5_2017 Leseprobe

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

5_2017 

Bi 

seit 20 jahren 

GaS Journal 

Das Fachmagazin der Biogas-Branche 

Wahlprüfsteine zur 

Bundestagswahl S. 22 

Methodenkritik zur 

Gasertragsermittlung S. 64 

Biogas in Nicaragua – 

ein Reisebericht S. 78 

Bio- 

LNG

Inhalt 

Biogas Journal | 5_2017 

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Editorial 

So schaffen wir 

das nicht! 

Liebe Leserinnen und Leser, 

am 24. September wird ein neuer Bundestag 

gewählt. Wir Wählerinnen und Wähler 

bestimmen mit unserer Stimmabgabe ganz 

wesentlich die Politik der nächsten Jahre – 

auch die Klimaschutzpolitik. Das sollten 

wir uns fest vor Augen führen. Was die 

großen Parteien in Sachen Energiewende 

und Klimaschutz machen wollen, lesen Sie 

ab Seite 22. Fest steht: In Sachen Klimaschutz 

muss sich die künftige Bundesregierung 

deutlich mehr anstrengen als ihre 

Vorgänger. 

Sie muss mutiger und ambitionierter die 

Zielerreichung angehen. Es reicht eben 

nicht, sich nur zum Pariser Klimaabkommen 

zu bekennen oder Klimaschutzziele zu 

formulieren. Nein, wir brauchen dringend 

von der Politik gesetzte Rahmenbedingungen, 

die in den Sektoren Strom, Wärme und 

Mobilität massive Emissionsreduktionen 

bringen. 

Im Jahr 2020 soll Deutschland seine klimawirksamen 

Emissionen um 40 Prozent 

gegenüber 1990 gesenkt haben. Schon 

heute ist klar, dass Deutschland dieses 

Ziel krachend verfehlen wird. Laut Umweltbundesamt 

(UBA) sind gerade einmal 

rund 28 Prozent gegenüber 1990 gesenkt 

worden. Mit einer Weiter-so-Politik werden 

wir es nicht schaffen, die Klimaerwärmung 

abzumildern oder gar zu stoppen. Wir müssen 

weniger Kohlestrom produzieren, wir 

brauchen mehr erneuerbare Wärme im 

Gebäudebestand und wir brauchen eine 

klimaneutrale Mobilität. 

Der Europäische Emissionshandel versagt 

als Klimaschutzinstrument völlig. Ein CO 2 

- 

Zertifikat war 2016 für durchschnittlich 

5,61 Euro pro Tonne zu haben. Die wahren 

CO 2 

-Kosten betragen laut UBA 80 Euro je 

Tonne. Als Einstieg in eine lenkungsorientierte 

CO 2 

-Bepreisung wäre jedoch ein 

Preis von 25 Euro pro Tonne angemessen. 

Die nächste Bundesregierung muss das 

Thema CO 2 

-Bepreisung massiv angehen. 

Wir mit unseren rund 9.000 Biogasanlagen 

in Deutschland ersparen der Atmosphäre 

jährlich knapp 15 Millionen Tonnen CO 2 

allein 

im Stromsektor. Hinzu kommen gut 4 

Millionen Tonnen durch die Bereitstellung 

von Wärme und 100.000 Tonnen im Verkehr. 

Unsere Biogasanlagen neutralisieren 

fast den gesamten CO 2 

-Fußabdruck aller 

Einwohner Hamburgs. 

Ob die Bestandsanlagen diese Leistung 

auch in den nächsten Jahren erbringen 

werden, bleibt abzuwarten. Die Vergütungsermittlung 

über Ausschreibungen, 

wie sie das EEG 2017 vorsieht, wird genau 

das zeigen. Wenn dieses Biogas Journal 

erscheint, dann hat im Biogasbereich erstmals 

in Deutschland eine Ausschreibungsrunde 

zur Vergütungsermittlung für ins 

Netz eingespeisten Strom stattgefunden. 

Bestandsanlagen, deren erster EEG-Vergütungszeitraum 

nach 20 Jahren endet, also 

im Jahr 2021, konnten an der Ausschreibung 

teilnehmen. Das Ergebnis wird mit 

Spannung erwartet und es wird zeigen, ob 

die Betreiber ihre Anlagen in der Leistung 

überbauen oder reduzieren – ob mehr oder 

weniger fossiles CO 2 

eingespart wird. 

Aber vielleicht liegt auch für einen Teil der 

Biogasanlagen die Zukunft nicht in der 

Stromerzeugung, sondern in der Bereitstellung 

von Kraftstoff. CBG, Compressed 

BioGas auf Biomethanbasis, das dem CNG 

(Compressed Natural Gas) auf Erdgasbasis 

gleich ist, wird heute schon im Bereich 

der Pkw-Mobilität genutzt. CBG hat einen 

Anteil von 20 Prozent am Absatz des gasförmigen 

Kraftstoffs. Mit CBG lassen sich 

im Vergleich zu Benzin die CO 2 

-Emissionen 

um bis zu 95 Prozent reduzieren. 

Während aufgrund seiner Energiedichte für 

leichtere Pkw eher CBG/CNG als Kraftstoff 

infrage kommt, ist für schwere Lkw, Schiffe 

und Flugzeuge eher BioLNG/LNG der 

geeignete Energieträger. BioLNG ist verflüssigtes 

Biomethan, LNG ist verflüssigtes 

Erdgas. Es existieren erst ganz wenige 

Verflüssigungsanlagen, die aufgrund ihrer 

Größe für Biogasanlagen interessant sind. 

Im Titelthema ab Seite 30 stellen wir Ihnen 

Projekte vor und wir werfen einen Blick auf 

den LNG-Markt. Mit BioLNG wird sich eine 

weitere Einkommensalternative eröffnen. 

Die Zukunft kennt keine Sackgasse, sondern 

nur Möglichkeiten. Hoffen wir, dass 

die nächste Bundesregierung für Klimaschutz 

und Energiewende Highways baut 

und keine Einbahnstraßen. 

Herzlichst Ihr 

Horst Seide, 

Präsident des Fachverbandes Biogas e.V. 

3

Inhalt 


Bio- 

LNG 

30 TITELTHEMA 58 

Editorial 

3 So schaffen wir das nicht! 

Horst Seide, Präsident des 

Fachverbandes Biogas e.V. 

AKTUELLES 

6 Meldungen 

8 Bücher & Termine 

9 Biogas-Kids 

10 Der Wärmewende den Weg bereiten 

Von Dipl.-Geogr. Martin Frey 

14 Interview 

„Mich fasziniert besonders die 

Methanisierung von Wasserstoff“ 

Interviewerin: Dipl.-Ing. agr. Andrea Horbelt 

18 Biogas 4.0 – Im Spannungsfeld 

zwischen Energie und Klimapolitik: 

BIOGAS Convention & Trade Fair 

2017 in Nürnberg 

20 Programmübersicht Biogas Convention 

30 Busse in Oslo fahren mit BioLNG 

aus Bioabfall 

Von Michael Kralemann 

34 Gas geht aufs Schiff 

Von Christian Dany 

40 Interview 

LNG kann Erdgaspreis nach oben 

abfedern 

Interviewer: Christian Dany 

42 Biogenes Flüssiggas – Machbarkeit 

noch im Demostadium 

Von Dipl.-Ing. agr. (FH) 

Martin Bensmann 

POLITIK 

22 Die Qual der Wahl 2017: Im Parforceritt 

durch die Wahlprogramme 

Von Sandra Rostek und Dr. Guido Ehrhardt 

28 Bioenergie – immer eine gute Wahl! 

Von Mareike Fischer 

PRAXIS 

46 Nachverstromung: Nutzungsgrad ist 

entscheidend 

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

52 Nachverstromung: ORC-Anlage im 

Contractingmodell 


55 Ökologische Landwirtschaft 

„Die Biogasanlage war die richtige 

Entscheidung“ 

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

58 „Wir wollen dabei bleiben“ 

Von Dierk Jensen 

Beihefterhinweis: 

Das Biogas Journal enthält einen 

Beihefter der Firma agriKomp 

4


Inhalt 

titelFoto: Rolf Kosecki i Fotos: Gate Terminal, Dierk Jensen, Martina Bräsel, Andreas Betten 

74 78 

WISSENSCHAFT 

64 Ungeeignete Messmethoden führen zu 

falschen Rentabilitätsprognosen 

Von Dipl. Des. (FH) Rainer Casaretto, 

Prof. Dr. Jens Born und 

B.Sc.Corin Dirk Nikoleiski 

74 Dem Schaum auf der Spur 


INTERNATIONAL 

Nicaragua 

78 Energiewende à la Nicaragua 

Von Oliver Ristau 

86 Die Klimagelder können kommen – 

Biogas ist bereit 

Von Alexander Linke und Clemens Findeisen 

VERBAND 

Aus der Geschäftsstelle 

92 Heißer Herbst steht bevor! 

Von Dr. Stefan Rauh 

94 Aus den Regionalgruppen 

100 Aus den Regionalbüros 

106 Direktvermarktung 

Strommärkte 2016 mit unbefriedigenden 

Preissignalen – 

2017 mit positiver Tendenz 

Dr. Stefan Rauh 

108 Nationale CO 2 

-Bepreisung 

nicht von Nachteil 


110 Biogas-Historie 

Pioniere vom Maschinenring und 

aus der Entwicklungshilfe 

Von Bernward Janzing 

114 Impressum 

5

Aktuelles 


Repräsentative Umfrage: 

95 Prozent der Deutschen wollen 

mehr Erneuerbare Energien 

Berlin – Der Ausbau der Erneuerbaren Energien ist für eine 

überwältigende Mehrheit der Deutschen ein wichtiges 

Anliegen. Das zeigt eine aktuelle repräsentative Umfrage 

von Kantar Emnid im Auftrag der Agentur für Erneuerbare 

Energien (AEE). So bewerten 95 Prozent der Befragten 

den Ausbau der Erneuerbaren als wichtig bis außerordentlich 

wichtig. 

