönlich 

noch am Herzen? 

Ziegler: Die Störfallverordnung. Sollten 

zusätzliche Lagerkapazitäten notwendig 

werden und diese Behälter geruchs- oder 

gasdicht ausgeführt werden müssen, fallen 

tausende Anlagen darunter. Diese Verordnung 

bringt aber keinen Sicherheitsgewinn 

für Biogasanlagen – nur einen erheblichen 

Verwaltungs- und Dokumentationsaufwand, 

der von der eigentlichen Arbeit 

abhält. Wir haben in der Branche keine 

mehrstufigen Hierarchien und verschiedene 

Abteilungen, wo Entscheidungsprozesse 

und Verantwortungen zu regeln sind. 

Der Betreiber ist das alles in Personalunion. 

Als technisch verantwortliche Person 

muss er kompetent sein, das ist die Kernanforderung 

für Sicherheit, alles andere ist 

nachrangig. 

Die Risiken einer Biogasanlage sind verfahrenstechnisch 

bedingt und nicht abhängig 

von der Größe eines Gärproduktlagers. 

Zumal unser „Gefahrstoff“, der Dritte 

und die Umwelt gefährdet, auslaufendes 

Substrat ist, worauf bereits mit der Umwallung 

reagiert worden ist. Biogas sollte im 

Anhang 1 der StörfallV namentlich erwähnt 

werden, wie so viele andere Stoffe, und 

das CO 2 

berücksichtigt werden, also eine 

Mengenschwelle von 20.000 Kilogramm 

für Biogas eingeführt werden, damit würde 

sich das Problem entspannen. 

Biogas Journal: Welche Anforderungen sehen 

Sie für die Zukunft? 

Dipl. Ing. Josef K. Ziegler, Inreetec GmbH, 

Sprecher des AK Sicherheit, Sachverständiger 

und Betreiber einer Biogasanlage. 

Ziegler: Die Banken kalkulieren bei Krediten 

bereits jetzt nur bis zum Ende der EEG- 

Laufzeit. Da wird der finanzielle Spielraum 

eng, was mit dem kommenden Ausschreibungsmodell 

auch nicht einfacher wird. 

Damit werden wir noch mehr in die öffentliche 

Energieversorgung eingebunden und 

entfernen uns noch mehr von den landwirtschaftlichen 

Wurzeln. Der Betreiber 

hat einen Strompreis anzubieten, der dann 

in der Regel „auf Kante genäht ist“, sonst 

kommt er nicht dran. 

Wenn in der Kalkulation keine Investition 

für ein weiteres Gärproduktlager vorgesehen 

ist, dann kann sich der Betreiber das 

auch nicht leisten. Punkt. 

Wir müssen uns mit den Regelsetzern auf 

einen praxisgerechten Stand der Technik 

einigen und diesen dann verteidigen. Wir 

müssen unsere Hausaufgaben machen 

und dürfen die Schlamperei Einzelner 

nicht gutheißen. Wenn die Mängel in den 

Erfahrungsberichten der Sachverständigen 

und spektakuläre Schadensfälle weniger 

werden, dann lässt man uns eher in Ruhe – 

aber erst dann. 

Interviewer 




Tel. 0 54 09/90 69 426 


Foto: Josef K. Ziegler 

61

praxis 


Bilanzkrater sind vermeidbar 

Im Auftrag namhafter Kreditinstitute untersuchten wir innerhalb kürzester Zeit etliche 

Anlagen aus dem Kreditbestand. Es bestätigte sich unter anderem in dieser kurzen 

Zeitabfolge ein über die Jahre immer wieder auftretendes Problem: Wiegezellen und 

Einsatzstofftagebücher versus Fahrzeugwaage. 

Von Rainer Casaretto 

a) Virtuelle Vermögensmassen durch 

virtuelle Lagerbestände 

Über die geeichte Fahrzeugwaage werden die in der Ernte 

angelieferten Massen erfasst und der Buchhaltung 

aufgegeben. Über die Wiegezellen der Beschicker wird 

die Masse erfasst, die dem Silo entnommen und dem 

Gärprozess zugeführt wird. Die Silierverluste werden 

pauschal abgezogen. Die Differenz aus der Erntemenge 

Illustrationen: Rainer Casaretto 

und dem bereits dem Fermenter zugeführten Material 

wird dann von der Buchhaltung als Lagerbestand ausgewiesen. 

Oftmals werden schon die Massen an verdorbener 

Ware nicht mehr separat erfasst und beginnen 

über die Jahre einen virtuellen Lagerbestand zu bilden. 

Wiegezellen: Die Wiegezellen reagieren sehr empfindlich 

auf Scherkräfte. Sie nehmen jeden „Rempler“ mit 

dem Radlader übel und verlangen nach einer neuen Kalibrierung. 

Aus diesem Grund verlangt zum Beispiel die 

Firma OmniCert Umweltgutachter GmbH eine vierteljährliche 

Kalibrierung dieser Wiegeeinrichtungen über 

die vollständige Befüllung mittels eines Radladers. Der 

Betreiber fährt über die geeichte Fahrzeugwaage und 

befüllt den Beschicker, die Masse jeder Fuhre wird erfasst 

und dann das Ergebnis mit der Anzeige der Wiegezellen 

abgeglichen. Wiegetoleranzen von bis zu 20 

Prozent bezogen auf die Jahresmasse wurden so schon 

in der Praxis ermittelt. 

Bei 10.000 Tonnen Rohstoff und einem mittleren Preis 

von 35,00 Euro pro Tonne ergibt sich ein Lagerbestand 

im Wert von 350.000 Euro. Gibt der Betreiber der 

Buchhaltung also einen Silierverlust von 7 Prozent an, 

verbleiben 325.500 Euro oder 9.300 Tonnen (t). Die 

Wiegezellen (und damit das Tagebuch) erfassten im 

Jahr 7.440 t. Auf der Siloplatte befindet sich noch eine 

visuell wahrnehmbare Restmasse, die der Betreiber folgerichtig 

auf 1.860 t beziehungsweise 

65.100 Euro beziffert. 

Die Wiegezellen haben aber tatsächlich 

744 t oder 26.040 Euro zu wenig erfasst, 

was einer „unauffälligen“ Menge 

von täglich rund 2 t entspricht. Der Betreiber 

hat sich vollkommen zu Unrecht 

über die Effizienz seines Gärprozesses 

gefreut. Verwiegungsfehler in diese 

Richtung werden von der vermuteten 

Anlageneffizienz überlagert: „Ich erreiche 

130 Prozent der KTBL-Werte“. Verwiegungsfehler 

in die andere Richtung 

fallen hingegen leicht auf, die Gasblase 

füllt sich nicht richtig, das BHKW schaltet 

in Teillast und beides entgeht dem 

Betreiber ganz sicher nicht. 

Auch wenn er es anfänglich noch auf 

Qualitätsschwankungen der Rohstoffe 

zurückführt, bei dauerhaftem Teillastbetrieb wird er auf 

die Wiegezellen aufmerksam. Hält man nun ein Kreditportfolio 

von einer einzigen Gesellschaft, die ihrerseits 

30 baugleiche Anlagen betreibt und zentral managt, 

bekommt das kumulierte Risiko eine Bedeutung von 

(30 x 26.040) 781.200 Euro. Wird der Lagerbestand 

so über Jahre fortgeschrieben, erreichen wir beängstigende 

Größenordnungen (Bilanzkrater). 

b) Illegaler Anlagenbetrieb 

durch nachlässigen Umgang mit 

Genehmigungsauflagen 

Ebenso häufig muss die mangelnde Einhaltung der 

Genehmigungsauflagen inklusive deren Nebenbestimmungen 

kritisiert werden. Wobei es sich in den allermeisten 

Fällen um leicht zu lösende Sachverhalte handelt. 

Betreiber müssen sich dieser jedoch bewusst sein, 

um sie adressieren zu können. 

62


praxis 

Hin und wieder muss auch eine Auflage mit dem Betreiber 

besprochen werden, wie folgendes Beispiel zeigt: 

Wurde die Pflanzung von 27 Obstbäumen beauflagt 

und es stehen nur 25 Obstbäume da, ist 

das zwar auf den ersten Blick ein Verstoß 

gegen die Genehmigungsauflage. Wuchsen 

aber 2 Obstbäume nicht an, so waren sie 

doch gepflanzt und von illegalem Anlagenbetrieb 

wird niemand ernsthaft sprechen 

wollen. 

Ganz anders verhält es sich aber, wenn ungenehmigte 

Rohstoffe eingesetzt werden, 

wenn mehr Masse als genehmigt eingesetzt 

wird oder wenn mehr Biogas produziert 

wurde als in der Genehmigung festgeschrieben. 

Ebenso häufig sind Verstöße 

gegen sicherheitstechnische Auflagen zu 

beobachten. Hierbei verhält es sich analog 

zu den Genehmigungsauflagen. Es ist 

wichtig, die Themen zu kennen, um sie anschließend 

beheben zu können. 

Wie „passt scho“ die originären Interessen 

der Kreditgeber gefährdet 

Nein, ein Pflaster aus Panzerband stellt keine fachgerechte 

und professionelle Reparatur dar! Der Flicken 

verhindert den Gasaustritt zwar nicht, zeigt aber: Dem 

Betreiber ist das Leck keinesfalls entgangen. Panzerband 

drauf und passt scho! Das Problem liegt nun 

aber nicht nur in einem möglichen Verlust des Versicherungsschutzes, 

womit elementare Interessen der 

Kreditgeber berührt werden, sondern in dem Risiko der 

Stilllegung infolge eines illegalen Anlagenbetriebes. 

Hier sei auf das Urteil des OVG Lüneburg verwiesen: 

„Im Fall der formellen Illegalität einer immissionsschutzrechtlich 

genehmigungsbedürftigen Anlage darf 

die zuständige Behörde von dem Erlass einer Stilllegungsanordnung 

regelmäßig nur dann absehen, wenn 

der Betreiber alles unternimmt, um die erforderliche 

immissionsschutzrechtliche Genehmigung alsbald zu 

erlangen und die Genehmigungsfähigkeit der Anlage 

offensichtlich ist.“ (OVG Lüneburg 12. Senat, Beschluss 

vom 12. Dezember 2013, 12 ME 194/13 § 20 

Absatz 2 Satz 1 BImSchG) 

Das Amtsgericht Cloppenburg verurteilte einen Betreiber 

zur Zahlung von 120.000 Euro wegen überhöhter 

Stromeinspeisung, nachdem die Staatsanwaltschaft 

erst 2.600.000 Euro (gesamter Umsatz aus dem 

Tatzeitraum) gefordert hatte. Auch die Zahlung von 

120.000 Euro beeinträchtigt die Liquidität und der 

Vorgang wird den Kreditgeber sicher nicht erfreut haben. 

Frühwarnsystem 

Wir haben ein Frühwarnsystem für die Kreditwirtschaft 

entwickelt, mit dessen Hilfe all die erwartbaren Liquiditätsprobleme 

nicht erst mit dem Vorliegen einer Bilanz – 

die eher der Geschichtsforschung dient –, sondern 

jährlich zum 28. Februar bezogen auf das jeweilige 

Vorjahr sichtbar werden. Dieses Frühwarnsystem wurde 

modular aufgebaut und vermeidet künftig unnötige 

Doppelarbeiten, da es die Anforderungen an das Rating 

berücksichtigt. Für die Finanz-IT stellen wir die 

Formeln für die Programmierung zur Verfügung, womit 

eine hausinterne Umsetzung erfolgen kann. 

Betreiber reagieren positiv 

Nun mag man im ersten Augenblick denken, ein solches 

Vorgehen könne bei den Darlehnsnehmern Ängste 

auslösen. Wenn aber – wie bereits geschehen – die 

Kunden nach dem Betriebsbesuch in der Bank anrufen 

und sich für das Gespräch bedanken, ist die Sorge sicher 

unbegründet. Durch das Frühwarnsystem werden 

gleichzeitig auch viele ungenutzte Ertragspotenziale 

sichtbar. 

Die Betreiber reagieren sowohl auf die Tipps bezüglich 

des Ertragspotenzials positiv als auch auf Hinweise 

zu Genehmigungsauflagen, da sie in aller Regel nicht 

willentlich oder vorsätzlich dagegen verstoßen wollen. 

Letztlich gilt der Grundsatz: „Wenn der Darlehnsnehmer 

Geld verdient, kann die Bank zukünftigen Vorhaben 

positiv gegenüber stehen“. Hier treffen zwei sich 

überschneidende Interessenlagen aufeinander, was 

letztendlich zu einem positiven Ergebnis führt. 

Autor 

Rainer Casaretto 


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63

praxis 


Biogas aus 

Molke mit 

Koksstaub 

gewinnen 

Foto: Martina Bräsel 

Molke in Biogas zu verwandeln, ist lohnenswert, aber auch eine technische 

und biologische Herausforderung. Ein Schweizer Unternehmen 

entwickelte eine Pilotanlage und sammelt damit reichlich Erfahrung. 

Dr. Andreas Wilke führte in seinem Labor 

an der Hochschule Offenburg Testversuche 

mit dem Trägermaterial durch. Erst die 

Langzeitversuche zeigten das Problem mit 

den Ablagerungen. 

Von Dipl.-Ing. · Dipl. Journ. Martina Bräsel 

Die Käserei Monte Ziego ist die 

größte handwerkliche Bio-Ziegenkäserei 

in Deutschland. Aus 

rund 800.000 Litern Ziegenmilch 

fertigt sie jährlich rund 

130 Tonnen Käse. Die Produktion ist sehr 

energieaufwendig, deshalb will das Unternehmen 

mit Biogas und Sonnenstrom zur 

ersten Null-Energie-Käserei Deutschlands 

werden. 

Seit Ende 2014 betreibt Monte Ziego eine 

eigene Biogasanlage, die vom Schweizer 

Unternehmen Ecobell mit Sitz in Rüschlikon 

konzipiert und entwickelt wurde. Sie 

soll aus der Restflüssigkeit, der Molke, die 

bei der Käseproduktion anfällt, erst Biogas 

und dann Wärme und Strom erzeugen. Das 

ist eine verfahrenstechnische Herausforderung, 

denn Molke, die auch Käsemilch 

genannt wird, besteht zu 94 Prozent aus 

Wasser. Enthalten sind auch noch etwa 4 

Prozent Milchzucker, Molkeprotein und viele 

Mineralstoffe. 

Die Käsemilch ist ein wertvoller Abfall, der 

vorher ungenutzt blieb, denn die Mengen, 

die bei Monte Ziego anfallen, sind zu gering 

für eine industrielle Verwertung. Es 

gibt bislang noch keine ausgereiften Verfahren 

in dieser Größenordnung. „Die Molkevergärungsanlagen, 

die es gibt, sind in 

der Regel für Großmolkereien ausgelegt“, 

verdeutlicht Markus Bieri. Da dort „in Hinsicht 

auf Kapital- und Energieeinsatz eine 

andere Philosophie vorherrscht“, seien sie 

oft aufwendig und würden größere Mengen 

Betriebsenergie verbrauchen. 

Deshalb entwickelte der Ingenieur gemeinsam 

mit seinem Unternehmenspartner Marc 

Stalder eine Pilotanlage. „Mit ihr konnten 

wir hier bei Monte Ziego schon wertvolle 

Erfahrungen sammeln“, berichtet Bieri. 

Das Projekt wurde mit Mitteln des Landes 

(100.000 Euro aus dem Landespreis Biogas) 

und des Badenova-Innovationsfonds 

(241.000 Euro) realisiert. 

Sauermolke ist besser 

Die Betriebsgröße erforderte eine sehr kompakte 

Biogasanlage, die für einen Durchsatz 

von 1,2 Millionen Liter jährlich ausgelegt 

ist. Im Winterbetrieb fließen nur 1,2 Kubikmeter 

Molke pro Tag durch die Anlage. In 

der produktionsreichen Sommerzeit sind es 

deutlich mehr. Der Fermentationsprozess 

besteht aus drei Prozessphasen: Im 8.000 

Liter fassenden Molketank, der auch als 

Mengenpuffer dient, wird zuerst die Milchsäurebildung 

optimiert. „Wir haben gelernt, 

dass wir die Molke zuerst leicht ansäuern 

müssen“, sagt Bieri, „der Molkeeintrag 

kann damit pH-Wert abhängig gesteuert 

werden“. 

Im nächsten Schritt wird die Sauermolke 

bedarfsgerecht dosiert in die beiden Hauptgärtanks 

(je 10.000 Liter) eingeleitet. Hier 

geschieht die eigentliche Fermentation der 

Molke zu Biogas. Die hydraulische Verweilzeit 

der Käsemilch im Fermenter beträgt 

etwa zehn Tage. Der pH-Wert liegt knapp 

unter 7, die Temperatur beträgt 36 Grad 

Celsius. Im Anschluss gelangt die Gärlösung 

in den Nachgärtank. 

„Dort werden die verbliebenen langkettigen 

organischen Verbindungen aufgeschlossen“, 

erklärt der Ingenieur. Die Nachgärung 

diene vor allem dazu, die organischen Substanzen 

bestmöglich abzubauen. Mit dem 

anfallenden Methangas werde ein Blockheizkraftwerk 

betrieben. Da die Käserei einen 

hohen Bedarf an thermischer Energie 

hat, wandelt es das Biogas zu 70 Prozent in 

thermische Energie um, nur zu 30 Prozent 

wird Strom produziert. 

Bentonit ungeeignet 

„Statt Füllkörperreaktoren verwenden wir 

Flotationsreaktoren“, erklärt Bieri, denn 

Füllkörper könnten mit der Zeit verstopfen. 

Die Reaktionsbehälter enthalten also 

nur das Gärsubstrat. Durch regelmäßiges 

64


praxis 

Umpumpen werden die Biogas-Mikroben in der Schwebe 

gehalten. Der Nachteil: Bei einem hohen Durchfluss können 

die Mikroben ausgeschleust werden. Um dies zu verhindern, 

muss ein Trägermaterial die Bakterien an sich binden. „Um 

den Bakterien eine Besiedlungsfläche zu bieten, die nicht in 

die Reaktion eingreift, gaben wir Bentonit hinzu“, so Bieri. 

Im Vorfeld hatte die Hochschule Offenburg, die das Projekt 

wissenschaftlich begleitet, verschiedene dieser Tonmineralien 

getestet. Die Laborversuche brachten gute Ergebnisse: Der 

Zusatzstoff wirkte positiv auf die Gasentwicklung. Auch in der 

Praxis lief die Pilotanlage mit Bentonit zunächst sehr gut, dann 

traten Probleme auf. Erst das Öffnen der einzelnen Elemente 

brachte die Erkenntnis. 

Bieri erklärt die Hintergründe: „Bei unserem Verfahren wird 

die Molke in den ersten Tank gepumpt, danach fließt die Gärlösung 

passiv durch die Tanks.“ Mittels Überläufen gelangt das 

Gärmedium von einem Behälter zum anderen. Diese Überläufe 

setzten sich zu und auch der Siphon nach dem Nachgärtank 

verstopfte. Es zeigte sich, dass die Strömungsgeschwindigkeit 

des Prozesses für diesen Zusatzstoff zu gering ist, dadurch 

kommt es zu Ablagerungen. „Wenn das Tonmaterial nicht 

ständig in Bewegung gehalten wird, gibt es Verstopfungen“, 

weiß der Ingenieur. Langzeitversuche im Universitätslabor Offenburg 

hätten diesen Verdacht anschließend bestätigt. 

Effizienzsteigerung mit Koksstaub 

Die Grafik zeigt, wie sich die Biogasproduktion in Abhängigkeit 

von den beigefügten Trägerstoffen entwickelte. „Vom 28. Juni 

bis zum 16. Juli führten wir der Anlage nur Bentonit zu“, erklärt 

Bieri. Beim Hauptgärtank (GT1) nahm die Biogasmenge 

ab dem 11. Juli stetig ab. Deshalb gab der Ingenieur ab dem 

17. Juli dem GT1 zusätzlich 200 Kilogramm (kg) Koksstaub 

(C85) hinzu. „Die Gasproduktion ging am Tag danach leicht 

zurück, stieg jedoch in den Folgetagen an und überstieg die 

Gasproduktion des zweiten Hauptgärtanks (GT2), der nur mit 

Bentonit lief“, erklärt Bieri. 

Ab dem 10. August erhielt auch der GT2 Koksstaub. Der Ingenieur 

gab 370 kg C85 hinzu und füllte nochmals 25 kg 

Bentonit nach. „Das war ein fataler Fehler, wie sich später herausstellte“, 

sagt der Experte, denn das zusätzliche Bentonit 

förderte die Verstopfung. Doch zunächst stieg in den Folgetagen 

die Biogasproduktion deutlich an und übertraf die allein 

mit Bentonit erreichten Mengen. 

Am 3. September gab es einen Totalausfall. „Er beruhte auf einer 

Fehlfunktion der Molkepumpen“, erklärt er. Nach der Behebung 

dieses Problems stieg die Biogasproduktion wieder auf 

die Werte der Vortage an. Doch nun bereiteten die Bentonitablagerungen 

in den Leitungssystemen Probleme. Sie waren 

bis dahin unerkannt geblieben. „Die ganzen nachfolgenden 

Wintermonate beschäftigten wir uns mit den Auswirkungen“, 

bedauert der Ingenieur. Danach setzte er als Trägermaterial 

nur noch Koksstaub ein. „Dieser Zusatzstoff bringt gute Ergebnisse 

und die Biogasproduktion ist insgesamt gestiegen“, 

so Bieri. 

Auch die Gasqualität sei hervorragend, der Methangehalt liege 

zwischen 60 und 65 Prozent. Welcher Anteil an Kohlenstaub 

die beste Ausbeute bringt, ist noch unklar. Der Ingenieur 

65 

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Abbildung 1: Tägliche Biogasproduktion in m³ vom 28. Juni bis 1. Oktober 2015 

80.00 

70.00 

60.00 

50.00 

40.00 

30.00 

20.00 

10.00 

0.00 

m 3 Gas m³ TOTAL/Tag Gas m³ GT1/d Gas m³ GT2/d Gas m³ NGT/d 

Abbildung 2: Biogas-BHKW-Betriebsstunden: Januar 2015 bis Oktober 2016 

h 

160 

140 

120 

100 

80 

60 

40 

20 

0 

28.06.15 

30.06.15 

02.07.15 

04.07.15 

06.07.15 

08.07.15 

10.07.15 

12.07.15 

14.07.15 

16.07.15 

18.07.15 

20.07.15 

22.07.15 

24.07.15 

26.07.15 

28.07.15 

30.07.15 

01.08.15 

03.08.15 

05.08.15 

07.08.15 

09.08.15 

11.08.15 

13.08.15 

15.08.15 

17.08.15 

19.08.15 

21.08.15 

23.08.15 

25.08.15 

27.08.15 

29.08.15 

31.08.15 

02.09.15 

04.09.15 

06.09.15 

08.09.15 

10.09.15 

12.09.15 

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18.09.15 

20.09.15 

22.09.15 

24.09.15 

26.09.15 

28.09.15 

30.09.15 

Jan. 

15 

Feb. 

15 

März 

15 

Apr. 

15 

Mai 

15 

Juni 

15 

Juli 

15 

Aug. 

15 

Sep. 

15 

Okt. 

15 

Nov. 

15 

Dez. 

15 

Jan. 

16 

Feb. 

16 

März 

16 

Apr. 

16 

Mai 

16 

Juni 

16 

Juli 

16 

tüftelt noch an der richtigen Zusammensetzung 

und Dosierung. Der Staub muss 

schwer genug sein, damit er absinkt, pumpbar 

sein und keine Ablagerungen bilden. 

Es hat sich auch gezeigt, dass sich durch 

die gröbere Körnung des Kohlenpulvers der 

Prozess veränderte. „Wir mussten die Art, 

wie die Gärlösung umgesetzt wird, anpassen, 

was uns weiteres Lehrgeld kostete“, 

berichtet Bieri. 

Fazit: Im Oktober 2014 ging die Anlage in 

Betrieb. Nachdem Bentonit als Trägermaterial 

viele Nachteile hatte, wurde ab Juni 

2015 Koksstaub beigefügt. Nach der Umstellung 

und dem stetigen Ausspülen von 

Bentonit erhöhten sich die Betriebsstunden 

des BHKW. 

„Das Projekt hat sich trotz mancher Rückschläge 

schon allein wegen der Energieund 

Kosteneinsparungen gelohnt“, sagt 

Bieri. So wurden in der Zeit bis Mai 2016 

rund 365 Kubikmeter Molke verwertet und 

9.100 Kubikmeter Methan produziert. 

Dies entspricht einer Energiemenge von 

Grafiken: Markus Bieri 

Aug. 

16 

Sep. 

16 

Okt. 

16 

90.800 Kilowattstunden 

und einer CO 2 

-Einsparung 

von 14,6 Tonnen. Ziel ist, 

dass die Anlage bei höchster 

Auslastung nach Abzug 

des Eigenbedarfs einen 

jährlichen Ertrag von mindestens 

131.800 Kilowattstunden 

an Wärmeenergie 

und 58.000 Kilowattstunden 

an Strom bringt. Damit 

wären rund 45 Prozent des 

Gesamt energiebedarfs der 

Käserei abgedeckt. 

Zudem werden die hochwertigen 

Gärreste von Landwirten 

abgeholt, die damit ihre 

Felder düngen, und der biologische 

Sauerstoffbedarf 

der Restlösung verringert 

sich durch die Vergärung 

deutlich. Sie darf problemlos 

in die Kläranlage eingeleitet 

werden. „Auch hier 

werden Kosten und Energie 

gespart“, fügt Bieri hinzu. 

Vor allem sei die Anlage ein 

sehr gutes Studienobjekt. 

„Wir haben viele Erfahrungen 

gewonnen, die wir bei 

weiteren Projekten nutzen 

können“, so Bieri. Deshalb 

schätzt er das Wissen 

hoch ein, das er über die 

Vergärung von organischen 

Flüssigabfällen sammeln 

konnte. Auch sei es gelungen, 

den innerbetrieblichen 

Stoffkreislauf zu schließen. 

„Die Molke muss nun nicht 

mehr als Abfall entsorgt werden“, 

die Klärgebühren würden 

eingespart und Energie 

gewonnen. Auf jeden Fall ist 

die Käserei mit der eigenen 

Molke-Biogasanlage dem Ziel, erste Null- 

Energie-Käserei Deutschlands zu werden 

ein gutes Stück näher gerückt. 

Autorin 

Dipl.-Ing. · Dipl.-Journ. Martina Bräsel 

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Mexiko 

Feigenkaktus liefert Biogas 

Biogasanlage der Kooperative Comite Estatal 

Sistema Producto Nopal. Die Gärbehälter sind mit 

schwarzer Folie ummantelt. Zur Verschönerung 

wurden Feigenkakteen außen herum gepflanzt. 

Das Potenzial für Bioenergie in Mexiko ist groß. Das Land 

will bis 2024 einen Anteil von 35 Prozent Erneuerbarer am 

Energiemix erreichen. Derzeit sind es gut 18 Prozent, wovon 

den größten Teil Wasser- und Windkraft stellen. Energie aus 

Biomasse spielt mit 0,3 Prozent noch kaum eine Rolle. Der 

Anteil soll aber innerhalb dieses Zeitraumes auf immerhin 

3 Prozent steigen. Eine Einspeisevergütung für Strom aus 

Erneuerbaren Energien gibt es nicht. 

Von Klaus Sieg 

Mexiko-Stadt 

Karge Berge, vertrocknete Büsche, Gestrüpp 

und gelbes Gras vor bizarren Felsformationen. 

Mehr Mexiko geht nicht. Ist es da noch 

verwunderlich, dass Juan Manuel Castañeda 

Muñoz und die anderen Mitglieder seiner 

Kooperative ihre Biogasanlage mit Kakteen betreiben? 

„Kaktus wächst sehr schnell.“ Der Farmer zeigt über 

die Plantage der Kooperative bei Cavillo im Bundesstaat 

Aguascalientes. 

Wie eine Armee stehen die kniehohen Nopal – zu 

deutsch Feigenkaktus – in Reih und Glied. Zwischen 

den Reihen warten Holzkisten auf ihre Befüllung. Um 

die fünfzig Arbeiter verdienen hier mit Ernte und Pflege 

ihren Lebensunterhalt. „Seit wir die Biogasanlage betreiben, 

beschäftigen wir zwölf Arbeiter mehr“, erklärt 

Castañeda. Das ist wichtig in einer Region, aus der viele 

Menschen auf der Suche nach Arbeit in die USA auswandern 

– solange es noch geht. 

Juan Manuel Castañeda Muñoz ist Mitglied des Comite 

Estatal Sistema Producto Nopal. Die 50 Farmer der Kooperative 

haben auf insgesamt 560 Hektar Nopal angebaut. 

Für die Biogasanlage wächst Feigenkaktus auf 

einer Fläche von 70 Hektar. Im Prinzip. Der schmackhafte 

und gesunde Kaktus wird in Mexiko als Gemüse 

geschätzt. Doch die Preise schwanken sehr. „Zwischen 

November und Februar sind die Preise sehr hoch, dann 

läuft die Anlage nur mit einem Drittel Auslastung, weil 

wir die Kakteen lieber verkaufen.“ 

Kakteen lassen sich 20 Jahre lang nutzen 

In dieser Jahreszeit produzieren die anderen Regionen 

Mexikos nicht so viel Kakteen. Hier, im mittleren Norden 

Mexikos, wächst die genügsame Pflanze jedoch das 

ganze Jahr gut. Also lohnt es sich eher in den Monaten 

mit großem, landesweitem Angebot, die Kakteen der 

Plantage zu vergären. Bis zu zwanzig Jahre kann man 

68


International 

eine Kaktuspflanze beernten. Als Lebensmittel 

wachsen die Blätter um die 

30 Tage, als Energiepflanze bis zu vier 

Monate. „Aber nicht länger, sonst sinkt 

der Methanertrag.“ Castañeda bricht 

ein hellgrünes Blatt von einer Pflanze. 

Die Stachel sind entgegen der Erwartung 

weich, später fallen sie sogar ganz 

heraus. 

Der Methanertrag des Feigenkaktus 

beträgt 860 Kubikmeter pro Tonne Trockenmasse, 

was 10 Tonnen Frischmasse 

entspricht. Damit ist der stachelige 

Geselle in Bezug auf sein Gewicht nicht 

besonders ertragreich. In Anbetracht 

der Hektarerträge aber schon. „Wir ernten 

in drei Ernten insgesamt 600 Tonnen 

Frischmasse pro Jahr und Hektar.“ 

Zudem hat Kaktus in der Biogasanlage 

mit 16 Stunden eine sehr kurze Verweildauer. 

Ein Blick auf die Anlage in der Nähe 

der Plantage aber verdeutlicht: Für 

ihren Betrieb muss einiges an Masse 

bewegt werden. Die Kakteenblätter 

werden zerkleinert und kommen ohne 

die Zugabe von Wasser in die Fermenter. 

Beigemischt wird lediglich 1 Prozent 

Kuhdung. Der Nopal gärt in vier 

jeweils 1.000 Kubikmeter großen Behältern. 

Die 4 Meter hohen Behälter 

sind lediglich aus Folie, Eisengittern, 

etwas Beton sowie Steinen und Erde 

gebaut. „Alle Bauteile gibt es lokal zu 

kaufen, die Arbeiten konnte ein mexikanisches 

Unternehmen ausführen“, 

erklärt Miguel Angel Perales de la Cruz, 

der Konzept, Finanzierung und Konstruktion 

der Anlage für die Kooperative 

geplant hat. Geheizt werden diese Zwitter 

aus einer Lagune und einem Reaktor 

allerdings nicht. 

„Wenn wir voll produzieren, liegt hier 

alles voller Kaktusblätter“, so Perales 

weiter. Die Hoffläche vor der Anlage ist 

zwei bis drei Fußballfelder groß. Und 

sie strahlt komplett in hellem Beton, 

was auf den Projektpartner Cruz Azul verweist. Der 

große mexikanische Betonhersteller nimmt die über 

7 Millionen Kilowattstunden Elektrizität ab, die der 

ein Megawatt große Generator von Caterpillar pro Jahr 

erzeugt. Cruz Azul hat auch weit über die Hälfte der 

Investitionskosten von umgerechnet 2 Millionen Euro 

übernommen. 

Der andere Teil stammt von dem mexikanischen Nationalrat 

der Wissenschaft und Technologie (CONACYT). 