„Das Ergebnis der Umfrage beweist, wie breit der gesellschaftliche 

Konsens ist, der die Energiewende in Deutschland 

trägt”, sagt Nils Boenigk, stellvertretender Geschäftsführer 

der AEE. „95 Prozent sind ein deutliches Votum 

an die kommende Bundesregierung, den Ausbau der Erneuerbaren 

Energien entschlossen voranzutreiben“, so 

Boenigk mit Blick auf die Bundestagswahl im September. 

Dabei sind die Bürger sehr wohl bereit, Erneuerbare-Energien-Anlagen 

auch in ihrer Nachbarschaft zu akzeptieren. 

65 Prozent der Umfrageteilnehmer äußern sich grundsätzlich 

positiv gegenüber Anlagen im Umkreis von 5 Kilometern 

vom Wohnort. Dabei ist die Zustimmung deutlich 

höher, sobald die Menschen bereits Erfahrung mit entsprechenden 

Anlagen haben. Während beispielsweise 

72 Prozent aller Befragten Solarparks im Wohnumfeld 

zustimmen, steigt der Zustimmungswert sogar auf 94 Prozent, 

wenn sich tatsächlich eine Anlage in der Umgebung 

der Befragungsteilnehmer befindet. Die Zustimmungswerte 

für Kohlekraftwerke sind hingegen weit abgeschlagen 

im einstelligen Prozentbereich. 

Die wichtigsten Vorteile der Erneuerbaren Energien sind 

für die Menschen in Deutschland die Zukunftssicherheit 

und der Klimaschutz. So stimmen 75 Prozent der Teilnehmer 

der Aussage zu, dass die Erneuerbaren zu einer 

sicheren Zukunft unserer Kinder und Enkel beitragen. 72 

Prozent bejahen die Aussage, dass die Energie aus Sonne, 

Wind, Biomasse & Co. das Klima schützt. „Die Menschen 

in Deutschland wissen, dass der Ausbau weiter vorangehen 

muss, damit wir unsere Verpflichtungen zum Klimaschutz 

und gegenüber den nachkommenden Generationen 

erfüllen können“, unterstreicht Boenigk. 

Zur Finanzierung des Erneuerbaren-Ausbaus ist die Mehrheit 

der Befragten bereit, ihren Beitrag per EEG-Umlage 

über den Strompreis zu leisten. So bewerteten 48 Prozent 

den aktuellen monatlichen Beitrag von 20 Euro je 

3-Personen-Haushalt (3.500 Kilowattstunden Jahresverbrauch) 

für angemessen, während 8 Prozent sogar bereit 

sind, mehr für den Ausbau der Erneuerbaren zu bezahlen. 

Lediglich 37 Prozent halten den Beitrag für zu hoch. 

6


Aktuelles 

Deutscher Stromexport steigt 

erneut um 9 Prozent 

Freiburg – Deutschlands Stromexport nimmt 

immer weiter zu. Im ersten Halbjahr 2017 

gab es erstmals keinen einzigen Tag mehr 

mit einem Importüberschuss. Im Vorjahreszeitraum 

hatte es immerhin noch zwei Tage 

gegeben, an denen Deutschland per Saldo 

Strom importierte, vor zwei Jahren waren es 

noch sieben Tage. 

Der gesamte Exportüberschuss belief sich 

in den vergangenen sechs Monaten auf gut 

25 Milliarden Kilowattstunden, das entspricht 

etwa drei Viertel der in Deutschland 

noch erzeugten Atomstrommenge. Damit 

ist der Export gegenüber dem bereits rekordträchtigen 

Vorjahreswert abermals um 

rund 9 Prozent gestiegen. Diese Zahlen 

ergeben sich aus Daten der Übertragungsnetzbetreiber 

und der Strombörse nach 

Aufbereitung durch das Fraunhofer ISE. 

Die Exporte resultieren aus einer steigenden 

Produktion aus Erneuerbaren Energien 

bei gleichzeitig unverminderter Erzeugung 

aus konventionellen Kraftwerken. 

Die Windkraft legte in den ersten sechs 

Monaten 2017 gegenüber dem Vorjahreszeitraum 

um 19 Prozent zu, die Solarstromerzeugung 

um 10 Prozent. Die Windkraft 

hat nun erstmals die Steinkohle überholt. 

Der meiste Strom aus Deutschland ging im 

zurückliegenden Halbjahr nach Österreich, 

in die Schweiz und die Niederlande, gefolgt 

von Polen. Der Export in die Schweiz hatte 

im vergangenen Jahr mit mehr als 14 Milliarden 

Kilowattstunden sogar einen Rekordwert 

erreicht; deutsche Kraftwerke sprangen 

ein, nachdem die Atomstromerzeugung 

der Eidgenossen aufgrund der technischen 

Probleme mit den alten Reaktoren – Beznau 

1 ist heute das älteste AKW der Welt – 

deutlich einbrach. 

Die einzigen Länder, die in der Bilanz noch 

vergleichsweise geringe Mengen nach 

Deutschland liefern, sind inzwischen Dänemark, 

Schweden und Frankreich. Aber auch 

aus Frankreich sind die Importmengen massiv 

zurückgegangen, von 20 Milliarden Kilowattstunden 

im Jahr 2011 auf weniger als 6 

Milliarden im vergangenen Jahr. Im ersten 

Halbjahr 2017 bezog Deutschland nur noch 

2,4 Milliarden Kilowattstunden vom westlichen 

Nachbarn. Hält die Entwicklung an, 

wird selbst Frankreich in wenigen Jahren 

mehr Strom aus Deutschland beziehen als 

umgekehrt. Text: Bernward Janzing 

Erdgasfahrertreffen 

an Biogasanlage 

Eutingen-Weitingen – Am 23. Juli fand auf dem 

Energiehof von Juliane und Winfried Vees ein „Tag 

der Gläsernen Produktion mit CNG-Fahrertag-BW“ 

statt. Veranstalter waren der Energiehof Weitenau 

und der im Februar dieses Jahres neu gegründete 

CNG-Club. Der CNG-Club ist eine Interessenvertretung, 

die den umweltfreundlichen Kraftstoff in der 

Öffentlichkeit voranbringen will. Der Club hat seinen 

Sitz in München in der Geschäftsstelle des Unternehmens 

gibgas. Neben mehreren hundert Besuchern 

kamen mit Norbert Barthle und Hans-Joachim Fuchtel 

gleich zwei parlamentarische Staatssekretäre zur 

Biogasanlage des Ehepaars Vees. 

Besonderes Highlight der Veranstaltung war der 

CNG-Prototyp des Schleppers T6.180 der Firma New 

Holland. Im Biogas Journal 1_2017, Seite 48 bis 50, 

haben wir den Schlepper vorgestellt, als er auf dem 

Betrieb von Fachverbandspräsident Horst Seide im 

Einsatz war. Ein Serienmodell soll im Herbst auf der 

Messe Agritechnica in Hannover vorgestellt werden. 

Die Vorzüge des Schleppers liegen auf der Hand: 

Verglichen mit Diesel stoßen Biomethan-Fahrzeuge 

etwa 90 Prozent weniger CO 2 

und 80 Prozent weniger 

Stickoxide aus. 

Vor dem Biogasbus des Fachverbandes Biogas auf dem Energiehof Weitenau während des Erdgasfahrertages, 

von links: Armin Jöchle, Bürgermeister der Gemeinde Eutingen, Juliane Vees, MdB Norbert Barthle, 

Parlamentarischer Staatssekretär im Bundesverkehrsministerium, Winfried Vees und Dr. Claudius da 

Costa Gomez, Hauptgeschäftsführer des Fachverbandes Biogas e.V. 

Club-Vorstand Birgit Maria Wober und Staatssekretär 

Barthle sind sich sicher: Der CNG-Motor ist 

die Rettung des Verbrennungsmotors. Zudem sei 

es der einzige Verbrenner, der mit Biomethan besonders 

klimafreundlich zu 100 Prozent regenerativ 

betrieben werden kann. Er steht sofort als sofort 

als einsetzbare und kostengünstige Technik bereit. 

Winfried Vees sieht gerade mit der Biogasaufbereitung 

für landwirtschaftliche Fahrzeuge eine große 

Chance für Biogasanlagenbetreiber, die sich jetzt 

für die Zeit nach der 20-jährigen EEG-Förderung 

umsehen. 

Dr. Claudius da Costa Gomez, Hauptgeschäftsführer 

des Fachverbandes Biogas e.V., der mit dem vereinseigenen 

Biogasbus gekommen war, hob die bedeutende 

Pionierleistung der Familie Vees hervor und wandte 

sich direkt an Barthle. Nach wie vor verdiene Vees kein 

Geld mit der Biomethan-Tankstelle und lege ordentlich 

drauf, um den eigenen Kraftstoff klimafreundlich 

tanken zu können und die Technik Landwirten bekannt 

zu machen. Wenn die Politik CNG-Traktoren auf die 

Höfe bringen will, dann sei noch weitere Unterstützung 

und Förderung notwendig. 

Text: Dominik Dörrie 

Foto: Fachverband Biogas e.V. 

7

Aktuelles 


Bücher 

Klimaschutz in der Landwirtschaft 

Das Heft soll Landwirte 

dabei unterstützen, 

einen Beitrag zur Reduzierung 

der Treibhausgasemissionen 

zu leisten. Landwirtschaftliche 

Produktionsverfahren 

bieten 

hierfür zahlreiche Ansatzpunkte. 