Platz für eine Erweiterung ist vorgesehen, wird aber 

Fotos: Martin Egbert 

Juan Manuel Castaneda Munoz, Mitglied des Comite Estatal Sistema Producto Nopal. 

Für die Biogasanlage wächst der Feigenkaktus auf 70 Hektar. 

Kakteenblätter dienen als Gärsubstrat für die Biogasanlage der Kooperative Comite 

Estatal Sistema Producto Nopal. Ein kleiner Radlader schiebt die Blätter in den 

Annahmebehälter. 

wohl so schnell nicht umgesetzt. Dass die Anlage schon 

in ihrer jetzigen Größe nicht auf voller Last läuft, liegt 

auch daran, dass der staatliche Versorger und Netzbetreiber 

Comisión Federal de Electricidad (CFE) eine 

Einspeisung nur zu bestimmten Zeiten zulässt, um das 

Netz nicht zu überlasten. 

Lange Genehmigungsphasen 

Zwar hat die mexikanische Regierung mit einer Energiereform 

das Monopol der CFE aufgelöst. In vielen 

69

International 


Die festen Bestandteile 

der Gärreste sollen in 

der Automobilindustrie 

für die Füllung von 

Autositzen verwendet 

werden. 

Angelegenheiten aber agiert diese nach wie vor zäh. 

Zwischen der Genehmigung zur Produktion von Strom 

und der für die Einspeisung vergingen im Fall der Nopal-Biogasanlage 

zum Beispiel zwei Jahre. Die Gestehungskosten 

für den Strom aus Kakteen belaufen sich 

auf umgerechnet knapp 4 Eurocent pro Kilowattstunde. 

Cruz Azul zahlt der Kooperative mehr als das Doppelte. 

Der Staat fördert lediglich sogenannte saubere 

Energien über Investitionsanreize, Förderprogramme 

und ab Januar 2018 mit Clean Energy Certificates. Zu 

diesen sauberen Energien zählen aber auch moderne 

Gas- und Atomkraftwerke. 

Die Vereinbarung mit Cruz Azul ist für die Kaktusfarmer 

deshalb ein guter Deal, zumindest in Zeiten hohen 

Angebotes an Nopal. Vor allem aber soll die Anlage, die 

seit September 2015 Strom liefert, mit der Erzeugung 

von Fest- und Flüssigdünger Geld verdienen. Der wird 

in einer eigens dafür gebauten Halle produziert. Laboruntersuchungen 

und Feldversuche bescheinigen ihm 

eine gute Wirkung. Was allerdings fehlt, ist ein Absatzmarkt 

für den Biodünger. So landet er bislang großteils 

auf den eigenen Plantagen der Kooperative. 

Düngerproduktion und der Eigenverbrauch der Energie 

stehen auch im Mittelpunkt des Anlagenkonzeptes 

von Sistema Biobolsa. „Mit den Reststoffen aus ihrer 

Biogasanlage düngt diese Milchfarm 80 Prozent ihrer 

Flächen.“ Alex Eaton zeigt über die sieben Lagunen, 

deren von der Sonne ausgeblichene Folien sich unter 

dem Druck des Methans aufblähen. Alte Autoreifen 

liegen auf der Folie, um den Druck der 280 Kubikmeter 

großen Anlage der Rancho Sinai bei Zumpango de 

Ocampo, nordöstlich von Mexico City, zu regulieren. 

Der US-Amerikaner Eaton hat Sistema Biobolsa vor 

sieben Jahren gegründet. Er läuft auf eine der Folien 

und fängt an zu wippen. Ein Glucksen in der Lagune 

verrät, dass dort ausschließlich Flüssigkeit gärt, dank 

eines Separators, der die Feststoffe heraustrennt. 

Kleinen Anlagen fehlt es an Wartung 

Konstruiert hat Eatons Team diesen aus einem auf dem 

lokalen Markt erhältlichen Motor. Die Gesamtkosten 

der Anlage belaufen sich so auf nur rund umgerechnet 

15.000 Euro. Zwei Drittel der Kosten hat Sistema Biobolsa 

als zinslosen Kredit gewährt. Ein gutes Drittel hat 

das Agrarministerium zugeschossen. Es gibt Budgets 

für derartige Investitionshilfen. Nicht immer werden 

diese allerdings sinnvoll eingesetzt, bemängeln Experten, 

zu häufig herrsche dabei das Prinzip Gießkanne. 

Viele Kleinbiogasanlagen sollen nicht funktionieren, 

unter anderem weil die Hersteller keine nachhaltige 

Wartung bieten. 

Nicht so Sistema Biobolsa. Als Kreditgeber hat das 

Unternehmen ein Interesse daran, dass die Anlagen 

dauerhaft Methan produzieren. Davon profitieren natürlich 

auch die Betreiber. „Die Investition hat die 

Farm schnell wieder drin“, erklärt Alex Eaton. Und 

somit kann sie auch den Kredit abbezahlen. Alleine 

für Industriedünger müsste die Rancho Sinai pro Jahr 

und Hektar fast 290 Euro ausgeben. Ein bedeutender 

Posten, denn sie baut auf 100 Hektar das Futter für 

ihre 250 Kühe an. Hinzu kommen Einsparungen von 

Energiekosten von fast 3.000 Euro pro Jahr. 

Mit Biogas heizt die Farm nicht nur das Warmwasser 

zur Reinigung der Melkgerätschaften, sondern treibt 

auch den Motor der Melkmaschine an. Sistema Biobolsa 

hat einen Honda-Diesel-Motor so modifiziert, dass er 

mit Methan läuft. Über einen Keilriemen treibt dieser 

die Melkmaschine an. Der Keilriemen kann aber auch 

70


International 

Miguel Angel Perales De la Cruz, der Konzept, 

Finanzierung und Konstruktion der Anlage für die 

Kooperative geplant hat. 

Alex Eaton, der US-Amerikaner hat Sistema Biobolsa 

vor sieben Jahren gegründet. 

Violeta Bravo de Sepúlveda stammt aus Mexiko. 

Sie arbeitet für ein Projekt der TU Cottbus-Senftenberg 

und des Zentrums für Forschung und technologische 

Entwicklung der Elektrochemie (CIDETEQ) 

im mexikanischen Querétaro. 

auf einen Dieselmotor umgelegt werden, falls nicht genug 

Biogas in der Lagune entsteht oder der Gasmotor 

aus einem anderen Grund nicht funktioniert. 

Alex Eaton hatte Sistema Biobolsa zunächst als kleine 

NGO gestartet und dann in ein Unternehmen mit Sitz 

in Mexiko City umgewandelt. Heute beschäftigt Sistema 

Biobolsa 45 Mitarbeiter. Es gibt kleine Ableger in 

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71

International 


Umspannwerk in 

Cavillo im Bundesstaat 

Aquascalientes. 

„Lagunen sind preisgünstig, aber auch eine 

Black Box, die kaum zu kontrollieren ist“ 

Violeta Bravo de Sepúlveda 

en. In Mexiko hat Sistema Biobolsa schon über 3.000 

Anlagen installiert. Die Größen reichen von 4 bis 280 

Kubikmeter. Als Module lassen sie sich kombinieren. 

Der überwiegende Teil sind kleine Haushaltsanlagen, 

mit denen Familien kochen. 

Kleine Farmer leiden auch in Mexiko besonders unter 

niedrigen Milchpreisen. Schon die Einsparungen von 

umgerechnet 30 Euro für Erdgas 

im Monat sind eine große Hilfe. 

Zudem können kleine Farmer mit 

Biogas ihre Milch kostengünstig 

pasteurisieren und so besser direkt 

vermarkten. Etwa einhundert größere 

Anlagen hat Sistema Biobolsa 

gebaut. In ihnen wird das Methan 

genutzt zum Heizen der Verschläge 

von Ferkeln, in Käsereien oder für 

den Antrieb von Melkmaschinen 

wie auf der Rancho Sinai. 

Dort löst sich der Frühnebel langsam auf, der über die 

Wiesen wabert. Man könnte sich fast in Schleswig- 

Holstein wähnen. Knapp 2.300 Meter liegt die Region 

um Zumpango de Ocampo hoch. Das sorgt nachts für 

niedrige Temperaturen. Der Methanertrag der Anlage 

schwankt deshalb zwischen 60 und 100 Kubikmeter 

pro Tag, je nach Jahreszeit und Wetter. „Lagunen sind 

preisgünstig, aber auch eine Black Box, die kaum zu 

kontrollieren ist“, sagt Violeta Bravo de Sepúlveda. 

„Viele funktionieren gar nicht oder schlecht und holen 

nicht das vorhandene Potenzial an Methan aus den 

Substraten“, so die Wissenschaftlerin weiter. 

Violeta Bravo de Sepúlveda stammt aus Mexiko, hat in 

Deutschland studiert und arbeitet für ein Projekt der 

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Brandenburgischen Technischen Universität Cottbus- 

Senftenberg und des Zentrums für Forschung und technologische 

Entwicklung der Elektrochemie (CIDETEQ) 

im mexikanischen Querétaro, einem bedeutenden Industriestandort 

im gleichnamigen Bundesstaat. 

Mit dem Geflügelproduzenten Pilgrims Pride hat sie 

zum Beispiel eine Pilotanlage zur Behandlung der Abwässer 

betrieben. Pilgrims Pride verarbeitet 300.000 

Hühner pro Tag. Dabei fallen 2.000 Kubikmeter Abwasser 

an, das reich an Fett und Blut ist. Das Unternehmen 

vergärt diese seit zwölf Jahren in Lagunen mit 

einem Volumen von insgesamt 46.000 Kubikmetern. 

Sie produzieren 6.000 Kubikmeter Methan pro Tag. 

Das reicht für ein Drittel der benötigten Prozesswärme 

des Lebensmittelbetriebes, die insgesamt fünf Dampfmaschinen 

produzieren. Für mehr aber auch nicht, da 

bereits alle Abwässer genutzt werden. „Sie bräuchten 

eine effizientere Biogasanlage.“ 

280 Kubikmeter 

große Biogasanlage 

der Rancho Sinai bei 

Zumpango de Ocampo, 

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73

International 


Der Honda Diesel-Motor ist so modifiziert, dass er mit Methan betrieben werden kann. Über den 

Keilriemen treibt er die Melkmaschine auf der Farm Rancho Sinai an. 

Kuhdung-Sammelplatz in der Nähe der Stadt Queretaro. Lkw sammeln den 

Dung von Rinderfarmen in der Umgebung ein. Zurzeit wird er nicht energetisch 

genutzt, sondern in Avocadoplantagen ausgebracht. 

Gemüseanbau in 

Gewächshäusern – 

der Agropark in 

Queretaro. 

Wissenstransfer aus Cottbus 

Violeta Bravo de Sepúlveda hat auf dem Firmengelände 

deshalb einen 10 Kubikmeter großen Pilotreaktor in 

den realen Anlagenbetrieb integriert und erforscht. Das 

dabei angewandte Anaerobic-Sequencing-Batch-Verfahren 

(ASBR) bietet im Vergleich zu konventionellen 

Biogasverfahren eine erhebliche Einsparung im Eigenenergieverbrauch 

sowie eine stoffgruppenspezifische 

Verweilzeit im Fermenter, die zu einer deutlich höheren 

Ausbeute führt. Eine ähnliche Anlage für Schlachtabfälle 

war bereits an der BTU Cottbus erprobt worden. 

„Wir konnten zeigen, dass Pilgrims Pride seinen gesamten 

Wärmebedarf mit einer solchen Anlage decken 

könnte“, erklärt die Wissenschaftlerin. Das Unternehmen 

plant nun in diese Richtung, nicht zuletzt auch, 

weil es wahrscheinlich nur so kommende Umweltauflagen 

erfüllen können wird. Einen genauen Zeit- und 

Finanzierungsplan aber gibt es noch nicht. 

Violeta Bravo de Sepúlveda arbeitet schon am nächsten 

Projekt. Mit dem Futtermittelhersteller La Perla soll 

eine Biogasanlage entstehen, die mit über 100 Millionen 

Kilowattstunden pro Jahr mehr als den gesamten 

Wärmebedarf des Unternehmens abdeckt. Dafür sollen 

185.000 Tonnen Gülle, fast 4.000 Tonnen Gemüseabfälle 

aus Treibhäusern sowie große Mengen Altfett 

als auch Molke vergoren werden. So sollen besonders 

klimarelevante Methanemissionen um 5.300 Tonnen 

pro Jahr reduziert werden. 

74


International 

Klärbecken der Biogasanlage des Geflügelproduzenten Pilgrims Pride. 

Das Projekt forscht unter anderem an der Entwicklung einer geeigneten 

Logistik für den Transport der Substrate sowie den technischen 

Herausforderungen ihrer gemeinsamen Vergärung. Dafür 

läuft im Labor des Institutes seit Januar 2017 eine Biogas-Testanlage. 

„Altfett bringt viermal so viel Methan wie Dung“, weiß Violeta 

Bravo de Sepúlveda schon jetzt. 

Eine Fahrt rund um die Stadt Querétaro zeigt eindrucksvoll die 

Potenziale der Region: In der Sonne glitzert ein Meer aus Gewächshäusern 

des Agroparks. Hier wachsen Tomaten und Paprika für das 

ganze Land. Nicht weit entfernt erscheint der legendäre Monolith 

Peña de Bernal am Horizont. Jedes Jahr am 21. März versammeln 

sich an dem Felsen Scharen von Esoterikern, um seine Energie zu 

empfangen. Doch die wahren Energieberge erheben sich davor: 

auf dem Dung-Sammelplatz. 

Steigende Lebensmittelproduktion und wachsende 

Abfallberge 

Lange Trucks kippen ihre Ladung ab, die sie in den Rinderfarmen 

der Umgebung eingesammelt haben. Radlader schieben und 

schichten die braune Masse zu haushohen Haufen. Hier, in der 

Gemeinde Ezequiel Montes, wird der Großteil des in Mexiko konsumierten 

Rindfleisches gezüchtet. Der gesammelte Dung geht zurzeit 

noch unbehandelt als Dünger auf Avocadoplantagen. Mexikos 

Landwirtschaft wächst. Und mit ihr das Aufkommen an Dung und 

organischen Abfällen. Bereits jetzt gibt es zum Beispiel 5 Millionen 

Bauernhöfe mit etwa 18 Millionen Schweinen. Es wächst auch 

die Lebensmittelproduktion sowie das Aufkommen an Abwässern 

und Siedlungsabfällen. Jede Sekunde fallen in Mexiko 82.000 

Liter Abwasser an. Und täglich 100.000 Tonnen Hausmüll. 

Die mexikanische Regierung hat sich selbst verpflichtet, die Treibhausgasemissionen 

des Landes bezogen auf das Emissionsniveau 

im Jahr 2000 bis 2020 um 30 Prozent und bis 2050 um 50 Prozent 

zu reduzieren. Und da kommt die energetische Nutzung von 

Methan ins Spiel, nicht zuletzt auch wegen des drastischen Preisverfalls 

von CO 2 

-Zertifikaten. „Eigentlich sollte dieses Projekt über 

den CO 2 

-Zertifikathandel Geld verdienen.“ Rodolfo Montelongo 

75 

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International 


Biogasanlage der 

Kooperative Comite 

Estatal Sistema 

Producto Nopal. 

zeigt auf drei dicke schwarze Rohre zum kontrollierten 

Abfackeln von Methan, die über der Abfalldeponie 

von San Nicolas im Bundesstaat Aguascalientes in den 

blauen Himmel ragen. Installiert wurden diese 1998. 

Zehn Jahre später beschloss sein Arbeitgeber, das britische 

Unternehmen Ylem Energy, noch einmal über 5 

Millionen US-Dollar in die Hand zu nehmen und das 

Methan zur Erzeugung von Elektrizität zu nutzen. 

Deponiegasstrom für Nissan 

Seit Dezember 2011 speisen zwei Generatoren von 

Caterpillar mit einer Leistung von insgesamt 2,4 Megawatt 

Strom ins Netz. Abgefackelt wird das Methan 

aus der Deponie nur noch, wenn die Generatoren ausfallen. 

Der Stromverkauf stellt 100 Prozent der Einnahmen 

der Anlage. Abnehmer für 

die 10 Gigawattstunden im Jahr ist 

der japanische Autohersteller Nissan, 

der seine Produktion für Mexiko im 

Gewerbegebiet der Stadt Aguascalientes 

betreibt. Wie viel Nissan für die 

Kilowattstunde bezahlt, darf Rodolfo 

Montelongo nicht verraten. Nur so 

viel, dass der Preis unter dem Tarif für 

Industriebetriebe des Hauptversorgers 

liegt, also unter rund 5 Eurocent 

für die Kilowattstunde. 

„Das ist eine Herausforderung für 

uns“, sagt Montelongo beim Rundgang 

über die Deponie. Auf dem 

offenen Teil kippen Mülllaster ihre 

Ladung aus. Per Hand suchen Sammler 

Verwertbares heraus. Schwarze 

Kunststoffrohre schlängeln sich über 

den ausgetrockneten Boden der geschlossenen Deponie. 

250 Gasquellen wurden bisher in den Müllberg 

gelegt oder gebohrt. „Wir jagen ständig dem Methan 

hinterher“, erklärt der technische Leiter José Luis Valadez 

Bustos. 

Verschiedene Materialien im Abfall, die Auswaschung 

organischer Anteile durch Regen und schwankende 

Temperaturen sorgen für ein unstetes Aufkommen. 

Hinzu kommen nicht reparierte Risse, durch die Sauerstoff 

eindringt, oder die zu späte Abdichtung einzelner 

Abschnitte der Deponie. Vom Müllaufkommen und der 

Leistung der Anlage her könnten in San Nicolas bis zu 

19 Gigawattstunden Strom pro Jahr erzeugt werden. 

Die würde Nissan auch abnehmen. Nur kann dieses 

Potenzial bislang noch nicht gewonnen werden. 

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International 

Müllabfuhr in Mexiko City. 

Müllsammler durchsuchen den Abfall nach Verwertbarem. 

Acht Deponiegasanlagen in Betrieb 

Auf acht Deponien in Mexiko wird bislang das Methan 

für die Stromproduktion genutzt. Mit einer installierten 

Leistung von 17 Megawatt befindet sich die größte 

in Monterrey. Ab 500 Tonnen Tagesaufkommen lohnt 

sich eine Deponiegasanlage. Da der Trend in Mexiko hin 

zu größeren Deponien geht, werden sicher noch mehr 

entstehen. Ylem Energy baut zurzeit an zwei neuen Deponiegas-Anlagen. 

Aber wäre es nicht besser, mit Biogasanlagen 

zu arbeiten? Rodolfo Montelongo schüttelt 

den Kopf. „Das wäre zwar effizient und kostengünstig, 

doch es gibt keine wirklich funktionierende Mülltrennung 

in Mexiko.“ 

Auch Alvaro Zurita und Esteban Salinas von dem Projekt 

„Energetische Nutzung von städtischen Abfällen“ der 

Gesellschaft für internationale Zusammenarbeit (GIZ) 

bestätigen, dass vor allem die fehlende Trennung bei 

der Nutzung organischer Abfälle eine zu überwindende 

Hürde darstellt. Wegen ungenügend oder ungeeignet 

aufbereiteter Abfälle hat auch die bislang einzige Biogasanlage 

an einer Deponie technische Probleme. Finanziert 

hat die Anlage in Atlacumulco im Bundesstaat 

Mexiko das mexikanische Umweltministerium. 

Die Abfallentsorgung Mexikos wird in vielen Kommunen 

von einem unübersichtlichen Geflecht aus öffentlichen 

und privaten Akteuren organisiert. Die Müllwagen und 

ihre Fahrer stellen die Kommunen. Die Besatzungen 

der Wagen sind private Selbstständige, die nebenbei 

den recycelbaren Abfall aussortieren und verkaufen. 

Ihre Jobs sind begehrt und werden unter der Hand von 

den Fahrern vergeben. Die wiederum sind in starken 

Gewerkschaften organisiert. 

Von recycelbaren Stoffen leben auch viele Sammler, 

die auf eigene Faust mit einem Sack auf dem Rücken 

Haushalte und Betriebe abklappern. Ein Blick auf die 

erstaunlich sauberen Straßen Mexico Citys zeigt, dass 

das System irgendwie funktioniert. Nur ist es derart von 

partikularen Interessen geprägt, dass sich schwer etwas 

verändern lässt. Zudem verhindern sehr niedrige Deponiegebühren 

Investitionen vonseiten der Betreiber. 

77

International 


Eine von 250 Gasquellen auf der Deponie 

von San Niclas. 

José Luis Valadez Bastos, technischer Leiter der 

Deponiegasanlage von San Nicolas im Bundesstaat 

Aguascalientes. 

Das Deponiegas wird über ein Rohrleitungsnetz erfasst 

und über eine Gassammelstelle dem Generator 

zugeführt. 

Generator-Container 

von Ylem Energy 

mit zwei Caterpillar 

Generatoren, die eine 

Leistung von insgesamt 

2,4 Megawatt Strom ins 

Netz speisen. 

In Xalapa um das Abfallmanagement 

kümmern 

In Zusammenarbeit mit dem Energie- als auch dem 

Umweltministerium versucht die GIZ auf verschiedenen 

Ebenen die energetische Nutzung von Abfällen voranzubringen. 

Zum Beispiel beraten Zurita und Salinas 

gerade ein Projekt in Xalapa im Bundesstaat Veracruz, 

wo die Interamerikanische Entwicklungsbank eine Abfallvergärungsanlage 

an einer Deponie finanziert. „Da 

müssen wir uns vor allem mit dem Abfallmanagement 

beschäftigen“, weiß Esteban Salinas. 

Vieles ist im Fluss in Mexiko, manches in die richtige 

Richtung. Die Ausgestaltung der Energiereform zum 

Beispiel, verschiedene Umweltauflagen sowie ein nationaler 

Handel mit CO 2 

-Zertifikaten, der sich zurzeit 

noch in der Pilotphase befindet. Manche Großprojekte 

tauchen regelmäßig immer wieder in den Medien auf, 

ohne wirklich voranzukommen. Wie zum Beispiel die 

Nutzung des Deponiegases von Bordo Poniente, der 

2012 geschlossenen, einst größten Abfalldeponie der 

Welt, für den neuen Flughafen von Mexiko Stadt. Oder 

der Bau der weltgrößten Biogasanlage am Großmarkt 

der Megametropole für täglich 2.000 Tonnen organische 

Abfälle. 

Eugenia Kolb von der Deutsch-Mexikanischen Industrie- 

und Handelskammer (AHK Mexiko) sieht trotzdem 

gute Chancen für Unternehmen aus Deutschland auf 

dem Markt für Bioenergie in Mexiko. Die AHK Mexiko 

bietet deshalb regelmäßig Informationsveranstaltungen 

und -reisen für Akteure der Branche an. Als 

nächstes kommen mexikanische Experten vom 13. bis 

zum 17. März nach Deutschland. Nähere Informationen 

gibt es unter: http://mexiko.ahk.de/events/aktuell/ 

inforeise-abfallnutzung-und-bioenergie-2017/ 

Autor 

Klaus Sieg 


Rothestr. 66 · 22765 Hamburg 

Tel. 040/380 89 359 16 

E-Mail: klaus@siegtext.de 

www.siegtext.de 

78


International 

KVP-Projekt: Tagebuch Indien 

In Indien läuft alles ein bisschen anders. Und hinterlässt 

dabei nicht selten ein Gefühl von Erstaunen 

bei uns Europäern. Das durfte ich gleich am 

Anfang meines ersten Aufenthalts im vergangenen 

Jahr erleben. Die Indian Biogas Association 

(IBA) war gerade erst in ihre neuen Räumlichkeiten 

umgezogen. Während bei uns zu einer Büroeinweihung 

Sekt und (im Glücksfall) Häppchen Usus sind – 

nach den manchmal etwas zu langen Reden –, findet 

in Indien eine sogenannte „Puja“ statt, ein hinduistisches 

Ritual. 

Dazu wird ein Priester ins Haus bestellt, der erstmal 

relativ lange die notwendigen Utensilien – diverse 

Schüsseln und Schalen mit Obst, Süßigkeiten, Blumen 

und Ölen – auf dem Boden auf Decken aufbaut. 

Jeder Teilnehmer bekommt einen roten Segenspunkt 

auf die Stirn, bestehend aus roter Farbe und Reiskörnern 

(die dann nach und nach wieder abbröckeln). Der 

Priester stimmt einen monotonen Gesang an und die 

Teilnehmer legen immer wieder nach Aufforderung Blumen 

oder Süßigkeiten in eine Schüssel, bis diese ganz 

gefüllt ist. Zum Abschluss bekommt jeder einen roten 

Faden um das Handgelenk gebunden, eine Art Glücksund 

Segensbringer. Im Anschluss gibt es, ähnlich wie 

bei uns, noch einen Happen zu essen. So begann für 

mich mehr oder weniger das KVP-Projekt Indien. 

Die Kammer- und Verbandspartnerschaft (KVP) zwischen 

dem Fachverband Biogas und der IBA startete 

bereits im Dezember 2015. Das auf drei Jahre angelegte 

Projekt, das vom Bundesministerium für wirtschaftliche 

Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ) 

finanziert und von sequa gesteuert wird, hat zum Ziel, 

durch die Unterstützung des Privatsektors einen Beitrag 

zur nachhaltigen Wirtschaftsentwicklung in den 

Partnerländern des BMZ zu leisten. Der Fokus liegt 

dabei auf der Organisationsentwicklung von Kammern 

und Verbänden, dem Aufbau sowie der Entwicklung von 

Dienstleistungsangeboten für Unternehmen, Interessenvertretung 

und Politikdialog sowie CSR. 

Seit der Büroeinweihung ist nun fast ein Jahr vergangen. 

Inzwischen haben wir ein kleines Team vor Ort 

aufgebaut und erste Maßnahmen des KVP-Projekts 

umgesetzt. Für das kommende Jahr sind vor allem 

Trainingsmaßnahmen geplant, Teilnahmen an nationalen 

und internationalen Events sowie vor allem die 

Fortführung der in 2016 bereits eingeleiteten aktiven 

Zusammenarbeit mit dem zuständigen Ministry of New 

and Renewable Energy. Und vielleicht noch die eine 

oder andere weitere Zeremonie, um die Götter und das 

Universum weiterhin positiv zu stimmen. 

Autorin 

Antje Kramer 

Projektmanagerin KVP Indien 


Angerbrunnenstr. 12 

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79

Aus der 

Verbandsarbeit 

Bericht aus der Geschäftsstelle 

Start ins 

Superwahljahr 

2017 

Das Jahr 2017 ist ein Jahr mit zahlreichen wichtigen 

Wahlen: Nicht nur der Bundestag wird im September 

gewählt, sondern auch die Landtage in drei Bundesländern. 

Im März wird im Saarland gewählt und im 

Mai folgen Schleswig-Holstein und Nordrhein-Westfalen. 

Neben den Bundestags- und Landtagswahlen 

wird auch im Fachverband gewählt. 

Von Dr. Stefan Rauh und 


In der Amtszeit der kommenden Regierung werden die entscheidenden 

Weichen für die Weiterentwicklung der Erneuerbaren-Energien- 

und der Biogasbranche gestellt. Hier 

entscheidet sich, ob die Rahmenbedingungen so gestaltet 

werden, dass eine wirtschaftliche Biogaserzeugung weiter 

möglich ist und Biogas weiter seinen Beitrag zur Energiewende 

leisten kann. Aus diesem Grund ist das Referat Politik in Sachen 

„Wahlkampagne“ mit den anderen befreundeten Verbänden in 

enger Abstimmung. 

Derzeit zeichnet sich wohl ab, dass das Thema Energie nicht im 

besonderen Fokus des Wahlkampfes stehen soll, hier ist eher 

mit der Flüchtlingskrise sowie dem Fortgang der EU zu rechnen. 

Nichtsdestotrotz ist es unser Ziel, die Bioenergie entsprechend in 

den Wahlprogrammen sowie dem Koalitionsvertrag zu platzieren. 

Ein Bekenntnis zur Rolle von Biogas als wesentlicher Mosaikstein 

der Energiewende wäre ein wichtiges Statement für die künftige 

Arbeit in den Ministerien, wie auch immer diese besetzt werden. 

Bei vielen Entscheidungen spielen der Bundesrat und damit 

auch die Länder eine wichtige Rolle – gerade bei Verordnungen. 

Deshalb ist es genauso wichtig, sich im Landtagswahlkampf ein- 

80

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

zubringen. Dies wird an vorderster Front von den Regionalreferenten 

der jeweiligen Bundesländer übernommen. 

Wichtig ist dabei die tatkräftige Unterstützung 

der Mitglieder vor Ort. 

Erste Wahlen im FvB durchgeführt 

Im Dezember 2017 wählt im Rahmen der Biogas Convention 

die Mitgliederversammlung das Präsidium. Laut 

Satzung müssen davor die Gremien des FvB ebenfalls 

neu gewählt werden. Das bedeutet, dass die Sprecher 

der Arbeitskreise neu gewählt werden genauso wie die 

Regionalgruppensprecher sowie die Vertreter des Betreiberbeirates 

beziehungsweise des Firmenbeirates. 

Einige Wahlen wurden bereits erfolgreich durchgeführt. 

Unter anderem wurde im Januar in Süd-Württemberg, 

Schleswig-Holstein und Mecklenburg-Vorpommern 

gewählt. Weitere Wahlen folgen in den kommenden 

Wochen und Monaten. In einigen Regionen wird mit 

den anstehenden Wahlen ein Generationswechsel eingeläutet. 

Verdiente Ehrenämter, die in die zweite Reihe 

rücken, werden dabei durch die Ehrennadel des FvB 

geehrt (siehe Kasten). 

Anfang Februar wurde auch der Sprecher des Arbeitskreises 

Direktvermarktung, Bodo Drescher, in seinem 

Amt bestätigt. Weitere Informationen zur Arbeit des AK 

Direktvermarktung finden Sie im Bericht des AK (siehe 

Seite 91). 

Die Wahl des Firmenbeirates fand am 17. Februar in 

Berlin im Rahmen einer Firmenvollversammlung statt. 

Der Firmenbeirat setzt sich für die nächste Amtszeit 

aus folgenden Personen zusammen: 

ffGesamtanlagenhersteller: 

Henrik Borgmeyer, Markus Ott, Christoph Spurk. 

ffService- und Wartungsunternehmen: 

Dr. Helmut Kern, Stefan Heins. 

ffKomponentenhersteller: 

Kai Jens Basedow, Alfred Gayer. 

ffPlaner und Berater: 

Uwe Welteke-Fabricius, Dr. Matthias Plöchl. 

Schwerpunkte Öffentlichkeitsarbeit 2017 

Auf Basis der Vorschläge von ehren- und hauptamtlichen 

Mitarbeitern und den aktuellen politischen Rahmenbedingungen 

hat der Fachverband Biogas kürzlich 

die Schwerpunkte für die Öffentlichkeitsarbeit 2017 

festgelegt. Primäres Ziel ist, Menschen für Biogas zu 

begeistern. Um dies zu erreichen und um die Daseinsberechtigung 

von Biogas öffentlich zu betonen, wurden 

„Klima- und Umweltschutz“ als Dachthemen für 

die Öffentlichkeitsarbeit in diesem Jahr festgelegt. Als 

operative Schwerpunkte, zu denen gezielte Aktionen 

stattfinden sollen, hat der Fachverband „Güllevergärung“ 

und „regionale Wertschöpfung“ ausgewählt. 

Zu den Kernthemen erarbeitet der Fachverband Biogas 

Informations- und Aktionsmaterialien und führt gemeinsam 

mit den Mitgliedern Veranstaltungen durch. 

Um möglichst breitflächig für Biogas zu begeistern, 

werden zudem die Social-Media-Kanäle verstärkt genutzt. 

Neben Facebook hat der Fachverband auch seine 

Kommunikation auf Twitter seit Anfang des Jahres 

wieder aufgenommen. Über die Schwerpunkte hinaus 

werden Flexibilität, Wärme, Biodiversität und Sektorenkopplung 

– teilweise auch regionsabhängig – eine 

Rolle in der Öffentlichkeitsarbeit spielen. Zudem hatte 

der Fachverband Biogas am 14. Februar seinen 25. Geburtstag 

– ein Jubiläum, das uns ebenfalls das weitere 

Jahr über begleiten wird. 

Aus dem Referat International ist zu berichten, dass 

sich das Projekt des Kammer- und Verbandspartnerschaftsprojekts 

(KVP) mit der Indian Biogas Association 

(IBA) sehr gut weiterentwickelt. In einem kürzlich 

stattgefundenen Projekttreffen in Neu-Delhi wurden 

die Ziele und Aufgaben für das Jahr 2017 definiert, 

zum Beispiel ist eine aktive Teilnahme beider Verbände 

an der IFAT India in Mumbai Ende September geplant. 