Vor allem 

die Verbesserung der Stickstoffausnutzung 

sollte hier im Fokus stehen. Weitere Maßnahmenfelder 

sind Ertrags- bzw. Leistungssicherung 

und Verlustminimierung, der Erhalt und 

Aufbau von Humus sowie die Verringerung 

des Energieaufwands. Zusätzlich ergeben 

sich positive Effekte für andere Umweltziele 

und Schutzgüter, wie Biodiversität, Gewässerschutz 

oder das Tierwohl. Einige Maßnahmen 

ermöglichen eine Kosteneinsparung, sodass 

sich Klimaschutz auch unter wirtschaftlichen 

Gesichtspunkten auszahlen kann. 

60 Seiten, DIN A5-Format, erhältlich als gedruckte 

Version, Bestell-Nummer: 40119, 

ISBN 978-3-945088-47-0. Preis: 9,- Euro 

inklusive MwSt., zzgl. Versandkosten – oder 

digital, nicht druckbar, Bestell-Nummer: 

P_40119, ISBN 978-3-945088-49-4, 

für 7,- Euro unter www.ktbl.de/shop 

Unter Strom 

Wer kann von sich behaupten, 

zu verstehen, 

worum es jenseits 

der oberflächlich 

geführten Pro-Contra- 

Debatten um die Energiewende 

geht? Die 

Mechanismen unserer 

Stromversorgung 

sind komplex, und 

populistische Forderungen von Lobbyverbänden 

erschweren häufig die objektive 

Meinungsbildung. Das Buch bringt Licht ins 

Dunkel. Anschaulich erklärt der Autor die 

komplexen Zusammenhänge der Energiewirtschaft 

und vermittelt den revolutionären, 

auch im Ausland viel diskutierten Umbauprozess 

der Stromversorgung in Deutschland. 

Die überarbeitete und aktualisierte 2. 

Auflage ergänzt die 1. Auflage um die sich 

abzeichnenden Megatrends der Elektromobilität 

und des Pariser Klimaabkommens. 

Springer Verlag, 297 Seiten, 14,99 Euro, 

ISBN 978-3-658-15164-5 

Termine 

14. bis 17. September 

MELA – 27. Fachausstellung für Landwirtschaft 

und Ernährung, Fischwirtschaft, Forst, 

Jagd und Gartenbau 

Mühlengeez, Mecklenburg-Vorpommern 

https://www.mela-messe.de 

17. September 

Tag der offenen Tür der LfL 

Freising 

www.lfl.bayern.de/tagderoffenentuer-2017 

19. bis 22. September 

AHK-Geschäftsreise „Beheizung und Kühlung 

von gewerblichen und Industriegebäuden mit 

Erneuerbaren Energien“ 

Norwegen 

www.german-energy-solutions.de/GES 

Diese und viele weitere AHK-Geschäftsreisen 

finden Sie bei den Terminen auf 

www.biogas.org 

21. und 22. September 

11. Biogastagung – Anaerobe Biologische 

Abfallbehandlung 

Dresden 

www.forum-abfallwirtschaft-altlasten.de 

21. September 

DFBEW: Konferenz zu Biogas in der lokalen 

Wertschöpfungskette 

Paris 

www.enr-ee.com/de/veranstaltungen 

26. und 27. September 

FNR/KTBL-Tagung: Biogas in der Landwirtschaft 

– Stand und Perspektiven 

Bayreuth 

www.veranstaltungen.fnr.de/biogaskongress 

26. September 

Umgang mit (finanziellen) Krisensituationen 

Nienburg 

Mail: biogas@leb.de 

28. September 

7. Erfahrungsaustausch für Sachverständige 

gemäß § 29b BImSchG 

Göttingen 


13. Oktober 

Workshop Niederschlagswasser 

auf Biogasanlagen 

Rampe 

www.neues-ufer.de 

19. Oktober 

13. Sächsische Biogastagung 

Klipphausen, OT Groitzsch 

www.landwirtschaft.sachsen.de 

24. bis 26. Oktober 

Qualifizierung für Beschäftigte an 

Biogasanlagen 

Schwerin 

E-Mail: biogas@leb.de 

25. bis 27. Oktober 

RENEXPO ® Poland 

Warschau 

www.renexpo-warsaw.com 

30. und 31. Oktober 

Aufbauworkshop: Jährliche Unterweisung 

von Mitarbeitern an Biogasanlagen 

Nienburg 

E-Mail: biogas@leb.de 

28. und 29. November 

Zukunftsforum Energiewende – 

Den Wandel aktiv gestalten 

Kassel 

www.zukunftsforum-energiewende.de/ 

12.–14. Dezember 2017, Nürnberg 

12. bis 14. Dezember 

BIOGAS Convention & Trade Fair 

Nürnberg 

www.biogas-convention.com 

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

8


BIOGAS-KIDS 

Aktuelles 

Sanfter Tiger im Tank 

Bist du auch dafür, dass Autos und andere Fahrzeuge 

in Zukunft nur mit Kraftstoffen betrieben werden, 

die umweltfreundlich sind und das Klima nicht 

schädigen? Zurzeit steht ja besonders der Dieselkraftstoff 

in der Kritik, weil dessen Abgase zu viel 

Schadstoffe enthalten. Elektrofahrzeuge sind zwar 

eine Alternative, aber nur dann, wenn der Strom 

umweltfreundlich erzeugt wird. Dabei gibt es noch 

einen ganz anderen Kraftstoff, über den noch wenig 

gesprochen wird: Biogas! Denn aus Biogas kann 

nicht nur Strom und Wärme gewonnen 

werden. Der Fachbegriff dafür 

lautet abgekürzt „BioLNG“ oder 

auch „LBG“. LNG bezeichnet verflüssigtes 

Erdgas, also den Rohstoff, der 

wie Erdöl in den Tiefen des Erdreiches 

lagert – aber nur begrenzt zur Verfügung 

steht. BioLNG bzw. LBG dagegen 

ist ver flüssigtes Bio methan – 

also das Endprodukt aus der Biogasanlage aus 

nachwachsenden Rohstoffen und organischen Reststoffen. 

Warum jedoch verflüssigen? Weil große 

Lkw und auch Schiffe mit verflüssigtem Gas weiter 

fahren können als mit komprimiertem Gas, das auch 

CNG genannt wird. Um aus Biogas BioLNG herzustellen, 

muss das Gas in einem speziellen Verfahren gereinigt 

und dann auf etwa – 164 °C gekühlt werden. 

Bei dieser extrem niedrigen Temperatur verflüssigt 

sich das Gas von selbst. Und in dieser Form hat es 

auch einen weiteren super Vorteil: Es verbraucht viel 

weniger Platz als Gas und kann problemlos in Tanks 

gespeichert und mit Tankwagen oder -schiffen weitertransportiert 

werden. Beim Strom ist 

das viel schwieriger und teurer. Und 

noch etwas spricht für 

BioLNG. Nicht bei allen 

Fahrzeugen 

macht es Sinn, sie mit elektrischem Strom anzutreiben. 

BioLNG eignet sich als Kraftstoff deshalb ganz 

besonders für die großen Brummis, Schiffe und auch 

Flugzeuge. Umweltfreundliche Alternativen zum 

Diesel gibt es also – auch dank Biogas! 

Es stinkt gar nicht mehr. Wenn der Landwirt Gülle wie 

auf dem Foto auf seinem Acker ausbringt, stinkt es nicht mehr. Das liegt daran, dass die Gülle 

sofort in den Boden eingearbeitet wird. Und wenn es nicht mehr stinkt, dann nützt es auch 

dem Klima, weil keine schädlichen Gase aus der Gülle in die Atmosphäre entweichen können. 

Mit der Gülle, die in der Biogasanlage zur Strom- und Wärmegewinnung eingesetzt wird, ist 

es genauso. Klimaschädliche Gase können von dort nicht entkommen. Deshalb sollten möglichst 

viel Gülle und auch Mist in Biogasanlagen zur Energieproduktion eingesetzt werden. 

Mein Experiment – ein wasserdichtes Sieb 

Ein Sieb, durch dessen Löcher kein Wasser läuft? Gibt es das? 

Ja! Probiere es selbst aus: Nimm das Sieb und verteile auf dessen Innenseite mit 

dem Finger Speiseöl. Wenn das Sieb innen vollständig mit Öl bedeckt ist, gieße 

langsam und ganz vorsichtig ein wenig Wasser aus einem Glas in das Sieb. 

Was passiert? Das Wasser fließt nicht ab. Warum? Über den Maschen des Siebes 

hat sich eine geschlossene Ölschicht gebildet. Da Wasser und Öl sich gegenseitig 

abstoßen, vermag das Wasser diese Schicht nicht zu durchdringen und bleibt im Sieb. 

Dieses Prinzip nutzen wir z. B. auch, wenn wir unsere Schuhe mit fett- bzw. ölhaltiger 

Schuhcreme behandeln, um sie wasserabweisend zu machen. 

i 

www.agrarkids.de 

Landwirtschaft entdecken und verstehen – 

Die Fachzeitschrift für Kinder 

9

Aktuelles 


Fotos: Martin Frey 

Präsentierten den 

Statusbericht zur Energiewende 

in Rheinland- 

Pfalz sowie eine 

Studie über attraktive 

PV-Geschäftsmodelle 

für Kommunen und 

Gewerbe: Dr. Christel 

Simon, Christina 

Kaltenegger-Braun 

und Thomas Pensel 

von der Energieagentur 

Rheinland-Pfalz sowie 

der rheinland-pfälzische 

Staatssekretär Dr. 

Thomas Griese. 

Rheinland-Pfalz 

Der Wärmewende den Weg bereiten 

Die Sektorkopplung als wichtiger Beitrag zur Energiewende war das Schwerpunktthema 

des fünften Jahreskongresses der Energieagentur Rheinland-Pfalz. Zu der Veranstaltung 

am 14. Juni waren mehr als 100 Teilnehmer ins Kongresszentrum des Zweiten Deutschen 

Fernsehens (ZDF) nach Mainz gekommen. Die Energieagentur Rheinland-Pfalz beging 

damit zugleich das fünfte Jahr ihres Bestehens. 