Im Anschluss führte der Fachverband Biogas zusammen 

mit der IBA eine Trainingstour in den Städten Neu- 

Delhi, Pune und Ahmedabad durch. Die Trainingstour 

Für alle Kategorien wurden weitere Nachrücker gewählt, 

die den Firmenbeirat bei Bedarf ergänzen und 

unterstützen. Ein ausführlicher Bericht zur Versammlung 

und dem neugewählten Firmenbeirat wird im 

nächsten Journal zu finden sein. 

Immer wenn wir Energie brauchen, kann Biogas liefern: 

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Regional. Verlässlich. Klimafreundlich. Biogas kann‘s! 

81

Verband 


Erstmals Ehrennadel 

verliehen 

Der Fachverband Biogas feiert seinen 25. Geburtstag. Grund genug, 

den zahlreichen ehrenamtlichen Begleitern Dank zu sagen. 

Deshalb wurde beschlossen, verdienten Mitgliedern im Ehrenamt 

die Ehrennadel in Silber zu verleihen. 

Eine Ehrennadel wiegt zwar nicht die enorme Leistung unserer 

vielen Aktiven auf, soll aber trotzdem die große Wertschätzung für 

die Tätigkeiten zeigen. Ohne unser Ehrenamt wäre der Verband 

nicht einmal halb so viel wert! 

Die ersten Ehrennadeln wurden im Zuge der Regionalgruppenwahlen 

verliehen (siehe Berichte der Regionalreferenten, Seite 

86-90). Überreicht wurden die ersten Ehrennadeln an Siggi Wucher 

sowie Horst Ludley, die aus Altersgründen den Staffelstab 

an die nächste Generation weitergegeben haben. 

stieß auf sehr große Resonanz bei Unternehmen, Studenten 

und politischen Entscheidungsträgern. Der Erfolg 

lässt eine Wiederholung der Tour in weiteren Städten 

Indiens wahrscheinlich werden. 

In Costa Rica veranstaltete der Fachverband Biogas zusammen 

mit dem dortigen Biogasverband (AsoBiogás) 

und dem staatlichen Bildungsinstitut (Instituto Nacional 

de Aprendizaje) zwei Workshops. Unter anderem 

ging es hier um neue Qualifizierungsangebote im Bereich 

Biogas. 

Im Referat Qualifizierung und Sicherheit stehen nach 

wie vor die Sicherheitsgrundschulungen im Fokus der 

Arbeit. Bis Mitte Februar konnten bereits über 4.300 

verantwortliche Personen von Biogasanlagen erfolgreich 

geschult werden. Für die nächsten Monate stehen 

die ersten Auffrischungsschulungen gemäß TRGS 529 

auf der Tagesordnung. Von zunehmender Bedeutung ist 

auch das Thema sichere Instandhaltung auf Biogasanlagen. 

Aus diesem Grund organisiert der Fachverband 

am 29. März in Würzburg ein Fachgespräch mit der 

Zielgruppe der Firmen. 

Autoren 

Dr. Stefan Rauh 





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82


Verband 

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Regionalgruppe Niederbayern 

Wärmeschilder in Reibersdorf übergeben 

Am Mittwoch, den 21. Dezember 

trafen sich rund 40 Gäste 

auf der Biogasanlage von Artur 

Braun am Roithof bei Straubing 

zu einer kleinen Feierstunde. 

Regionalreferent Markus Bäuml 

begrüßte zahlreiche Gäste und lobte die 

Beteiligten für den aufgebrachten Mut, die 

Biogaswärme vor Ort zu vermarkten. Biogasanlagen 

mit einem Nahwärmenetz sind 

ein hervorragendes Praxisbeispiel, wie die 

Sektorenkopplung im Kontext der Energiewende 

funktioniert. 

Einerseits wird bedarfsgerecht und flexibel 

Strom produziert, andererseits wird die dabei 

entstehende Wärme in das Nahwärmenetz 

der Energiegenossenschaft Reibersdorf 

eingespeist. Mit Biogas kommen die 

Menschen warm und klimafreundlich durch 

die kalte Jahreszeit. Da häufig nur über die 

Stromversorgung aus Erneuerbaren Energien, 

nicht aber über die Wärmeversorgung 

Foto: Fachverband Biogas e.V. 

Wärmeschildübergabe an die Energiegenossenschaft 

Reibersdorf, die 2015 gegründet wurde. Sie 

betreibt ein 3.700 Meter langes Wärmenetz und 

versorgt seitdem die dortigen Haushalte mit klimafreundlicher 

Wärme aus Biogas und Holz. Damit 

wird eine beachtliche Menge an Heizöl eingespart 

und somit weniger CO 2 

ausgestoßen. 

gesprochen wird, will der Fachverband 

Biogas mit seinen Winter-Wärme-Aktionen 

nochmal gezielt auf die nachhaltige Wärme 

aus Biogas hinweisen. 

In Reibersdorf, nahe an der Donau gelegen, 

konnten gleich mehrere Maßnahmen 

durch dieses Projekt realisiert werden. „Der 

Hochwasserschutz wurde hier mithilfe der 

Bioenergienutzung in vorbildlicher Weise 

umgesetzt“, hob MdL Josef Zellmeier hervor 

und lobte dabei die schnelle Umsetzung, 

die durch den guten Zusammenhalt 

in der Dorfgemeinschaft ermöglicht wurde. 

Auf die Notwendigkeit der Bioenergie für 

den Umweltschutz verwies MdB Alois Rainer: 

„Wir mussten bei der zurückliegenden 

EEG-Novelle hart für die Bioenergie kämpfen. 

Aber sie ist es auch wert, denn sie bietet 

gerade bei der dezentralen Energieversorgung 

besondere Vorteile.“ 

Autor 

Markus Bäuml 

Regionalreferent Süd-Ost 


Im Fuhrtal 23 · 93133 Burglengenfeld 

Tel. 0 94 71/601 95 50 

E-Mail: markus.baeuml@biogas.org 

Regionalgruppe Schleswig-Holstein 

Biogaswärme spart jährlich 280.000 Liter Heizöl 

Biogas ist das Multitalent unter 

den Erneuerbaren Energien. 

Die Biogasanlage der Familie 

Martensen in Nordfriesland 

produziert zeitgleich Strom und 

Wärme. Während der Strom in das Netz eingespeist 

wird, wird die Wärme regional genutzt. 

Ein großer Wärmeabnehmer ist die DI- 

AKO Nordfriesland in Breklum. 85 Prozent 

des Klinikkomplexes werden mit der Wärme 

der Biogasanlage im benachbarten Sönnebüll 

beheizt. Dazu wurde ein Blockheizkraftwerk 

auf dem Klinikgelände installiert, das 

Biogas in Strom und Wärme umwandelt. Die 

Wärme heizt dann den Klinikkomplex. 2,8 

Millionen Kilowattstunden Biogas sparen 

rund 280.000 Liter Heizöl ein und tragen 

direkt zur CO 2 

-Vermeidung bei. Rund 900 

Tonnen CO 2 

können allein in Breklum eingespart 

werden. Biogasanlagen können aber 

noch mehr. Das Gas kann gespeichert und 

in Strom und Wärme umgewandelt werden, 

wenn es gebraucht wird, also wenn 

die Sonne nicht scheint oder der Wind mal 

Foto: Iris Jaeger 

Biogas kann auch Wärme – das zeigen von nun an zwei Schilder, die vom Fachverband Biogas und der 

Familie Martensen aufgestellt wurden (von links): Stellvertretender Regionalgruppensprecher Karl- 

Wilhelm Rave, Jürgen Marquardt, Mitarbeiter der Martensen & Sohn Biogas KG, Regionalgruppensprecher 

und Biogasanlagenbetreiber Hans-Ulrich Martensen mit Sohn Daniel, Regionalreferentin Nord Silke 

Weyberg und der Bürgermeister von Breklum Heinrich Bahnsen. 

nicht weht. Daher wird Biogas auch Kitt der 

Energiewende genannt. Da die Möglichkeiten 

von Biogas nicht überall bekannt sind, 

hat der Fachverband Biogas gemeinsam mit 

Familie Martensen zwei Schilder aufgestellt, 

die über die Wärmeversorgung und Funktionsweise 

von Biogas informieren. 

Autorin 

Dipl.-Ing. agr. Silke Weyberg 

Regionalreferentin Nord 


Warmbüchenstr. 3 · 30159 Hannover 

Tel. 05 11/36 70 428 

84


Verband 

Regionalgruppe Oberbayern 

Wärmeschildübergabe in Fraunberg 

Die Bewohner des Ortsteils Harham in Fraunberg im Landkreis Erding beziehen 

seit 2006 Wärme aus der nahegelegenen Biogasanlage von Martin Hintermaier. 

Die Häuser werden dort zu 50 Prozent mit umwelt- und klimafreundlicher Heizenergie 

aus Biogas versorgt. Damit wird eine beachtliche Menge an Heizöl eingespart 

und somit weniger CO 2 

ausgestoßen. Nach dem Motto „Biogaswärme sichtbar 

machen“ und als Anerkennung für die Nutzung nachhaltig erzeugter Wärme 

erhielten am 17. Februar alle Abnehmer für ihr Haus ein Biogaswärmeschild mit 

der Aufschrift „Wir heizen mit Biogaswärme“. 

Die bayerische Staatsministerin für Umwelt und Verbraucherschutz, Ulrike Scharf, 

war zu der Schilderübergabe auf die Biogasanlage Hintermaier gekommen, die 

sich in ihrem Heimatwahlkreis in ihrer Nachbarschaft befindet. Während ihres 

Besuchs betonte sie die Wichtigkeit von Biogas als Teil der Energiewende und 

sprach sich für die Wertschöpfung im ländlichen Raum aus. Der Klimawandel sei 

nicht zu leugnen, auch wenn jemand in Amerika anderes behaupte, Biogas sei ein 

Teil davon, dem entgegenzuwirken. 

Dr. Stefan Rauh, Geschäftsführer des Fachverbandes Biogas e.V., bedankte sich 

für den Besuch und betonte den engen Schulterschluss mit der Politik in Bayern. 


Ministerin Ulrike Scharf (Bildmitte, graue Jacke) war bei der Übergabe der 

kleinen Wärmeschilder an die Hausbesitzer dabei. Sie hob in ihrer Rede die 

Bedeutung von Biogas in der Energiewende hervor. 

Explizit bedankten sich sowohl Rauh als auch Fachverbands-Präsidiumsmitglied 

Josef Götz für den Einsatz des bayerischen Landeskabinetts für eine Anschlussregelung 

für Biogas bei der letzten Novellierung des EEG. Autorin: Helene Barth 

Regionalgruppe Südwürttemberg 

Siggi Wuchers Nachfolge auf 9 Mitstreiter verteilt! 

Im Rahmen der 11. Biogastage in Bad 

Waldsee wurden am 4. Januar die ehrenamtlichen 

Vertreter des Fachverbandes 

Biogas für die Regionalgruppe 

Südwürttemberg neu gewählt. Dazu 

hatte der bisherige Gruppensprecher Siggi 

Wucher ein neues Konzept auf die Beine 

gestellt. Wohl wissend, dass seine Fußstapfen 

einen Nachfolger abschrecken würden, 

arbeitete er zielstrebig auf eine ganze 

Mannschaft als Vertretung hin. Immerhin 

ist Südwürttemberg als einer der vier badenwürttembergischen 

Regierungsbezirke der 

bei weitem stärkste hinsichtlich Biogas mit 

45 Prozent aller Biogasanlagen (>400) und 

55 Prozent der Bemessungsleistung (~200 

MW) von ganz Baden-Württemberg. Ziel 

seines Konzeptes war daher, den Sprecher 

sowie den Betreiberbeirat und ihre beiden 

Stellvertreter zu „unterfüttern“ mit einem 

Kreisvertreter aus zumindest sechs der acht 

Landkreise. Deren Aufgaben sollen sein: 

1. Die Kooperation untereinander 

zu verbessern. 

2. Gemeinschaftliches Auftreten 

gegenüber Behörden. 

3. Die Öffentlichkeitsarbeit geschickt 

zu gestalten. 

4. Stärker Basis-Positionen 

in die Bundesarbeit des 

Fachverbandes Biogas 

einzubringen. 

Und das Beste: Er hat auch die 

„MitstreiterInnen“ gewonnen, 

dieses Modellprojekt in die Tat 

umzusetzen. Neun Personen 

sind es, wobei sich hinter den 

Kreissprechern zumeist eine 

veritable Kreisgruppe verbirgt. 

Zunächst ein großes Dankeschön 

an alle neuen Regionalvertreter 

für ihre Bereitschaft, 

sich zu engagieren. Erstmalig 

ist mit Tamara Linz eine Frau 

in der Führungsriege der RG 

Südwürttemberg. Herzlichen 

Glückwunsch und viel Erfolg 

konnten da Verbands-Geschäftsführer 

Stefan Rauh und 

Regionalreferent Otto Körner 

nur wünschen. Franz Josef Schenk legte 

programmatisch vor: Alle sind eingeladen, 

in den Kreisen und auf Regionsebene nach 

Kräften mitzukämpfen, Präsenz zu zeigen 

und unsere Qualifikation als Biogasbranche 

in der Energiewende herauszustellen. 


Eine starke Truppe (von rechts): Die neu gewählten Vertreter 

Markus Jehle (stellvertretender RG-Sprecher und Vertreter 

Landkreis Ravensburg), Lothar Braun-Keller (stellvertretender 

Betreiberbeirat), Dennis Striebel (Vertreter Landkreis Reutlingen), 

Hermann Müller (Betreiberbeirat), Franz-Josef Schenk (RG- 

Sprecher Südwürttemberg), Tamara Linz (Vertreterin Landkreis 

Biberach), Daniel Jerg (Vertreter Landkreis Alb-Donau), Stefan 

Rauh, Otto Körner und Dietmar Hipper (Vertreter Landkreis 

Sigmaringen). Es fehlt Jörg Kautt (Vertreter Landkreis Tübingen). 

Autor 

Dipl.-Ing. RU Otto Körner 

Regionalreferent Süd 

Gumppstr. 15 · 78199 Bräunlingen 

Tel. 07 71/18 59 98 44 

E-Mail: otto.koerner@biogas.org 

85

Verband 


Dr. Höher geht in den Ruhestand 

Regional 

büro 

NORD 

Der Referatsleiter im Niedersächsischen 

Landwirtschaftsministerium Dr. Gerd Höher 

gilt zurecht als Urgestein und Vorkämpfer 

der Biogasbranche. Der gelernte Förster hat 

mit unglaublichem Engagement mit Beginn 

des Biogasanlagenbaus ein Austauschforum 

eingerichtet, das bei allen Problemlagen der Branche 

immer den perspektivischen Blick hat. Zum 1. März 

dieses Jahres scheidet Gerd Höher aus dem aktiven 

Dienst aus. 

Auch beim letzten Biogasforum unter seiner Federführung 

hat er sich nicht zu lange mit dem Rückblick aufgehalten, 

sondern klar den Blick nach vorn gerichtet. 

Er sieht die Chance für Biogas eindeutig im Bereich 

der Gülle- und Mistvergärung zur Minimierung der 

Treibhausgase und in der Systemdienstleistung für die 

Landwirtschaft. Untermauert wurde das Thema durch 

unterschiedliche Beiträge aus der Tierärztlichen Hochschule, 

von 3N und Jens Gevecke als Betreiber, der 

schon jetzt im Bereich Mistvergärung als Dienstleister 

für die Region tätig ist. Einig sind sich die Forumsteilnehmer, 

dass dieser Austausch zwischen Verbänden, 

Kammer, Wissenschaft und Praxis auf alle Fälle weiter 

betrieben werden soll. Vielleicht auch mit Unterstützung 

des Umweltministeriums, dessen Vertreter die 

Veranstaltung äußerst interessiert verfolgten. 

Anlagenbesichtigung und Wahlen in der 

Regionalgruppe Südniedersachsen 

Flexibilisierung und Direktvermarktung ist in aller Munde. 

Viele Betreiber machen sich Gedanken, wie sie ihre 

Anlagen zukunftsfähig aufstellen. Wer seinen Schwerpunkt 

weiterhin in der Stromproduktion sieht, muss 

sich auch Gedanken über die flexible Fahrweise machen. 

Daher hat die Regionalgruppe Südniedersachsen 

zu einem Austausch eingeladen. Betreibersprecher 

Friedrich Hake stellte seine Anlage und seine Überlegungen 

für einen Einstieg in die Direktvermarktung 

und auch die flexible Fahrweise vor. Weiterhin stellte 

Hendrik Habermann eine 2012er-Anlage vor. Er ist 

aufgrund der kurzen Laufzeit noch recht zurückhaltend 

mit weiteren sofortigen Investitionen. 

Den Austausch unter Betreibern hat der Regionalgruppensprecher 

Lüneburger Heide noch mit Informationen 

bereichert, da er seine Anlage 2016 doppelt überbaut 

hat und in die Flexibilisierung eingestiegen ist. Die anwesenden 

Betreiber waren sich einig, dass dieser regelmäßige 

Praxisaustausch sehr wichtig ist und zukünftig 

Bestandteil der Regionalgruppentreffen sein wird. 

Dies wird der neue Regionalgruppenvorstand gern 

umsetzen. Dr. Sarah Gehrig wurde als Regionalgruppensprecherin 

bestätigt, neuer Stellvertreter ist Mario 

Sommer, Betreiber aus Gieboldehausen. Als Betreibersprecher 

wurde Friedrich Hake aus Hameln bestätigt, 

der nun mit Gerd Schulze-Stölting auch einen Stellvertreter 

hat. 

Regionalvorstand 

Südniedersachsen, von 

links: Gerd Schulze- 

Stölting, stellvertretender 

Betreibersprecher, 

Dr. Sarah Gehrig, 

Regionalgruppensprecherin, 

und Friedrich 

Hake, Betreibersprecher. 

Es fehlt auf dem Foto 

der stellvertretende Regionalgruppensprecher 

Mario Sommer. 

Foto: Silke Weyberg 

Schleswig-Holstein: Regionalgruppenvorstand 

bestätigt und verstärkt 

Hans-Ulrich Martensen wurde als Regionalgruppensprecher 

Schleswig-Holstein genauso wie sein Stellvertreter 

Karl-Wilhelm Rave und Betreibersprecher 

Hans-Sigfried Oldsen bestätigt. Das erfolgreiche Trio, 

das beispielsweise deutliche Verbesserungen beim Einspeisemangement 

für Biogasanlagen erreichen konnte, 

wird verstärkt durch Boy Kruse, Anlagenbetreiber aus 

Dithmarschen, der die Position des stellvertretenden 

Betreibersprechers besetzt. 

Geschäftsführer Dr. Stefan Rauh freute sich über das 

schlagkräftige Team und referierte im Anschluss über 

Perspektiven für Biogas. Beim Vortrag wurde deutlich, 

dass sich jeder Betreiber Gedanken machen muss, wie 

er sich für die Zukunft aufstellen will. Den einen richti- 

86


Verband 

gen Weg gibt es da nicht. Sicher ist, dass reine Stromlieferung 

nicht mehr auskömmlich sein wird. Genauso 

deutlich wurde aber auch, dass Biogasanlagen absolut 

ihre Berechtigung im Strommarkt haben, wenn sie sich 

flexibel auf die Gegebenheiten einstellen. Aber auch 

der Wärme- und Mobilitätsbereich sowie die Direkteinspeisung 

ins Gasnetz dürften interessant sein. 

Speicherung war auch das Thema von Rainer Casaretto, 

der einen Überblick über den Stand unterschiedlicher 

Batteriespeicher gab. Schwerpunkt des neu gewählten 

Vorstands wird die weitere Kooperation mit den 

unterschiedlichen Institutionen in Schleswig-Holstein 

sein, die im Bereich Biogas tätig sind. Insbesondere 

die weitere Optimierung der Zusammenarbeit der Erneuerbaren-Verbände 

und die gemeinsame politische 

Außenvertretung stehen im Fokus der Arbeit. 

Regionalgruppe Nordhannover 

Mitgliederservice vor Ort 

Detailliertes Fachwissen müssen Betreiber von Biogasanlagen 

vorweisen können. Bei immer wieder neu 

auftretenden Themen ist der telefonische Mitgliederservice 

des Fachverbandes wichtiger Ansprechpartner. 

Marion Wiesheu, die den Bereich betreut, war nach 

Dorfmark gekommen, um anhand der Konformitätserklärung 

Mitgliederfragen zu allen aktuell anstehenden 

Fragen zu klären. Das kam sehr gut an. Die Versammlung 

war beeindruckt von ihrem umfassenden Wissen. 

Harm Grobrügge, bei der Versammlung für weitere vier 

Jahre bestätigter Regionalgruppensprecher, lud Marion 

Wiesheu daraufhin auch gleich wieder für das kommende 

Jahr ein. 

Neben Harm Grobrügge wurden auch die weiteren Mitglieder 

des Vorstands der Regionalgruppe bestätigt. 

Hermann Cordes fungiert wieder als stellvertretender 

Regionalgruppensprecher, Henning Gottschalk als Betreibersprecher 

und Ernst Schnakenberg als sein Stellvertreter. 

Für das nächste Treffen wurde ein Betreiberaustauch 

zum Thema Flexibilisierung angeregt. 

Autorin 

Dipl.-Ing. agr. Silke Weyberg 

Regionalreferentin Nord 


Warmbüchenstr. 3 · 30159 Hannover 

Tel. 05 11/36 70 428 

E-Mail: silke.weyberg@biogas.org 


Wahlen in den Regionalgruppen 

Am 16. Februar fand in Wittlich die Regionalgruppenwahl 

statt. Im Rahmen 

der jährlichen DLR-Veranstaltung (DLR: 

Dienstleistungszentrum Ländlicher Raum) 

kamen einige Mitglieder zusammen, um 

am Ende der Veranstaltung die Wahlen 

der Regionalgruppe Rheinland-Pfalz vorzunehmen. 

Christian Glahn wurde als Regionalgruppensprecher 

wiedergewählt und Werner Streich als sein Stellvertreter. 

Thomas Endres hat sich als Betreiberratssprecher 

wieder zur Verfügung gestellt. Thomas Endres wird in 

Zukunft unterstützt von dem Betreiber Thomas Heidberg, 

der als Stellvertreter in die Verbandsarbeit reinschnuppern 

wird. 

Regional 

büro 

West 

Ansonsten stehen auch in den anderen Regionalgruppen 

die Wahlen im Jahr 2017 an. Für die Regionalgruppe 

Hessen und Nordrhein-Westfalen werden noch 

aktive Unterstützer in den Ehrenämtern gesucht. Bei 

Interesse bitte beim Regionalreferenten melden. 

Autor 

M.Sc. Ulrich Drochner 

Regionalreferent West 


Corneliusstr. 16-18 

40215 Düsseldorf 

Tel. 02 11/99 43 36 95 

E-Mail: ulrich.drochner@biogas.org 

Es referiert (stehend) 

Regionalgruppensprecher 

Christian Glahn 

im Rahmen der 

DLR-Veranstaltung. 

87

Verband 


Gepa Porsche überreicht Dr. Horst Ludley 

die Silberne Ehrennadel des Fachverbandes 

Biogas e.V. für seinen unermüdlichen 

Einsatz pro Biogas in den vergangenen 

20 Jahren. 

Wahlen in Mecklenburg-Vorpommern – 

weitere Staffelstabübergabe 


Regional 

büro 

ost 

Am 26. Januar erfolgte in der Regionalgruppe 

Mecklenburg-Vorpommern der Auftakt 

zu den diesjährigen Wahlveranstaltungen 

in der Region Ostdeutschland. Eingeladen 

wurden die Mitglieder der Regionalgruppe 

in das Innovations- und Bildungszentrum 

Hohen-Luckow bei Rostock, wo vor dem eigentlichen 

Wahlakt ein interessantes Vortragsprogramm auf die 

Teilnehmer wartete. 

Der Regionalgruppensprecher Dr. Horst Ludley eröffnete 

mit seinem Bericht zur Regionalgruppenarbeit 

in Mecklenburg-Vorpommern. Seit der Gründung der 

Regionalgruppe am 11. September 1999 gab es eine 

stetige Entwicklung der Mitgliederzahlen. Aktuell hat 

die Regionalgruppe 92 Mitglieder, davon überwiegend 

Anlagenbetreiber (39). Die Schwerpunkte der Regionalgruppenarbeit 

liegen in der Öffentlichkeitsarbeit 

(jährliche Auftritte auf der Landwirtschaftsmesse 

MeLa in Mühlengeez mit mehr als 70.000 Besuchern, 

Wärmeschildaktion, Mitveranstalter Bioenergieseminar), 

der Umsetzung eines umfangreichen 

Schulungs- und Projektprogramms und der Arbeit in 

verschiedenen Arbeitskreisen, auch außerhalb des 

Fachverbandes Biogas. 

Am 31. Januar wurde unter sehr aktivem Mittun des 

Regionalgruppensprechers Horst Ludley der Landesverband 

Erneuerbare Energien Mecklenburg-Vorpommern 

gegründet! In einem Ausblick sprach Ludley 

Möglichkeiten an, die Verbandsarbeit, besonders die 

noch bessere Einbeziehung der Mitglieder im großen 

Flächenland Mecklenburg-Vorpommern, zu optimieren. 

Die Bedeutung dieser Aussagen wurde mehr als 

deutlich an der doch überschaubaren Teilnehmerzahl 

am Regionalgruppentreffen. Wir haben zu viele passive 

Verbandsmitglieder, sie zu mobilisieren für aktives 

Mittun sollte eine der vorrangigsten Aufgaben 

der Regionalgruppenarbeit sein. Und das nicht nur in 

Mecklenburg-Vorpommern. 

Als Vertreterin des Fachverbandes Biogas e.V. nahm 

die Leiterin des Referats Genehmigung, Gepa Porsche, 

am Regionalgruppentreffen mit Wahl teil. In 

ihrem mit großer Aufmerksamkeit verfolgten Vortrag 

zum Stand und Entwicklungen der Genehmigungen 

von Biogasanlagen ging sie aus der prall gefüllten ersten 

Übersichtsfolie zu jüngst novellierten bzw. sich in 

der Bearbeitung befindlichen Regelwerken und Normen 

speziell auf die AwSV und deren Zusammenhänge 

zum Düngegesetz und der Düngeverordnung ein. 

Ein weiterer Schwerpunkt ihrer Ausführungen war die 

Novelle der Technischen Anleitung zur Reinhaltung 

der Luft (TA Luft). Mit dem Problemfeld Fachrecht auf 

der einen Seite und Vergütungsrecht auf der anderen 

Seite (EEG) sowie der Novelle der Störfallverordnung 

schloss Porsche den Vortrag. 

Die Vortragsreihe fortgesetzt wurde von Antje Zibell 

von der LMS Agrarberatung mit Sitz in Rostock. Im 

Vortrag wurden von 50 Landwirtschaftsbetrieben mit 

Biogasanlagen aus dem Jahr 2015 die Betriebszweigergebnisse 

vorgestellt. Die interessanten Ergebnisse 

wurden besonders auch hinsichtlich der zukünftigen 

Ausschreibungsproblematik gesehen und bewertet. 

Der Vortragstitel lautete: Was sind die „Obergrenzen“ 

der Vergütung aus Sicht von Mecklenburg-Vorpommern 

wert? Die durchschnittlichen Stromgestehungs- 

88


Verband 

kosten der 50 Anlagen liegen bei 18,9 Cent pro Kilowattstunde, 

wobei es eine sehr große Bandbreite 

zwischen den Anlagen gibt. Sehr bemerkenswert, 

dass der Mittelwert der 25 besten Anlagen deutlich 

unter dem Gesamtmittelwert liegt. Wie alle in Hohen- 

Luckow gehaltenen Vorträge ist auch der von Frau 

Zibell auf Anfrage über den neugewählten Regionalgruppensprecher 

zu erhalten. 

Maik Orth vom Innovations- und Bildungszentrum 

Hohen-Luckow gab in seinem Vortrag „Erschließung 

neuer Märkte für Biogas“ Einblicke in die Arbeit des 

IBZ, auch einmal außerhalb der klassischen Biogasthemen. 

Der Nähe zu Rostock geschuldet und damit 

der maritimen Lage ist zum Beispiel ein neues 

Thema die Entwicklung von Biogastechnologien zur 

energetischen Verwertung maritimer Abfälle. In das 

weitgefächerte Netzwerk Biogas Maritim eingebunden, 

arbeitet das IBZ sowohl an Bordlösungen als 

auch an Landlösungen für die umweltgerechte und 

effiziente Behandlung von biogenen Reststoffen. Der 

Technologie- und Wissenstransfer zur Behandlung 

landwirtschaftlicher Reststoffe zum Beispiel aus einer 

Milchviehfarm in Dubai wurde als ein weiteres 

Arbeitsthema vorgestellt. 

Nach den Fachvorträgen erfolgte die Wahl des Regionalgruppensprechers 

und der anderen Wahlfunktionen. 

Als Wahlleiterin fungierte Gepa Porsche aus dem 

Hauptstadtbüro Berlin. Die Wahl erfolgte als offene 

Wahl. Hier das Wahlergebnis: Da der bisherige Regionalgruppensprecher 

Horst Ludley sich nicht mehr 

zur Wahl stellte, wurde als neuer Sprecher Maik Orth 

einstimmig gewählt. Wiedergewählt wurden ebenfalls 

einstimmig als Stellvertretender Regionalgruppensprecher 

Hannes Krempp, als Betreiberbeiratssprecher 

Bernd Pommerehne und als dessen Stellvertreter 

Peter Corßen. 

Gepa Porsche überreichte im Auftrag der Geschäftsführung 

des Fachverbandes Biogas im Anschluss an 

die Wahlhandlung mit großer Freude dem scheidenden 

Regionalgruppensprecher Horst Ludley für seine 

langjährige erfolgreiche Verbandsarbeit die Silberne 

Ehrennadel des Fachverbandes Biogas e.V. 

Ludley kann man getrost als ein Urgestein unseres 

Fachverbandes nennen. Am 5. Januar 1995 wurde 

er Mitglied im Fachverband Biogas. Seit mehr als 22 

Jahren vertritt er proaktiv die Ziele, Ideen und Aufgaben 

des Verbandes und der gesamten Biogasbranche. 

In Hohen-Luckow übergab er jetzt den Staffelstab an 

seinen Nachfolger Maik Orth, mit dem er schon jahrelang 

eng und freundschaftlich am IBZ zusammengearbeitet 

hat. 

1974 schloss Horst Ludley sein Studium zum Diplomagraringenieur 

an der Universität Rostock ab, 1982 

promovierte er. Zugang zu den Erneuerbaren Energien 

bekam er nach der Wende mit der Gründung des 

Forschungsvereins der Universität Rostock A.F.E.R. 

e.V. (Agrar-Förderung und -Entwicklung Rostock) 

mit Büro in Hohen-Luckow 1991 und als Mitglied 

von EUROSOLAR. Erste Bildungsaktivitäten zu Biogas 

brachten ihn zur Mitgliedschaft im Fachverband 

Biogas e.V. Am 11. September 1999 wurde während 

der Landwirtschaftsmesse MeLa die Regionalgruppe 

Mecklenburg-Vorpommern gegründet, seitdem ist 

Horst Ludley ohne Unterbrechung Regionalgruppensprecher 

gewesen. 

Mit der Arbeit in seinem Ingenieurbüro IBBAT-Biogasanlagentechnik 

als Verfahrenstechniker und als 

Sachverständiger nach WHG war Horst Ludley immer 

an die Entwicklungsprozesse der Biogasbranche unmittelbar 

angebunden. Seine vielfältigen Aktivitäten 

in verschiedenen Schulungsprojekten, Arbeitskreisen 

wie dem Fachausschuss Erneuerbare Energien/Nachwachsende 

Rohstoffe beim Landesbauernverband 

Mecklenburg-Vorpommern, dem Landesenergierat, 

der AG Öffentlichkeitsarbeit des Fachverbandes Biogas, 

dem Firmenbeirat und dem Vorbereitungsgremium 

zur Gründung des Landesverbandes Erneuerbare 

Energien, seine Mitarbeit im KTBL und bei EU-Projekten 

– alles zeugt von außergewöhnlichem Engagement 

für die Sache unserer Biogasbranche. 