Von Dipl.-Geogr. Martin Frey 

Die Energieagentur Rheinland-Pfalz wurde 

2012 als eine Einrichtung des Landes gegründet, 

um Kommunen, öffentliche Einrichtungen, 

Unternehmen und Bürger bei 

der Umsetzung von Projekten und anderen 

Aktivitäten zu unterstützen. Umweltministerin Ulrike 

Höfken (Die Grünen) bezeichnete die Energieagentur 

in ihrem Grußwort als „wichtigen Partner für das Land, 

um die Energiepolitik zu entwickeln“. 

Eines der Bestätigungsfelder der in Kaiserslautern und 

weiteren acht Regionalbüros in Rheinland-Pfalz ansässigen 

Einrichtung ist, „Investoren und Kommunen zu 

helfen, sich im Förderdschungel zurechtzufinden“, wie 

es Förderexperte Tobias Woll bezeichnete. Im Dschungel 

finden sich immer wieder auch neue Entdeckungen. 

Für Fördermittelsuchende könnte dies das neue ZEIS- 

Programm sein, ein seit 2015 bestehendes landeseigenes 

Förderprogramm, das zum Ziel hat, eine zukunftsfähige 

Energieinfrastruktur voranzubringen. 

Den aus Kommunen, Unternehmen, Verbänden und 

der Politik gekommenen Teilnehmern präsentierte 

Thomas Pensel, Geschäftsführer der Energieagentur 

Rheinland-Pfalz, die Einrichtung mit ihren landesweiten 

Regionalbüros als „bundesweit einzigartig“. Erstmals 

hatten er und sein Team einen Statusbericht zur 

Energiewende in Rheinland-Pfalz erstellt sowie eine 

Studie über attraktive PV-Geschäftsmodelle für Kommunen 

und Gewerbe. Beides wurde auf der Tagung der 

Öffentlichkeit präsentiert. 

Statusbericht zur Energiewende 

in Rheinland-Pfalz 

Der Statusbericht als Ergänzung zum Online-Portal des 

Energieatlas Rheinland-Pfalz (www.energieatlas.rlp. 

10


Aktuelles 

de) soll künftig alle zwei Jahre den Fortschritt der Energiewende 

im Land nachvollziehbar machen. Aus dem 

Bericht geht hervor, dass bereits heute fast jede zweite 

Kilowattstunde in Rheinland-Pfalz aus Erneuerbaren 

Energien gewonnen wird. 

Wie für alle anderen Bereiche wird auch für den Sektor 

Biogas eine aktuelle Bestandsaufnahme präsentiert: 

So gab es Ende 2016 in Rheinland-Pfalz insgesamt 

172 Biogasanlagen (nach der Neudefinition des Anlagenbegriffs), 

wovon sich alleine 63 im Eifel-Kreis 

Bitburg-Prüm befanden. In 2015 und 2016 waren davon 

zwölf neue Güllekleinanlagen mit jeweils 75 kW el 

Leistung, davon acht in der Planungsregion Trier, neu 

errichtet worden. 

Insgesamt stehen die Biogasanlagen-Betreiber unter 

erheblichem Kostendruck, der nur teilweise durch 

Rationalisierungsmaßnahmen oder durch den Wärmeverkauf 

aufgefangen werden kann – erschwert noch 

durch den niedrigen Ölpreis. Dennoch sind beim Ausbau 

oder Neubau von Nahwärmenetzen auch Erfolge 

zu verzeichnen, wie zum Beispiel die 2016 realisierten 

Nahwärmenetze Pickließem und Habscheid mit einer 

Wärmenutzung aus der Biogas-Verstromung. 

In Pickließem östlich von Bitburg beispielsweise wird 

über ein 3.800 Meter langes Leitungsnetz Bio-Wärme 

für über 90 Wärmeabnehmer bereitgestellt. Das 2.000 

Meter lange Nahwärmenetz in Habscheid versorgt 25 

Privathaushalte, zwei Gaststätten, ein Altenheim, einen 

Kindergarten und einen Gewerbebetrieb. Jährlich 

werden rund 100.000 Liter Heizöl eingespart. 

Auch in Rheinland-Pfalz wollten viele Altanlagen-Betreiber 

die Möglichkeit nutzen, nach Auslauf der EEG- 

Vergütungen an den durch das EEG 2017 vorgesehenen 

Ausschreibungsrunden teilzunehmen, um ihre Anlagen 

für zehn weitere Jahre zu betreiben. Auf der Veranstaltung 

war zu erfahren, dass damit aber auch ein erhöhter 

Informationsbedarf einhergehe. Diesen deckt unter 

anderem das EFRE-Projekt „Zukunftscheck Biogasanlage“, 

das vom Land unterstützt und von der Energieagentur 

Rheinland-Pfalz angeboten wird. 

Regionales Verbundsystem Westeifel 

Eine weitere Zukunftsoption in der Biogasentwicklung 

des Landes stellt das Regionale Verbundsystem Westeifel 

dar. Es bündelt eine Vielzahl von Versorgungsleitungen 

innerhalb eines die Region von Nord nach Süd 

durchziehenden Grabens. Das Biogas Journal berichtete 

darüber bereits unter anderem in Ausgabe 4_2015, 

Seite 42 bis 44. 

„Das Regionale Verbundsystem Westeifel ist ein absolutes 

Zukunftsprojekt“, lobte denn auch der rheinlandpfälzische 

Staatssekretär Thomas Griese (Die Grünen) 

auf der Veranstaltung. Die Raumplanung für das Großprojekt 

sei inzwischen abgeschlossen, im Herbst solle 

der erste Spatenstich erfolgen. Das Projekt könne bis zu 

48 und damit den Großteil der Biogasanlagen im rheinland-pfälzischen 

Teil der Eifel miteinander verbinden. 

Das Roh-Biogas soll dann gesammelt und in einer 

Leitung nach Bitburg geführt werden. Dort wird es zu 

Erdgasqualität aufbereitet und danach ins allgemeine 

Erdgasnetz eingespeist. Gleichzeitig werden damit in 

Trier auch Blockheizkraftwerke betrieben, die bedarfsorientiert 

Strom und Wärme erzeugen. Griese machte 

deutlich, dass er diesen technologischen Ansatz künftig 

gerne weiter vorantreiben wolle: „Wir sehen auch 

künftig die Möglichkeit, in Rheinland-Pfalz neue Biogasanlagen 

zu bauen. Aber vor allem geht es um die 

bessere Nutzung bestehender Anlagen.“ 

Dorfwärme-Projekt Ellern 

Ein aktuelles Projekt mit einer hoch effizienten Energieversorgung, 

das zwar nicht mit Biogas betrieben 

wird, aber dennoch eine überzeugende Nahwärmelösung 

darstellt, ist das Dorfwärme-Projekt Ellern. Das 

830-Einwohner-Dorf im Rhein-Hunsrück-Kreis erhält 

derzeit eine Dorfheizung, die zu 82 Prozent mit Holzhackschnitzeln, 

zu 16 Prozent mit Solarthermie und zu 

nur 2 Prozent mit Erdöl versorgt werden wird. 

Stephan Webering von der Verbandsgemeinde 

Rheinböllen berichtete: „Wir haben schon jetzt 105 

Anschlussnehmer, auch aus dem Gewerbe.“ Die Finanzierung 

des 4,8 Millionen Euro teuren Projektes erfolge 

unter anderem durch das ZEIS-Programm des Landes, 

das die Trassenführung und das Heizwerk mit 404.000 

Euro unterstützt. 

Wärmesenken zu erschließen ist sicherlich eine der 

größten Aufgaben der kommenden Jahre: Generell 

„eine frühzeitige grobe Abschätzung von Nahwärmepotenzialen 

in der Bauleitplanung“ forderte Iris Basche, 

die aus dem Umweltschutzamt der Stadt Freiburg im 

Breisgau einen Blick über den regionalen Tellerrand 

ermöglichte. Basche führte den Zuhörern vor Augen, 

dass sich selbst das klimaschutzerfahrene Freiburg 

nicht auf seinen Lorbeeren ausruhen dürfe. 

Das Ziel, die lange Jahre vorbildliche Universitätsstadt 

bis zum Jahr 2050 klimaneutral zu machen, sei 

derzeit nur noch unter allergrößten Anstrengungen 

zu erreichen. So habe man nicht einmal einen Modernisierungsgrad 

von 2 Prozent im Gebäudebestand 

Die rheinland-pfälzische 

Umweltministerin 

Ulrike Höfken (Bündnis 

90/Die Grünen) bezeichnete 

die Energieagentur 

als „wichtigen Partner 

für das Land, um 

die Energiepolitik zu 

entwickeln“. 

11

Aktuelles 


Über den Fortschritt 

des Dorfwärme- 

Projektes Ellern im 

Rhein-Hunsrück-Kreis 

berichtete Stephan 

Webering von der 

Verbandsgemeinde 

Rheinböllen. 

erzielt. Daher folgerte sie: „Wir müssen mit den CO 2 

- 

Einsparungen noch schneller werden.“ Doch man dürfe 

sich auch nicht entmutigen lassen: „Wir setzen auch 

darauf, dass sich die Technik noch weiter entwickelt.“ 

Anpassungsstrategien an den Klimawandel 

Hiernach brachte Dr. Ulrich Matthes vom Kompetenzzentrum 

für Klimawandelfolgen Rheinland-Pfalz aus 

Trippstadt in der Pfalz einen aufrüttelnden Beitrag 

über den Klimawandel in Rheinland-Pfalz und die Folgen 

für die Gesellschaft und die Umwelt. Er analysierte 

die Extremwetterereignisse der letzten Jahre, die unter 

anderem dadurch ausgelöst worden seien, dass die 

Tiefdruckgebiete länger über dem Land hängenbleiben. 

Die bei alledem steigenden Jahresdurchschnittstemperaturen 

führten schon jetzt zu einer längeren Vegetationsperiode. 

Dies könne zwar zu Ertragssteigerungen 

führen, bringe aber auch zahlreiche Risiken wie eine 

erhöhte Spätfrostgefahr mit sich, was insbesondere 

im Obst-und Weinbau verheerend sein könne. Man 

versuche nun, geeignete Anpassungsstrategien zu 

entwickeln. Um Gesundheitsschäden in Städten zu 

vermeiden, nannte er beispielsweise Begrünungsmaßnahmen, 

für die es bereits Studien gebe, etwa für die 

Fußgängerzone in Speyer. 

Beratung und Kooperationen ausbauen 

Um im Bereich Biogas neue Akzente zu setzen, setzt 

die Energieagentur Rheinland-Pfalz künftig verstärkt 

auf Fortbildungsangebote und Kooperationen. Die 

an verschiedenen Standorten angebotenen Seminare 

würden bereits gut angenommen. Sie dienten dazu, 

Biogasanlagenbetreiber über die Vorzüge einer flexibilisierten 

Fahrweise zu informieren. Die Veranstaltungen 

finden schwerpunktmäßig in der Eifel, aber auch in der 

Pfalz statt. 

Außerdem haben nun die Energieagentur Rheinland- 

Pfalz und das Dienstleistungszentrum Ländlicher 

Raum (DLR) Eifel aus Bitburg eine Kooperationsvereinbarung 

geschlossen, um die „bereits bestehende 

Zusammenarbeit im Bereich der Bioenergienutzung 

Auf sein Statement, in Deutschland sei man mit der Energiewende 

auf einem guten Weg, musste sich Staatssekretär Rainer Baake 

Kritik anhören. 

aus der Landwirtschaft deutlich auszubauen“. Die 

Energieagentur konzentriere sich dabei unter anderem 

auf die Verbesserung von energetischen Prozessen bei 

Biogas-Bestandsanlagen. 

Podiumsdiskussion 

Die Veranstaltung in Mainz wurde durch eine hochkarätig 

besetzte Podiumsdiskussion abgerundet, zu der 

eigens Staatssekretär Rainer Baake aus Berlin angereist 

war. Zusammen mit Vertretern aus kommunalen 

Unternehmen und der Politik zeigte man sich einig 

darüber, dass die Energiewende weiter vorangebracht 

werden müsse. Doch über den Weg dorthin gingen die 

Meinungen auseinander. 

Was alle unterschreiben konnten, ist der noch stärkere 

Fokus auf Effizienzanstrengungen und den Ausbau der 

Sektorenkopplung, wie beim Zubau von neuen Powerto-Gas-Anlagen. 

Auf die in Baakes Impulsvortrag formulierte 

Position, dass man in Deutschland mit der 

Energiewende auf einem guten Weg sei, reagierte der 

rheinland-pfälzische Staatssekretär Griese jedoch mit 

deutlicher Kritik. 

Griese bemängelte dabei vor allem, dass die auf den 

Eigenverbrauch bei der Photovoltaik erhobene EEG- 

Umlage sinnvolle Geschäftsmodelle auf eine unnötige 

Art und Weise belaste. Baake konnte Grieses Ausführungen 

nicht folgen und verteidigte die Bundespolitik. 

Dem aus Berlin Angereisten gab Griese daher pointiert 

mit auf den Weg in die Hauptstadt: „Im Moment zementiert 

die EEG-Umlage ein Energiesystem, das auf 

fossilen Energien beruht.“ 

Autor 

Dipl.-Geograph Martin Frey 

Fachjournalist 

Fachagentur Frey – Kommunikation für Erneuerbare Energien 

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12


Aktuelles 

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13

Aktuelles 


Interview 

»Mich fasziniert besonders die 

Methanisierung von Wasserstoff« 

Im Gespräch mit der deutschen Rennrodellegende Georg Hackl, 

der Biogasbotschafter des Fachverbandes Biogas e.V. ist. 

Interviewerin: Dipl.-Ing. agr. Andrea Horbelt 

Biogas Journal: Was würde Deine Mutter antworten auf 

die Frage: „Wie war der Schorsch als Kind?“ 

Georg Hackl: Hm… Ein braver Schorsch. Er war sehr 

sauber. Ich hab meine Mutter immer genervt: Wenn 

ich vom Spielen schmutzige Finger hatte, mussten die 

gleich wieder gewaschen werden. Und – spaßigerweise 

im Hinblick auf Biogas – als Baby hatte ich eine angeborene 

Laktose-Intoleranz und hab die Milch sehr 

schlecht vertragen und war sehr stark von Blähungen 

gequält… (lacht). 

Biogas Journal: Wie bist Du zum Rodeln gekommen? 

Was ist so faszinierend an diesem Sport? 

Hackl: Die Nähe zur Rodelbahn am Königssee hat den 

Einstieg schon leicht gemacht. Das Angebot ist ja quasi 

direkt vor der Haustür. Ich war als Kind schon immer 

sehr affin für Geschwindigkeit, für das Gleiten auf 

Schnee und Eis. Was mich ganz besonders fasziniert 

hat, war die Physik von Steilkurven, dass man da an der 

senkrechten Wand klebt. 

Biogas Journal: Welche Eigenschaften qualifizieren einen 

zum Rodler? 

Hackl: Die Lust an Geschwindigkeit, ganz klar. Aber 

auch eine angeborene gründliche Vorsicht – weil Draufgängertum 

nützt hier gar nichts, sonst stürzt man zu oft 

und verliert die Lust. Der Wille, heil unten anzukommen 

ist wichtig. Und natürlich der Wille zum Wettkampf, 

sich zu vergleichen und das Ziel, besser zu sein als der 

andere. Das ist für jeden Sportler Grundvoraussetzung. 

Biogas Journal: Was hat Dich in deiner Kindheit am 

meisten geprägt? 

Hackl: Die Tatsache, dass meine Eltern am Anfang 

nicht viel hatten und sich mit Mühe und Fleiß ein Haus 

gebaut und erwirtschaftet haben. Das war ihr Lebenswerk. 

Und macht mich auch stolz auf meine Eltern. 

Biogas Journal: Warst Du mit Freunden auf dem Rodelberg 

auch schon immer der Schnellste? 

Hackl: Das Rodeln hat mich von Anfang an fasziniert. 

Da war eine Begeisterung von der ersten Minute an, ich 

war gleich Feuer und Flamme – und auch immer bei 

den Vordersten dabei. 

Foto: Rolf Kosecki 

Biogas Journal: Wie sieht der Winter im Leben eines 

Rodel-Profis aus? 

Hackl: Es geht los Anfang Oktober. Dann werden die 

Bahnen vereist. Bis Anfang März ist dann Wintersaison – 

und in der Zeit wird gerodelt, was das Zeug hält. Wir sind 

im Grunde ziemlich lückenlos unterwegs. Wir reisen 

immer als Team, und da ist alles organisiert. Allerdings 

ist der Aufwand, das ganze Material von A nach B zu 

bringen, schon hoch. Auf jeden Athleten kommen etwa 

100 bis 120 Kilogramm Equipment. Im Hotel müssen 

die Schlitten dann ausgepackt, zusammengebaut 

und fahrfertig gemacht werden. Der Trainingsablauf ist 

dann immer ähnlich: vom Hotel an die Bahn, Training, 

die Charakteristik der Bahn erarbeiten, Erfahrungen 

sammeln und auswerten, Video- und Teilzeitanalysen 

und dann natürlich das Nacharbeiten der Schlittenkufen. 

Die Kufengeometrie ist das Wesentliche. Sie ist die 

Schnittstelle zwischen Sportgerät und dem Eis. Ihre 

Beschaffenheit entscheidet, wie schnell der Schlitten 

übers Eis gleitet und wie er sich steuern lässt. 

Biogas Journal: Woran denkt man, wenn man mit über 

100 km/h die Rodelbahn herunterfährt? 

14


Aktuelles 

Hackl: Unterschiedlich, je nach Entwicklungsgrad eines Sportlers. 

Ich als Trainer hab ja die Aufgabe, die Fahrspurkorrektur zu 

geben. Ich stehe an einer bestimmten Schlüsselstelle und erzähle 

den Sportlern dann: So musst Du fahren und so kannst Du es 

besser machen. Im Verlauf dieses Dialogs stelle ich oftmals fest, 

dass manch einer nicht mehr genau reproduzieren kann, was er 

oder sie während der Fahrt so erlebt hat. Später, als reifer Athlet, 

ist man dann sogar in der Lage, während der Fahrt noch andere 

Gedanken zu haben. Weil man so sortiert und routiniert ist. Da 

rutscht auch mal ein irrelevanter Gedanke dazwischen (lacht). 

Biogas Journal: Gab es auch Zeiten, in denen Du den Schlitten 

nicht mehr sehen konntest? 

Hackl: Nach einer abgelaufenen Saison ist man erst mal froh, es 

geschafft zu haben und muss Abstand gewinnen. Als Sportler hat 

man das Ganze noch aus Leidenschaft getan, für sich selbst. Jetzt 

als Trainer ist das doch mehr und mehr Routine und quasi ein „Job“. 

Dann ist man schon auch manchmal froh, wenn‘s vorüber ist. 

Mit der kommenden Olympiasaison steht wieder viel Arbeit und 

ein enormer Erfolgsdruck bevor, der mit der ganzen Sache einhergeht. 

Das ist normal, das ist unvermeidbar. Wir machen Leistungssport 

und daran werden wir gemessen. 

AUF in 

die Zukunft mit der 

richtigen Technik 

für jedes 

Substrat! 

Clever Optimieren 

BIOGAS 

Biogas Journal: Was hättest Du gemacht, wenn Du kein Rodler 

geworden wärst? 

Hackl: Das ist eine gute Frage … Nach dem Realschulabschluss 

bin ich Schlosser geworden. Auch mit dem Hintergedanken, dass 

mir das beim Rodeln zugutekommt. In erster Linie bin ich ein 

Praktiker und bestimmt hätte ich irgendetwas Handwerkliches 

angestrebt. 