An dieser Stelle soll Dir dafür, lieber Horst Ludley, ein 

herzliches Dankeschön gesagt werden. Und ein Weiter 

so! im sich jetzt schon abzeichnenden Unruhestand. 

Autor 

Dipl.-Ing. agr. Volker Schulze 

Regionalreferent Ost 


Alfred-Hess-Str. 8 · 99094 Erfurt 

Tel. 03 61/26 25 33 66 

E-Mail: volker.schulze@biogas.org 

89

Verband 


11. Biogastage Bad Waldsee: 

vorsichtiger Optimismus 

Regional 

büro 

süd 

Siggi Wucher (Mitte) nach der Verleihung der Silbernen Ehrennadel des 

Fachverbandes Biogas e.V. Links im Bild: Otto Körner, Regionalreferent 

Süd. Rechts: Dr. Stefan Rauh, Geschäftsführer Fachverband Biogas e.V. 

Am 4. und 5. Januar fanden 

zum 11. Mal die Biogastage 

Bad Waldsee in der Schwäbischen 

Bauernschule statt. An 

beiden Tagen nutzten über 

200 Besucher die ausverkaufte 

Veranstaltung. Neben den Themen, 

die den Fachverband Biogas derzeit beschäftigen, 

erfuhren die Teilnehmer Aktuelles 

aus Politik, Recht und Technik. 

So berichtete der Bundestagsabgeordnete 

Waldemar Westermayer zu den Perspektiven 

und Einschätzungen zur Biogasnutzung 

aus Berlin. Das beherrschende Thema 

der Veranstaltung war die Flexibilisierung. 

Insgesamt war während der zwei Tage in 

Bad Waldsee zu verspüren, dass ein vorsichtiger 

Optimismus in der Branche keimt. 

Bislang erstmalig wurde von Dr. Stefan 

Rauh die Dimension der Biogasnutzung im 

Vergleich zu Wind- und Sonnenstrom dargestellt, 

die Erstaunliches ergab: Müsste 

die Stromproduktion der bundesdeutschen 

Biogasanlagen durch Windkraft oder Sonnenstrom 

ersetzt werden, so wäre dafür bei 

Wind von der gesamt installierten Windkraftleistung 

2015 von 44,5 Gigawatt etwa 

ein Drittel als Ersatz erforderlich. Bei der 

Sonnenkraft wäre es sogar mehr als der gesamte 

in 2015 bestehende PV-Anlagenbestand 

von 39,8 Gigawatt, der anstelle von 

Biogas nötig wäre. Einen Ausstieg aus Biogas 

entsprechend dem Ziel des EEG 2014 

hätte eine Deckungslücke zur Folge in 

Höhe von 42 Terawattstunden pro Jahr bis 

2035 – das entspricht knapp zwei Drittel 

des baden-württembergischen Stromverbrauches. 

Interessanterweise kommt das 

Bundeswirtschaftsministerium in seinem 

„Impulspapier Strom 2030“ zum Ergebnis, 

dass bis 2050 mit einer Erhöhung der energetischen 

Nutzung von Biomasse gerechnet 

wird. Dabei zeigt sich in der Anwendung 

erstens eine Beibehaltung des Einsatzes im 

Wärmebereich und zweitens eine teilweise 

Verlagerung von Strom zu Verkehrs- und Industrieanwendungen. 

Die Flexibilisierung tauchte 

bei den Forschungsergebnissen 

der Universität 

(Prof. Kazdan) mit der Zuckerrübe 

auf, die als rasch 

umsetzbares Substrat (Zuckergehalte) 

sehr gut dazu 

geeignet ist, flexible Biogasproduktion 

sicherzustellen, 

ohne zusätzlichen 

Speicherbedarf. Die heute 

produzierten BHKW, 

so die Kernaussage von 


Michael Wentzke, IG Biogasmotoren, 

sind gut in 

der Lage, pro Jahr 1.000 

Starts zu verkraften. Das 

heißt, zwei bis drei Starts 

pro Tag sind technisch gesehen 

kein Problem. 

Als Substrat mit aktuell 

hohem Aufmerksamkeitsgrad zählt Maisstroh 

zu einer sicherlich kostensenkenden 

Fütterung, wie Josef Höckner von der 

BioG GmbH, Utzenaich/Österreich mit 

10-jährigen Erfahrungen berichtete. In 

Baden-Württemberg liegen dummerweise 

die Körnermaisregionen dort, wo kaum Biogasanlagen 

vorhanden sind. Zur Motivation 

und Darstellung von Beispielen der Flexibilisierung 

zeigten Johannes Schwarz von 

der SKV Verbundenergie AG und die beiden 

Praktiker Philipp Ewald aus Bräunlingen 

und Andreas Schneider aus Schnürpflingen 

spannende individuelle Wege auf. Die Umsetzung 

derselben führte zu heftigen Diskussionen, 

bei denen die Anforderungen 

der Genehmigungsbehörden zwischen einer 

innerhalb von drei Monaten zugesagten 

immissionsschutzrechtlichen Änderungsanzeige 

und einem mehr als zweijährigen, 

mit etlichen Sondergutachten gespickten 

(Verhinderungs-)Verfahren schwankten. 

Biogas-Idol verabschiedet: 

Siggi Wucher 

Seit nunmehr 25 Jahren rackerte er für die 

Regionalgruppe Südwürttemberg (und weit 

darüber hinaus), der biogasstärksten Region 

Baden-Württembergs. Und dazu hat er 

ein gerüttelt Maß beigetragen mit seinem 

umtriebigen, nicht zu bremsenden Engagement 

und großer Überzeugungskraft. Damit 

ist er „andersgläubigen“ nicht selten auf 

die Füße getreten, ob seinen Naturschutz- 

Freunden im BUND oder Politikern und 

Behörden. 

Eine ausführlichere Würdigung Siggi Wuchers 

enthält das Jubiläumsheft „25 Jahre 

Fachverband Biogas“ vom Februar 2017, 

Seite 62 bis 63. Nach den Wahlen zur 

neuen Vertretung der Regionalgruppe Südwürttemberg 

überreichte Dr. Stefan Rauh, 

Geschäftsführer des Fachverbandes Biogas 

e.V., an Siggi Wucher die Ehrennadel des 

Fachverbandes Biogas für seine herausragenden 

Verdienste. Er ist damit der erste 

„Nadelträger“ bundesweit geworden. Die 

in Bad Waldsee anwesenden über 100 

Fachverbandsmitglieder würdigten seine 

langjährigen Aktivitäten mit minutenlangem 

Applaus und Standing Ovations und 

verabschiedeten ihn auf das Herzlichste. 

Wir wünschen ihm für seinen Unruhestand 

Gesundheit, Zufriedenheit und dem ruhelosen 

Geist etwas mehr Ruhe. Und wie 

es seine Art ist: Er sicherte sofort zu, als 

Ratgeber, wo immer es ihm möglich ist, 

uns zu unterstützen. Ganz herzlichen Dank 

sagt Dir die ganze Biogas-Familie Baden- 

Württembergs! 

Autor 

Dipl.-Ing. RU Otto Körner 

Regionalreferent Süd 

Gumppstr. 15 · 78199 Bräunlingen 

Tel. 07 71/18 59 98 44 

E-Mail: otto.koerner@biogas.org 

90


Verband 

AK Direktvermarktung 

Flexibilität 

voranbringen! 

Mit dieser Überschrift lassen 

sich die Ziele des Arbeitskreises 


sowie der dazugehörigen 

Betreiber-Expertengruppe 

zusammenfassen. Der Arbeitskreis tagte 

am 2. Februar in München, um die zukünftigen 

Kernthemen zu diskutieren. Die 

Mitglieder waren sich einig, dass es das 

Hauptziel sein muss, das Vertrauen der 

Betreiber in eine Flexibilisierung zu stärken. 

Gleichzeitig sollen Hemmnisse bei 

Genehmigung und Netzanschluss abgebaut 

werden. 

Erste konkrete Maßnahmen wurden in der 

Betreiber-Expertengruppe erarbeitet und 

auf den Weg gebracht. Zum einen sollen 

Flexpraxistage in den Regionalgruppen 

dazu beitragen, das vorhandene Wissen 

erfolgreicher Flexprojekte an andere Betreiber 

weiterzugeben. Dazu werden Anlagenkonzepte 

besichtigt und anschließend 

offene Praxisfragen diskutiert. Erste erfolgreiche 

Veranstaltungen haben bereits 

in Niedersachsen und Bayern stattgefunden. 

Weitere sollen folgen. Best-practice- 

Beispiele werden zudem im Rahmen einer 

Serie im Biogas Journal präsentiert (siehe 

Seite 44). 

In der Betreiber-Expertengruppe wurde zudem 

eine Checkliste für den Einstieg in die 

Direktvermarktung auf den Weg gebracht, 

die im Rahmen der Sitzung des Arbeitskreises 

am 2. Februar final abgestimmt 

wurde. Mitglieder haben damit nun eine 

Grundlage für erste Schritte auf dem Weg 

in die Flexibilität. Die Checkliste kann von 

der Homepage des Fachverbandes Biogas 

heruntergeladen werden – allerdings nur 

von Mitgliedern. 

Autor 

Dr. Stefan Rauh 



Angerbrunnenstr. 12 ∙ 85356 Freising 

Tel. 0 81 61/98 46 60 


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91

Verband 


Mit Biogas Energie speichern 

Gastbeitrag von Harald Uphoff, kommissarischer Geschäftsführer des 

Bundesverbandes Erneuerbare Energie (BEE) e.V. 

Der Atomausstieg ist längst 

beschlossen und der Kohleausstieg 

scheint nur noch 

eine Frage der Zeit. Doch 

woher soll in Zukunft der 

Strom kommen, wenn die Sonne 

nicht scheint und der Wind nicht 

weht? Aus Speichern. Biogene Gase 

sind kurz- und langfristig speicherbar. 

Zunächst müssen Speicher als 

essenzielle Elemente im Energiesystem 

begriffen werden. Speicher 

sind auch heute notwendig und werden 

in hohem Maße genutzt. Es geht hierbei 

nicht nur um Pumpspeicherkraftwerke, 

denn auch Kohle- und Gaskraftwerke benötigen 

Speicher: die Kohlehalde vor dem 

Kraftwerk und das Gasnetz. Auch die Natur 

speichert Energie. Durch Photosynthese 

wird Kohlenstoff in der Biomasse eingelagert, 

der mithilfe von Verbrennung oder 

biologischer Zersetzung CO 2 

-neutral entladen 

werden kann. Biomasse ist gespeicherte 

Energie. 

Für jede Form der Energiespeicherung sind 

drei Komponenten kennzeichnend: das Ladesystem, 

die Speicherung an sich und das 

Entladesystem. Kurzzeitspeicher ermöglichen 

es, Energie über wenige Stunden oder 

Tage zu verlagern. Die Langzeitspeicherung 

dient dem saisonalen Ausgleich und gewährleistet 

mithilfe eines passenden Entladesystems 

die Versorgungssicherheit. 

Das Kurzzeitspeicherungsproblem kann als 

gelöst betrachtet werden, denn Batterien 

sind eine künftige kostengünstige Flexibilitätsoption. 

Zusätzlich erbringen bereits 

heute flexibel betriebene Biogasanlagen 

einen wichtigen Beitrag zur kurzzeitigen 

Energiespeicherung: Ihre Gasspeicher werden 

zur Verlagerung der Stromproduktion 

genutzt. Langzeitspeicher dienen zur Überbrückung 

längerer Zeiträume mit geringer 

erneuerbarer Stromerzeugung. 

In der Speicherdebatte wird ausgeblendet, 

dass für Langzeitspeicher ebenfalls 

Lade- und Entladeprozesse nötig sind: 

Mittel- und langfristig können Biogas und 

Biomethan zusammen mit anderen Technologien 

als Ladesystem für die Langzeitspeicherung 

etabliert werden. Damit 

erfolgt die sukzessive Ablösung heute genutzter 

Langzeitspeicher wie Kohle, Kraftstoffe 

und Erdgas. Auch das Entladesystem 

ist mit verfügbaren Technologien umsetzbar: 

Blockheizkraftwerke (BHKW) und 

Gaskraftwerke wandeln die gespeicherte 

Energie in Elektrizität und Wärme. Biogene 

und strombasierte Kraftstoffe versorgen 

den Verkehrssektor, dessen Kraftstoffbedarf 

durch die direkte Nutzung elektrischer 

Energie sinken wird. Somit ist auch das 

Thema Langzeitspeicherung gut lösbar. 

Die erforderlichen Technologien des Lade-, 

Speicherungs- und Endladeprozesses sind 

bereits verfügbar oder in fortgeschrittenen 

Einführungsphasen. 

Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) 

lässt gerade Langzeitstudien zu Speichern 

erstellen. In den Arbeitsgruppensitzungen 

wird auch diskutiert, in welchen Bereichen 

Bioenergie in Zukunft eine Rolle spielen 

soll. Das BMWi sah hier bis vor kurzem 

noch einen Trend Richtung Schiffs- und 

Luftverkehr sowie Prozesswärme in der 

Industrie. Zugleich möchte es die Kraft- 

Wärme-Kopplung (KWK) schrittweise dekarbonisieren. 

In den Diskussionen wurde 

schnell klar: Eine Dekarbonisierung der 

KWK ohne Bioenergie ist kaum möglich. 

Ebenfalls heiß debattiert wurde die langfristige 

Rolle der KWK selbst. Immerhin 

hat man sich darauf geeinigt, dass Dekarbonisierung 

und Flexibilisierung der KWK 

in Zukunft eine zentrale Rolle spielen 

sollen. 

Parallel heizte das kalte Wetter im 

Januar dieses Jahres die allgemeine 

Diskussion in der Öffentlichkeit 

an. In Frankreich, Belgien und der 

Schweiz waren zahlreiche Atomreaktoren 

wegen Sicherheitsproblemen 

ausgefallen. Zugleich sorgten 

die tiefen Temperaturen für eine hohe 

Nachfrage durch Stromheizungen. 

Aufgrund der Hochdruckwetterlage wurde 

auch zeitweise relativ wenig Windstrom 

erzeugt. Obwohl die Stromversorgung in 

Deutschland zu allen Zeiten sicher war und 

sogar durchgehend Strom exportiert wurde, 

führte dies zu einer öffentlichen Diskussion 

um die sogenannte Winter-Dunkelflaute 

mit wenig Solar- und Windstrom. 

Zwar ist es keine Neuigkeit, dass nachts 

keine Sonne scheint und bei einer Flaute 

nur wenig Wind weht. Dennoch wurde die 

Situation für die öffentliche Kritik an der 

Energiewende genutzt. Der Bundesverband 

der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) 

hat wieder Subventionen für konventionelle 

Kraftwerke eingefordert. Und die Kohlelobby 

stößt bei jeder Gelegenheit ins gleiche 

Horn und behauptet, dass die Energiewende 

ohne Langzeitspeicher nicht möglich sei. 

Ob Biogas und andere Erneuerbare Gase 

eine zentrale Rolle als Langzeitspeicher 

und Backup spielen werden, hängt vor allem 

vom Grad der Dekarbonisierung ab. 

Der Klimaschutzplan der Bundesregierung 

sieht zwar eine CO 2 

-Einsparung zwischen 

80 und 95 Prozent vor. Tatsächlich ist eine 

Einsparung von 95 Prozent bis spätestens 

2050 notwendig, um die Erderhitzung auf 

unter 2 Grad zu begrenzen. Dies ist ohne 

Erneuerbare Gase wie Biogas nicht möglich. 

Wer das Pariser Klimaschutzabkommen 

einhalten will, kommt also an Biogas und 

den anderen Erneuerbaren Gasen als Langzeitspeicher 

nicht vorbei. Wenn aber klar 

ist, dass wir auch langfristig Biogas brauchen, 

dann tun wir gut daran, die Technologie 

in den nächsten Jahren und Jahrzehnten 

immer weiter zu entwickeln. 

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Später Start mit dem EEG 

In Rheinland-Pfalz und im Saarland kommt das Biogas erst voran, als sich der Betrieb der 

Anlagen auch wirtschaftlich lohnt. Die Geschichte der modernen Biogasnutzung – Teil 3. 


„Ich bin quer 

durch Deutschland 

gereist und habe 

mir Biogasanlagen 

angeschaut“ 

Es hat ein wenig gedauert, bis das Biogas auch 

in Rheinland-Pfalz und im Saarland heimisch 

wurde. „Aus den Siebziger- und Achtzigerjahren 

sind mir keine Projekte bekannt“, sagt 

Christian Glahn, Regionalgruppensprecher 

für Rheinland-Pfalz und das Saarland, „erst mit dem 

EEG im Jahr 2000 ging es in den beiden Ländern los mit 

dem Biogas“. Von Tüftlern, wie sie sich in Bayern und 

Baden-Württemberg in den frühen Achtzigerjahren – 

abseits jeden Wirtschaftlichkeitsdenkens – um den 

Durchbruch des Biogases mühten, sei in Rheinland- 

Pfalz und im Saarland nichts überliefert. 

„Es hängt eben immer an Einzelpersonen, und solche 

frühen Pioniere, wie sie manche anderen Bundesländer 

hatten, gab es hier nicht“, sagt auch Christoph Spurk, 

der als Mitbegründer der Firma Ökobit in Föhren im 

Landkreis Trier-Saarburg zumindest für die regionale 

Biogaswirtschaft ein Pionier war. Im Oktober 2000 

gegründet sei das Biogas-Unternehmen das erste im 

Lande gewesen, sagt Spurk. 

Zu diesem Zeitpunkt gab es gerade zwei Anlagen in 

Rheinland-Pfalz, die erste davon wurde 1997 gebaut, 

die zweite 1999, wie eine Statistik 

des Dienstleistungszentrums Ländlicher 

Raum (DLR) in Bitburg zeigt. 

Eine der ersten Anlagen stand in einem 

Hühnerbetrieb in Prüm in der 

Westeifel. Entsprechend gehörten 

die Anlagen, die Ökobit in den folgenden 

Jahren realisierte, auch zu 

den regionalen Pionierprojekten. 

Das Unternehmen ging aus einem 

Heinz Hoffmann Ingenieurbüro hervor. „Seit 1996 

hatte ich mich mit der Verwertung 

von pflanzlichen Abfallstoffen beschäftigt, 

zum Beispiel mit Speiseresten 

und den Resten aus Fettabscheidern“, sagt 

Spurk. Als mit dem EEG dann das Biogas wirtschaftlich 

attraktiv wurde, war das für ihn das Startsignal zur Firmengründung. 

Eine der ersten Anlagen, die Ökobit realisierte, war 

das Projekt Spielmannsholz in Üttfeld im Eifelkreis 

Bitburg-Prüm. „Ich bin quer durch Deutschland gereist 

und habe mir Biogasanlagen angeschaut“, erinnert 

sich der Initiator, Landwirt Heinz Hoffmann. Im 

Jahr 2001 entschloss er sich dann, auch selbst in die 

Stromerzeugung mit Biogas einzusteigen. Damit ging 

ein kompletter Umbau seines landwirtschaftlichen 

Betriebs einher. Rund 80 Prozent der Fläche von 180 

Hektar, die Hoffmann bewirtschaftete, nutzte er fortan 

zur Energiegewinnung, nur noch 20 Prozent für die 

Landwirtschaft. „Wir fanden, dass das Risiko dank des 

2000 eingeführten Erneuerbare-Energien-Gesetzes 

überschaubar war“, sagte Hoffmann später. Die Anlage, 

anfangs auf eine Leistung von 110 Kilowatt ausgelegt, 

wurde 2011 auf 300 Kilowatt ausgebaut; zugleich 

wurde in Zusammenarbeit mit dem Stromkonzern RWE 

im Rahmen eines Pilotprojektes ein Speicher für Biogas 

installiert. 

Eine weitere frühe Anlage erbaute die Firma Ökobit im 

selben Landkreis in Lauperath. Auch sie wurde 2001 

realisiert. Günter Eckertz entschied sich früh für eine 

möglichst weitgehende Nutzung der Wärme, denn neben 

400 Kilowatt Strom fallen dort auch 580 Kilowatt 

Wärme an. Diese wird über eine Wärmeleitung von 2,5 

Kilometern Länge an 20 Haushalte der Gemeinde Lauperath 

geliefert, zudem an das Dorfgemeinschaftshaus 

sowie einen Gastronomiebetrieb. 

Rührwerke für Kläranlagen bereiteten 

anfangs Probleme 

Zu den Pionierprojekten in der Pfalz zählt außerdem der 

Hof Veldenz in Lauterecken (Westpfalz), der 260 Hektar 

Ackerland bewirtschaftet. Helmut Steinhauer nahm 

seine Anlage mit 180 Kilowatt im Jahr 2002 in Betrieb, 

zwei Jahre später erweiterte er sie um ein weiteres Modul 

gleicher Leistung. Obwohl um diese Zeit die Zahl der 

Anlagen im Land schon rapide zunahm – in Bayern, sagt 

Steinhauer, habe es bereits 800 Anlagen gegeben –, 

war er vor technischen Problemen nicht gefeit. „Mit 

den Rührwerken hatten wir Probleme“, erinnert sich 

der Landwirt, „die waren ursprünglich für Kläranlagen 

gebaut, die konnten mit dem hohen Gehalt an Trockensubstanz 

nicht umgehen.“ Als er den Gehalt an Feststoffen 

reduzierte, sei es besser geworden. 

Der Eifelkreis Bitburg-Prüm habe sich schnell zum 

Zentrum des Biogases in der Pfalz entwickelt, sagt 

Steinhauer. Heute gebe es dort an die 50 Anlagen. In 

seinem Heimatlandkreis Kusel gebe es gerade vier. Auf 

die Frage, warum man in dem Bundesland erst nach der 

Jahrtausendwende in die Biogaserzeugung einstieg, 

hat Steinhauer eine ganz einfache Antwort: „Die Sache 

muss sich rechnen, und das war erst mit dem EEG der 

Fall.“ Und dann muss Steinhauer noch etwas loswer- 

94


Verband 

den: Mit viel Euphorie sei er damals in die Biogaserzeugung 

eingestiegen. Nun wolle er den nächsten 

Schritt gehen, seine Anlage flexibilisieren, um damit 

im Sinne der Stromwirtschaft immer dann einspeisen 

zu können, wenn der Strom wirklich benötigt wird. 

Doch das sei wirtschaftlich kaum attraktiv: „Ich bin 

gerade völlig hin- und hergerissen.“ Angesichts des 

immer wieder diskutierten Bedarfs an Flexibilität im 

Stromnetz sei dies eine eigentümliche Konstellation. 

2000 – Brennerei Billen nimmt Anlage 

in Betrieb 

Zu den Ersten, die nach dem Start des EEG auf Biogas 

setzten, zählte auch die Brennerei Billen in Kaschenbach, 

ebenfalls im Eifelkreis Bitburg-Prüm. Sie ging 

bereits im Jahr 2000 in Betrieb und wurde in mehreren 

Schritten auf heute 300 Kilowatt ausgebaut. Über 

ein 1,1 Kilometer langes Nahwärmenetz versorgt die 

Anlage 13 Haushalte und den örtlichen Festsaal mit 

Wärme. Die Anlage wird mit nachwachsenden Rohstoffen 

wie Mais, Gras und mit der Gülle von Kühen 

betrieben. 

Zukunftsenergietourismus wird hier außerdem angeboten: 

eine Besichtigung von Biogasanlage und Hof 

mitsamt Kuhstall und Melkrobotern – und mit anschließender 

Schnapsprobe. Sucht man weiter nach 

Pionieren in der Region, wird auch der Wendelinushof 

in St. Wendel im Saarland gerne genannt. Mit ihrem 

Inbetriebnahmejahr 2006 zählt dieses Projekt – aus 

bundesweiter Perspektive – allerdings nicht mehr unbedingt 

zu den frühen Projekten. 

Das Beratungszentrum Nachwachsende Rohstoffe am 

DLR Eifel in Bitburg hat wiederholt die Biogasbranche 

im Land analysiert. In der jüngsten Erhebung von 

2014 kommt das DLR auf eine installierte elektrische 

Leistung von rund 58 Megawatt. Diese Anlagen können 

zusammen rund 463 Millionen Kilowattstunden 

Strom im Jahr erzeugen. Heute gibt es annähernd 150 

Biogasanlagen in Rheinland-Pfalz. Bei einem landesweiten 

Stromverbrauch von annähernd 30 Milliarden 

Kilowattstunden deckt das Biogas etwa 1,5 Prozent des 

Bedarfs. Ähnlich hoch ist der Anteil des Biogases am 

Strommix im Saarland, wo jährlich 112 Millionen Kilowattstunden 

in den Aggregaten mit ihren Fermentern 

erzeugt werden. 

Die regionale Verteilung der Biogasanlagen ist in Rheinland-Pfalz 

sehr unterschiedlich. „Auffallend sind die 

dünnbestückten Flächen entlang des Rheins und die 

mit einer hohen Dichte an Biogasanlagen versehenen 

Landkreise im Nordwesten des Bundeslandes“, stellt 

das DLR in seiner Marktanalyse fest. Erklären lasse 

sich dies durch den starken Gemüse- und Weinanbau 

in Rheinhessen und der Pfalz sowie den damit verbundenen 

geringeren Anteil an Kofermenten. In den nordwestlichen 

Regionen, wie zum Beispiel Bitburg-Prüm 

und Wittlich, sei der starke Viehbestand Grund für die 

hohe Dichte an Biogasanlagen. 

Forschung im 

Südwesten entdeckt 

Biogas erst spät 

Parallel zur Marktentwicklung 

kam auch in der Forschung 

das Thema Biogas 

erst spät in Rheinland-Pfalz an. Während in Bayern und 

Baden-Württemberg – etwa in Triesdorf und Weihenstephan, 

in Aulendorf und Hohenheim – Hochschulen 

und Landwirtschaftsschulen sich des Themas Biogas 

annahmen, kam dieses in Rheinland-Pfalz erst in der 

zweiten Hälfte der Neunzigerjahre auf, etwa am Umweltcampus 

Birkenfeld der Hochschule Trier. Ebenso 

sprang auch die Fachhochschule Bingen erst spät auf 

das Thema auf. 

Zwischenzeitlich gibt es jedoch manche Forschungsansätze 

in der Saar-Pfalz-Region. So beschäftigt sich 

das Prüf- und Forschungsinstitut Pirmasens (PFI) seit 

einigen Jahren mit Biogas, die Einrichtung betreibt im 

Energiepark Pirmasens-Winzeln eine eigene Anlage. 

Angekoppelt ist seit 2014 auch eine Power-to-Gas-Pilotanlage. 

Sie nutzt Überschussstrom mittels Elektrolyse 

zur Produktion von Wasserstoff, der im Anschluss 

mit dem Kohlendioxid aus der Biogasanlage in Biomethan 

umgesetzt wird. 

Auch an der Johannes Gutenberg-Universität Mainz am 

Institut für Mikrobiologie und Weinforschung wurde unter 

Professor Helmut König an Biogas geforscht. Seit 

Oktober 2015 aber ist König im Ruhestand. Der Ansatz, 

Traubentrester zu vergären, hat sich aus wirtschaftlichen 

Gründen ohnehin nie in großem Stil durchsetzen 

können. Wäre diese Option ökonomisch attraktiver gewesen, 

hätte das Bundesland dem Biogas noch einen 

ganz eigenen Schwung geben können – schließlich 

stammen rund zwei Drittel des deutschen Weines aus 

den rheinland-pfälzischen Weinbaugebieten Ahr, Mittelrhein, 

Mosel, Nahe, Pfalz und Rheinhessen. 

Autor 



Wilhelmstr. 24a ·79098 Freiburg 

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Erste Biogasanlagen 

von Ökobit in Rheinland- 

Pfalz in den Jahren 2001 

bis 2004. 

Fotos: Ökobit GmbH 

95

Recht 


Clearingstelle EEG 

Votum zur Inbetriebnahme einer Holzvergasungsanlage 

und Schiedsspruch zur 

nachträglichen Vergütungskorrektur 

Die Clearingstelle EEG hat in zwei Verfahren Fragen zur Inbetriebnahme einer 

Holzvergasungsanlage (Votum 2016/21) sowie zu Vergütungsnachforderungen nach 

dem 28. Februar (Schiedsspruch 2016/43) beantwortet. 

Von Elena Richter 

Im Votum 2016/21 (abrufbar unter https://www. 

clearingstelle-eeg.de/votv/2016/21) hat die Clearingstelle 

EEG entschieden, dass die streitgegenständliche 

Holzvergasungsanlage noch nicht 

gemäß Paragraf (§) 3 Nummer 5 EEG 2012 in Betrieb 

genommen wurde. 

Die Anlagenbetreiberin hatte Komponenten einer Holzvergasungsanlage 

im Freien aufgestellt und 

in Betrieb gesetzt. Hierzu gehörten 

auch ein Vergaser, ein BHKW 

und eine unter anderem 

aus Fässern bestehende 

Gaskühlung/-reinigung. 

Die Anlagenkomponenten 

wollte 

die Anlagenbetreiberin 

später je nach 

Wirtschaftlichkeit 

des Anlagenbetriebs 

eventuell ergänzen 

und/oder innerhalb des 

Hofgeländes versetzen. 

Da der gelieferte Vergaser 

technische Probleme aufwies, 

die sich auch auf den Motor auswirkten, 

wurden die vorhandenen Komponenten zunächst 

nur kurzzeitig betrieben. Umbauten am Vergaser wurden 

anschließend geplant und sollten nach Klärung der 

Vergütung erfolgen. 

Aus einem Sachverständigengutachten zur technischen 

Betriebsbereitschaft ergab sich, dass für einen 

dauerhaften Betrieb die Gaskühlung/-reinigung unzureichend 

war und ein Witterungsschutz für das BHKW 

fehle. Die Clearingstelle EEG kam daher zu dem Ergebnis, 

dass die streitgegenständliche Holzvergasungsanlage 

zum Zeitpunkt der geltend gemachten Inbetriebnahme 

noch nicht technisch betriebsbereit war. 

Denn damit diese zur dauerhaften Stromerzeugung in 

der Lage gewesen wäre, hätten erst noch wesentliche 

Anlagenbestandteile – hier jedenfalls die Gaskühlung/- 

reinigung – deutlich ergänzt oder ausgetauscht werden 

müssen. Die Anspruchstellerin hat zudem nicht zur 

Überzeugung der Clearingstelle EEG nachgewiesen, 

dass das BHKW technisch betriebsbereit war. 

Ob andere Anlagenkomponenten betriebsbereit waren 

(beispielsweise der Vergaser), konnte daher offenbleiben. 

Auch sonstige Fragen (beispielsweise zum Anlagenbegriff) 

waren nicht mehr zu entscheiden. Hierzu 

hat die Clearingstelle EEG nur ergänzende Hinweise 

gegeben, um nach einer Neuinbetriebsetzung weitere 

Fragen – soweit möglich – zu vermeiden. 

Im Schiedsspruch 2016/43 (abrufbar unter https:// 

www.clearingstelle-eeg.de/votv/2016/21) hat die Clearingstelle 

EEG im konkreten Fall entschieden, dass der 

Netzbetreiber Vergütungsnachzahlungen auszahlen 

und wälzen kann, die die Anlagenbetreiberin erst nach 

dem 28. Februar des Folgejahres gefordert hat. 

Zwar lagen dem Netzbetreiber für die im Jahr 2014 eingespeisten 

Strommengen bis zum 28. Februar 2015 

alle Nachweise auch für den KWK-Bonus des EEG 

2009 (3 ct/kWh) vor, die Anlagenbetreiberin hatte aber 

zunächst nur den KWK-Bonus des EEG 2004 (2 ct/ 

kWh) in Rechnung gestellt. 

Dass die Anlagenbetreiberin einen Anspruch auf den 

Differenzbetrag hatte, war für die Parteien nicht klärungsbedürftig 

und auch für die Clearingstelle EEG 

bestanden hieran keine Zweifel. Zudem standen dem 

Anspruch keine Verjährungsfragen entgegen. Der dies 

feststellende Schiedsspruch ist ein Titel, auf den der 

Netzbetreiber und der ihm nachgelagerte Übertragungsnetzbetreiber 

entsprechende Korrekturen am 

bundesweiten Ausgleich stützen können. 

Autorin 

Elena Richter 

Mitglied der Clearingstelle EEG 

Charlottenstraße. 65 · 10117 Berlin 

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

Andrea Horbelt (redaktionelle Mitarbeit) 

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Tel. 0 81 61/98 46 60 

Fax: 0 81 61/98 46 70 


Internet: www.biogas.org 

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Redaktion: 


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