Biogas Journal: Was haben Schlitten und Biogasanlagen gemeinsam? 

Hackl: Ich sehe das aus technischer Sicht. Im Rennrodelsport hat 

es mich erfolgreich und stark gemacht. Ich habe nie aufgehört, 

über weitere Optimierungsmöglichkeiten nachzudenken und bin 

durch Versuch und Irrtum klug geworden. Ich habe immer versucht, 

das Material zu optimieren und mich weiterzuentwickeln. 

Für mich ist auch eine Biogasanlage bei weitem noch nicht ausgereift. 

Diese Technologie birgt ein riesiges Optimierungspotenzial 

und eine große Chance für die Zukunft. 

Man kann biologische Reststoffe, Energiepflanzen und vor allem 

Gülle sinnvoll verwerten. Biogasanlagen tragen in vielfacher 

Hinsicht zum Umweltschutz bei, weil ja die biogenen Reststoffe, 

die in der Biogasanlage genutzt werden, sonst unweigerlich 

an der Atmosphäre zersetzt werden würden und entsprechende 

THG-Emissionen verursachen. Und die Verwertungspotenziale 

sind riesig – das ist das, was mich so gewaltig fasziniert: ob als 

Kraftstoff, direkt verstromt zur Regulierung und Netzstabilität, als 

Wärme oder ob man es mit Wasserstoff methanisiert und so auf 

biologischem Weg ein Erdgas-Äquivalent gewinnt. 

Biogas Journal: Seit einigen Jahren engagierst Du dich für Biogas – 

warum ausgerechnet Biogas? 

Hackl: Weil es mich fasziniert. Ich bin irgendwann einmal auf das 

Thema gestoßen, als ich über Erneuerbare Energien nachgedacht 

habe – und dann wirft sich automatisch die Problematik auf, dass 

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15 

ENGINEERED TO WORK

Aktuelles 


regenerative Energien wie Wind und Sonne 

fluktuierend sind und man eine Energieform 

braucht, die einfach für einen Ausgleich 

sorgen kann. Wenn man jetzt Ressourcen 

betrachtet, die in unseren Breiten in regenerativer 

Form zur Verfügung stehen, kommt 

man automatisch auf das Thema Biogas. 

Und wenn man dann – wie ich es vorhin 

aufgezählt hab – die vielen Vorteile in ihrer 

Summe sieht, dann ist das eine Spielwiese, 

für die ich mich begeistern kann und die 

mich nicht mehr losgelassen hat. 

Biogas Journal: Wann und wie hast Du zum 

ersten Mal von Biogasanlagen gehört? 

Hackl: Ich war lange Zeit genauso Halbwissender 

wie die meisten Menschen da draußen, 

die irrtümlicherweise – was mich ein 

wenig traurig macht – glauben, dass Biogas 

schädlich wäre. Dann bin ich auf einen Bericht 

gestoßen über die Bundeskanzlerin, 

die in der Uckermark eine Windkraftanlage 

eingeweiht hat, bei der mit dem gewonnenen 

Strom Wasserstoff erzeugt wird. Dieser 

wird mit dem Biogas so kombiniert, dass 

ein speicherfähiges Medium entsteht: 

hochwertiges Biomethan. 

Danach hab ich begonnen, intensiv zu recherchieren 

und mich zu informieren. Allein 

diese Möglichkeiten und Potenziale für 

die Zukunft haben mich total vom Hocker 

gehauen. Ich habe dann mit vielen Leuten 

sprechen dürfen – unter anderem mit Mitarbeitern 

meines langjährigen Sponsors 

Viessmann, wo mehrere Biogas-Versuchsanlagen 

auf dem Firmengelände stehen. 

Allerdings musste ich dann leider auch 

feststellen, dass der politische Wille, Biogasanlagen 

zu fördern, rapide abnimmt. 

Wie auch der Gesamtwille, die nach dem 

traurigen Vorfall von Fukushima so euphorisch 

und erfolgreich eingeleitete Energiewende 

voranzubringen. 

Biogas Journal: Wie sähe Deine Biogasanlage 

aus? 

Hackl: Meine Biogasanlage würde an einem 

Ort stehen, wo möglichst viele biogene 

Reststoffe und viel Gülle anfallen. 

Meine Energiepflanzen würden eine hohe 

Biodiversität auf die Felder bringen. Meine 

Biogasanlage hätte natürlich ein vernünftiges 

Wärmekonzept, damit ich die anfallende 

Wärme gewinnbringend verwerten 

kann – was meinen Ertrag steigern würde. 

Die Gärprodukte würden in den natürlichen 

Kreislauf zurückgeführt werden zu den 

Landwirten, von denen ich meine Energiepflanzen 

beziehe. Ein sauberer, nachhaltiger 

Kreislauf. Und wenn ich eigene 

Felder hätte, dann würde ich Windräder 

aufstellen und auf nach Süden gerichteten 

Pultdächern von Scheunen PV-Anlagen installieren 

– weil es mich so fasziniert, aus 

dem gewonnenen Strom Wasserstoff zu erzeugen 

und diesen auf biologischem Wege 

mit Biogas zu methanisieren. Das daraus 

entstehende Methangas könnte ich entweder 

selbst in Gastanks speichern oder in 

das öffentliche Gasnetz einspeisen. Das ist 

dann für mich das Nonplusultra. 

Biogas Journal: Wo siehst Du die Biogasbranche 

in zehn Jahren? 

Hackl: In zehn Jahren hoffe ich – speziell 

vor dem jetzigen Hintergrund des Diesel- 

Skandals – , dass wieder verstärkt auf regenerative 

Kraftstoffe zurückgegriffen wird 

und dass die Politiker auf die Möglichkeit 

aufmerksam werden, Energie aus Biogasanlagen 

zu nutzen. Auch die viel propagierte 

Elektromobilität macht ja nur dann Sinn, 

wenn der Strom aus regenerativen Quellen 

stammt und nicht aus Atom- und Kohlekraftwerken. 

Und dass Biogasanlagen in verschiedenen 

Bereichen weiter optimiert werden, sodass 

sie auch ohne Unterstützung marktfähig 

sind. Darauf hab ich großes Vertrauen, weil 

die Optimierungspotenziale riesig sind und 

es nach wie vor Leute gibt, die sich die Köpfe 

darüber zerbrechen, wie sich Biogasanlagen 

weiter verbessern lassen. 

Biogas Journal: Sind wir auf dem richtigen 

Weg oder siehst Du Handlungsbedarf, um 

die Biogasnutzung weiter voranzubringen? 

Hackl: Ich sehe sowohl technologischen 

Entwicklungsbedarf als auch viel Potenzial. 

Auf der politischen Ebene sehe ich zum einen 

Handlungsbedarf, um mehr Akzeptanz 

und Aufklärung zu erreichen, zum anderen, 

um die Stellschräubchen der Subventionierung 

besser zu nutzen, damit es möglich ist, 

viel mehr biogene Abfallstoffe einzusetzen 

und biologisch wertvollere Energiepflanzen 

zu bevorzugen. 

Biogas Journal: Kein vernünftig denkender 

Mensch zweifelt die Notwendigkeit zum 

aktiven Klimaschutz heute noch an – tun 

wir genug? 

Hackl: Nein! In Deutschland sicher nicht! 

Ein ganz profanes Beispiel: Letzten Herbst 

hatten wir unser Trainingslager in Lillehammer. 

Die Anreise war wie üblich mit dem 

Schiff nach Oslo und dann haben wir in 

Oslo noch eine Stadtrunde gedreht. In der 

Stadt bekommst du eigentlich keinen Parkplatz 

und wenn, dann total überteuert. Aber: 

plötzlich lauter freie Parkplätze. Jeder Parkplatz 

hat eine Ladesäule, und es dürfen nur 

Elektroautos dort stehen. So viele Elektrofahrzeuge 

auf einen Haufen haben wir überhaupt 

noch nicht gesehen. Das wird dort 

schon gewaltig gefördert. Der Strom hierfür 

stammt in Norwegen aus der Wasserkraft. 

Biogas Journal: Was würdest Du Donald 

Trump sagen, wenn Du ihm begegnen würdest? 

Hackl: Dafür find ich jetzt keine Worte – zumindest 

keine die veröffentlichbar wären. 

Biogas Journal: Was würde ein Bundeskanzler 

Georg Hackl besser machen als 

Angela Merkel? 

Hackl: Wenn ich Bundeskanzler wäre, dann 

würde ich mich um wirkliche soziale Gerechtigkeit 

kümmern, um eine gute Ökonomie 

und verstärkt auch um Umweltschutz. 

Denn das schließt sich meiner Meinung 

nach gegenseitig nicht aus. Und vor allen 

Dingen würde ich die Energiewende mit 

Hochdruck voranbringen. Ich würde mich 

mit Wirtschaftsverbänden und Energieerzeugern 

besser vernetzen und absprechen 

und versuchen, Überzeugungsarbeit 

zu leisten. Denn die Energiewende ist die 

größte Chance unserer Zeit und sowohl 

langfristig als auch nachhaltig auch ein gutes 

Geschäft. 

Biogas Journal: Wenn Du einen (politischen) 

Wunsch frei hättest, wie würde der 

aussehen? 

Hackl: Eine Bundesregierung aus einer Koalition 

von Schwarz-Grün unter der Leitung 

von Herrn Kretschmann. 

Biogas Journal: Schorsch, vielen Dank für 

das Gespräch! 

Autorin 

Interviewerin 

Dipl.-Ing. agr. Andrea Horbelt 

Pressesprecherin 

Fachverband Biogas e.V 

Angerbrunnenstr. 12 · 85356 Freising 

Tel. 0 81 61/98 46 60 

E-Mail: info@biogas.org 

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17

12.–14. Dezember 2017, Nürnberg 

Biogas 4.0 – Im Spannungsfeld zwischen Energieund 

Klimapolitik: BIOGAS Convention & Trade Fair 

2017 in Nürnberg 

Vom 12. bis 14. Dezember 2017 findet in Nürnberg die 27. Jahrestagung des Fachverbandes Biogas e.V., die 

BIOGAS Convention & Trade Fair statt. Im Zentrum der Vorträge und Diskussionen steht nicht weniger als die 

Zukunft der Branche. Während die Ziele der Klima- und Energiepolitik nicht immer zusammenpassen, sucht die 

Branche im Rahmen dieses politischen Spannungsfeldes nach Lösungen, die langfristig die Zukunft sichern. 

In drei Monaten, vom 12. bis 14. Dezember 

findet die Jahrestagung des 

Fachverbandes Biogas e.V., die 27. 

BIOGAS Convention & Trade Fair, auf 

dem Nürnberger Messegelände statt. 

Die Teilnahme ist für jeden Branchenaktiven 

unverzichtbar, denn nur hier steht 

ausschließlich Biogas im Mittelpunkt, nur 

hier ist der intensive Austausch zwischen 

Experten, Unternehmen und Akteuren der 

Biogasbranche möglich. 

Für das große Plenum der BIOGAS Convention 

& Trade Fair am 13. Dezember 

konnten hochrangige Redner gewonnen 

werden, denn das Motto „Biogas 4.0 – im 

Spannungsfeld zwischen Energie- und Klimapolitik“ 

trifft die Lage auf den Punkt. Die 

Biogasbranche muss sich jetzt positionieren, 

um in Zukunft eine dauerhafte Rolle im 

Energiemix einnehmen zu können. Horst 

Seide, Präsident des Fachverbandes Biogas 

e.V., eröffnet daher mit einem Ausblick auf 

die nächsten Jahre und die anstehenden 

Herausforderungen. 

Es folgt dann ein Vortrag von Eberhard Hartelt 

vom Deutschen Bauernverband. Darin 

wird er schildern, warum Biogas wichtig für 

die Landwirtschaft ist, um die umweltpolitischen 

Herausforderungen zu meistern. 

Prof. Dr. Gerhard Linke vom DVGW zeigt 

auf, wie Gas grün wird, denn eine nachhaltige 

Energieversorgung braucht (Bio-) 

Gas. Aber wo liegt langfristig die Zukunft 

für Biogas? Im Strommarkt? Daniel Hölder 

vom BEE geht der Frage nach, ob die Biogasbranche 

langfristig am Strommarkt Geld 

verdienen wird. 

Zum Abschluss legt Helmut Brunner, 

Staatsminister im Bayerischen Staatsministerium 

für Ernährung, Landwirtschaft und 

Forsten, den hohen Stellenwert der Nutzung 

von Biogas für eine verlässliche und nachhaltige 

Energieversorgung in Bayern dar. 

Das Beispiel Bayern zeigt exemplarisch – 

trotz aller Unterschiede in den Bundesländern 

– die Chancen für Biogas in der Zukunft 

auf. 

Der Einstieg in die Vortragsblöcke erfolgt 

am Vortag über die 2017 verabschiedeten 

Neuregelungen der DüV und der AwSV, die 

dem Schutz unseres Trinkwassers dienen 

sollen, jedoch zugleich den Anlagenbetreibern 

einiges abverlangen. In diesem Kontext 

steht auch die Frage, welche Chancen 

möglicherweise eine Aufbereitung und Vermarktung 

von Gärprodukten bei dieser Herausforderung 

bieten können. Im Anschluss 

steht die Emissionsminderung an Biogasanlagen 

im Fokus: Wie kann man Methanoder 

Ammoniakemissionen vermindern und 

die kommende TA Luft umsetzen? 

Zwar hat sich die Aufregung um das EEG 

2017 mittlerweile etwas gelegt, doch nun 

18


Aktuelles 

geht es ganz konkret darum, mit den neuen 

Vorgaben zu arbeiten. Ein Vortragspanel 

widmet sich darum mit ersten Erfahrungsberichten 

ausschließlich der Flexibilisierung, 

ein Workshop den rechtlichen Aspekten 

des EEG und ein weiterer dem Thema 

Ausschreibungen. Auf Basis der erfolgreichen 

Intensivschulungen des Fachverbandes 

werden hier kompakt die Regelungen 

des EEG und die ökonomische Basis für das 

passende Gebot aufbereitet. 

Highlight zum Ende des zweiten Tages wird 

ein Panel sein, das sich den wichtigsten 

Fragen aus dem täglichen Anlagenbetrieb 

widmet. Nach Beleuchtung der aktuellen 

Sicherheitsanforderungen für Anlagen wird 

das Grundwissen zum Marktstammdatenregister 

vermittelt, und zum Abschluss stehen 

die Experten des Mitgliederservice vom 

Fachverband Biogas live auf der Bühne, um 

die Fragen von Teilnehmern, Firmen und 

Betreibern zu beantworten. 

Ein Teil dieser Vorträge wird auch in die 

englische Sprache übersetzt, darüber hinaus 

werden in englischsprachigen Panels 

Themen aufgegriffen, die für die Branche 

weltweit von Bedeutung sind: Den Anfang 

macht die Klimapolitik: Wie kann Klimaschutz 

erfolgreich sein? Welche politischen 

Rahmenbedingungen auf EU-Ebene 

und welche finanziellen Lösungen sind 

dafür nötig? In vielen Ländern steht Biomethan 

wesentlich stärker im Mittelpunkt 

als die Stromproduktion. Ist das ein Weg 

für Deutschland? Unser Partnerland und 

Zukunftsmarkt Indien wird in all seinen 

Biogas-Facetten am Mittwoch präsentiert. 

Und schließlich gewähren verschiedene 

innovative Biogasprojekte aus Brasilien, 

Costa Rica und Uganda einen Einblick in 

neue Märkte weltweit. 

Abgerundet wird die Jahrestagung mit Workshops 

zu Substraten, zur Aufbereitung und 

Vermarktung von Gärprodukten, zu Herausforderungen 

im BHKW-Betrieb, zu Innovationen 

& Wissenschaft. Als Spezialworkshop 

wird der erfolgreiche Umgang mit Sozialen 

Medien gezeigt. Teilnehmer erfahren, wie 

sie ihren Betrieb und die Biogasbranche der 

Öffentlichkeit optimal präsentieren. In englischer 

Sprache bietet „Biogas Basics“ die 

beliebte Einführung in die Biogaswelt an, 

ergänzt durch den neuen Workshop „Case 

studies of waste digestion plants“. 

www.biogas-convention.com 

Auf der Biogas Fachmesse gibt es an drei 

Tagen ausführlich Gelegenheit für die Besucher 

zum Austausch mit den Ausstellern. 

Ein Schwerpunkt wird bei Herstellern und 

Anbietern von Anlagenkomponenten liegen, 

ein weiterer bei der Optimierung bestehender 

Anlagen. Zugleich kann sich der Besucher 

ausführlich über Innovationen, Dienstleistungen, 

Logistik und mehr informieren. 

Für Mitglieder im Fachverband Biogas und 

der DLG ist der Besuch der Messe (gegen 

Vorlage des Mitgliedsausweises) frei. 

Abgerundet wird die Jahrestagung durch 

die Mitgliederversammlung (12. Dezember) 

und die internationale Lehrfahrt (15. 

Dezember). Auf der Abendveranstaltung 

begrüßen wir dieses Jahr im Programm die 

A-Capella-Truppe „Viva Voce“, die mit uns 

25 Jahre Fachverband Biogas feiern wird 

(13. Dezember). 

Verpassen Sie also nicht den Jahrestreff der 

Biogasbranche und sichern Sie sich Ihr Ticket 

für den 12. bis 14. Dezember 2017! 

Unter www.biogas-convention.com finden 

Sie das Programm, den Ticketshop und 

ausführliche Informationen rund um die 

BIOGAS Convention & Trade Fair. 

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19

Aktuelles 


Programmübersicht 

Dienstag, 12. Dezember 2017 BIOGAS Fachmesse 9:00 – 18:00 

9:00 – 12:00 

Sitzungen der internen Gremien des Fachverbandes Biogas 

e.V. (nur auf Einladung) 

12:00 – 13:00 Mittagspause 

Biogas Basics Workshop 

(in Englisch) 

Panel 1 (in Deutsch) Panel 2 (in Englisch) 

13:00 – 14:30 

1.1 Wasser- und düngerechtliche Anforderungen 

an den Betrieb von Biogasanlagen 

14:30 – 15:00 Kaffeepause 

15:00 – 16:30 1.2 Emissionsminderung an Biogasanlagen 

2.1 Climate protection and climate finance 

2.2 Biomethane worldwide – 

experiences, challenges and opportunities 

17:30 – 20:00 Mitgliederversammlung 

Änderungen vorbehalten. Aktuelle Informationen unter www.biogas-convention.com 

Mittwoch, 13. Dezember 2017 BIOGAS Fachmesse 9:00 – 18:00 

Plenum 

(in Deutsch mit Simultanübersetzung) 

9:00 – 13:00 Biogas 4.0 – Im Spannungsfeld zwischen Energie- und Klimapolitik 


14:00 – 15:30 

Panel 1 (in Deutsch mit Simultanübersetzung) Panel 2 (in Englisch) 

1.3 Die Zukunft von Biogas: 

Flexibilität in Theorie und Praxis 

15:30 – 16:00 Kaffeepause 

16:00 – 17:30 

1.4 Tagesaktuelle Herausforderungen 

für Biogasanlagenbetreiber 

17:30 – 18:30 Verleihung der Heinz-Schulz-Ehrenmedaille 

19:00 

2.3 Introducing India’s biogas market 

2.4 Innovative approaches 

in international projects 

Abendveranstaltung 

mit Abschluss des Jubiläumsjahres „25 Jahre Fachverband Biogas e.V.“ 


20


Aktuelles 

Programmübersicht 

Donnerstag, 14. Dezember 2017 BIOGAS Fachmesse 9:00 – 17:00 

9:00 – 12:00 Workshop 1 (in Deutsch) Workshop 2 (in Deutsch) Workshop 3 (in Deutsch) Workshop 4 (in Deutsch) 

EEG – 

Entwicklungsmöglichkeiten, 

neue Entscheidungen, 

Risikovermeidung 

Substrate für Biogasanlagen / 

Neues und Altbewährtes 

Techniken zur Aufbereitung 

und Vermarktung von 

Gärprodukten 

Zukünftige Herausforderungen 

an den BHKW-Betrieb 


13:00 – 15:00 Workshop 5 (in Deutsch) Workshop 6 (in Deutsch) Workshop 7 (in Englisch) Workshop 8 (in Deutsch) 

Ausschreibungen – 

Grundlagen, Erfahrungen, 

Wirtschaftlichkeit 

Innovation & Wissenschaft 

Case studies 

of waste digestion plants 

Wir bauen unser Netz – 

gemeinsam in den 

Sozialen Medien unterwegs 

15:00 Ende der Workshops 


Freitag, 15. Dezember 2017 

8:00 – 17:30 

Internationale Lehrfahrt 

(mit Simultandolmetscher) 


Foto: Fachverband Biogas e.v. 

Besuchen Sie auch die BIOGAS Fachmesse 

in den Messehallen 9 & 10! 

Dienstag und Mittwoch 

Donnerstag 

9:00 – 18:00 Uhr 

9:00 – 17:00 Uhr 

21

Politik 


Die Qual der Wahl 2017: Im Parforceritt 

durch die Wahlprogramme 

Wer seine Wahlentscheidung am 24. September von der Haltung der Parteien zur 

Energiewende im Allgemeinen und der Bioenergie im Speziellen abhängig machen 

möchte, dem sei die nachfolgende Orientierungshilfe ans Herz gelegt – querbeet 

durch die Wahlprogramme der wichtigsten Parteien. 

Von Sandra Rostek und Dr. Guido Ehrhardt 

Um es gleich vorwegzunehmen: Die Energiewende 

spielt im Bundestags-Wahlkampf 

2017 leider allenfalls eine untergeordnete 

Rolle. Dabei gäbe es aus Sicht 

des Fachverbandes Biogas natürlich mehr 

als genug zu tun: Deutschland wird seine Klimaziele 

krachend verfehlen – man müsste folglich unverzüglich 

den Ausbau der Erneuerbaren Energien beschleunigen! 

Energiewende ist hierzulande immer noch nur eine 

Stromwende – der Wärmemarkt und der Verkehrssektor 

müssten endlich angepackt werden! Dreckiger Kohlestrom 

verstopft nach wie vor die Netze und 

verpestet die Luft – wir müssen aus der 

Kohle aussteigen und endlich Platz 

machen für die Bioenergie! 

Uns sind also viele Inhalte für 

die Wahlprogramme der wichtigsten 

zur Wahl stehenden 

Parteien aufgefallen, und 

es ist uns auch gelungen, 

den einen oder anderen bescheidenen 

Akzent für unsere 

Anliegen zu setzen. Aber 

natürlich hätten auch wir uns 

gewünscht, dass die eine oder 

andere Aussage gerade zur Bioenergie 

etwas konkreter ausgefallen 

wäre. Die meisten Parteien jedoch treffen 

keine spezifischen Aussagen zur Bioenergie. 

Wer die Programme aufmerksam studiert, findet aber 

dennoch viele Aspekte, die direkt oder indirekt von entscheidender 

Bedeutung für die weitere Entwicklung 

der Bioenergie sind. Diese seien im Folgenden kurz 

(und ohne Anspruch auf Vollständigkeit) wie folgt zusammengefasst: 

Alle Parteien bis auf die AfD stehen zu dem Klimaschutzabkommen 

von Paris. Sowohl CDU/CSU als 

auch SPD halten an den bisherigen Energie- und Klimaschutzzielen 

fest, einschließlich des Klimaschutzplans 

2050. Die FDP will den Klimaschutzplan und 

generell sektorspezifische Ziele abschaffen. Die AfD 

will alle Klimaschutzziele, -maßnahmen und -verträge 

beenden. 

CDU/CSU bekennen sich zwar grundsätzlich zur 

Energiewende, machen aber nur wenig spezifische 

Vorschläge. Ein bestimmendes Thema ist die Weiterentwicklung 

des Förderrahmens hin zu mehr Markt 

und Wettbewerb – konkrete Vorstellungen werden aber 

nicht genannt. 

Auch bei der SPD nimmt das Thema Energiewende keinen 

überragenden Stellenwert im Programm ein. Die 

SPD will sich aber für eine Stärkung des EU-Emissionshandels 

einsetzen. Eine nationale CO 2 

-Bepreisung, 

wie sie der Fachverband Biogas und andere fordern, 

wird nicht erwähnt. 

Bündnis 90/Die Grünen fordern eine deutliche Steigerung 

beim Thema Klimaschutz. Der EU-Emissionshandel 

soll reformiert und durch eine nationale 

CO 2 

-Bepreisung ergänzt werden. Bis 2030 soll die 

Stromerzeugung vollständig erneuerbar sein. 

Die FDP will keine nationalen Alleingänge, aber ebenfalls 

keine technischen Auflagen auf EU-Ebene. Der 

EU-Emissionshandel soll auf andere Sektoren ausgedehnt 

werden. Eine weitere nationale oder europäische 

CO 2 

-Bepreisung wird abgelehnt. Langfristig ausgelegte 

finanzielle Fördermaßnahmen wie das EEG sollen abgeschafft 

werden. 

Die Linke unterstützt deutlich höhere Klimaschutzund 

Ausbauziele. Das EEG soll um eine „soziale Komponente“ 

ergänzt werden; Ausschreibungen werden 

abgelehnt. Der Einsatz von Erneuerbarer Wärme und 

die Gebäudesanierung sollen stark ausgebaut und ein 

Kohleausstieg soll zügig eingeleitet werden. Aussagen 

zur CO 2 

-Bepreisung finden sich nur in Form einer Kritik 

des EU-Emissionshandels. 

Die AfD will alle Fördermaßnahmen für Klimaschutz 

und Erneuerbare Energien, insbesondere EEG, EnEV, 

EEWärmeG und die Kaufprämie für Elektroautos, 

streichen. Der Ausbau der Windenergie wird generell 

abgelehnt. 

Soweit unser Kurzüberblick – verbunden mit der Lektüreempfehlung 

der ausführlicheren Tabelle auf den 

nachfolgenden Seiten, in der wir die verschiedenen 

Aussagen der unterschiedlichen Parteien zu den aktuell 

bestimmenden Themen sortiert und aufgeführt 

haben. 

22


Politik 

CDU/CSU 

Bioenergie allgemein 

Energiewende allgemein 

Energiewende im Stromsektor / EEG 

Energiewende im Wärmesektor 

Energiewende im Verkehrssektor 

Konventionelle Energieträger 

CO 2 

-Bepreisung 

Sektorenkopplung 

CDU: Keine spezifischen Aussagen. 

CSU-Bayernplan: „Der Einsatz nachwachsender Rohstoffe bietet zusätzliche Einkommensquellen für Land- und Forstwirtschaft.“ 

CDU: „[Wir] stehen zum weltweiten Klima-Abkommen von Paris.“ 

„Wir halten an unseren bestehenden Energie- und Klimazielen fest und setzen sie Schritt für Schritt um. Dies gilt auch für den 

2016 beschlossenen Klimaschutzplan. Wir lehnen dirigistische staatliche Eingriffe in diesem Bereich ab und setzen stattdessen 

auf marktwirtschaftliche Instrumente.“ 

„Durch den Ausbau erneuerbarer Energien wurde in erheblichem Umfang Wertschöpfung in die ländlichen Räume zurückverlagert. 

Deshalb ist der planbare, berechenbare und marktwirtschaftliche Fortgang der Energiewende für diese Regionen von besonderer 

Bedeutung.“ 

CDU: Keine spezifischen Aussagen. 

CSU-Bayernplan: „[Beim] EEG brauchen wir einen Systemwechsel hin zu mehr Markt und Wettbewerb. Den Ausbau der erneuerbaren 

Energien wollen wir unter Wahrung des Bestandsschutzes auf neue verlässliche Grundlagen stellen.“ 

CDU: „Wir werden […] keine Maßnahmen beschließen, die die Schaffung von Wohnraum zusätzlich verteuern. Wir werden prüfen, 

inwieweit durch die Abschaffung überflüssiger Vorschriften Kostensenkungspotenziale erschlossen werden können.“ 

„Wir werden die energetische Gebäudesanierung steuerlich fördern und dadurch zusätzliche Anreize schaffen.“ 

CDU: „Bis sich die Elektromobilität endgültig durchgesetzt hat, bleiben moderne Dieselfahrzeuge aufgrund ihres geringen CO 2 

-Austoßes 

eine wichtige Option.“ 

„Wir unterstützen die Antriebswende im Verkehr und verfolgen eine technologieoffene Gesamtstrategie zur Förderung des Markthochlaufs 

alternativer Kraftstoffe und Antriebe wie der Elektromobilität und der Brennstoffzelle.“ 

CDU: „Der langfristige Ausstieg aus der Braunkohle muss parallel zu einer konkreten neuen Strukturentwicklung verlaufen.“ 

CDU/CSU: Keine spezifischen Aussagen. 

CDU: „Neben dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien wollen wir die Sektorenkopplung weiterentwickeln.“ 

23

Politik 


SPD 







CO 2 

-Bepreisung 


Keine spezifischen Aussagen. 

„Es ist eine Frage der Gerechtigkeit, dass wir erneuerbare Energien weiter ausbauen. Erneuerbare Energien aus Windkraft (Offund 

Onshore) und Sonnenenergie sind langfristig die kostengünstigste Form der Energieerzeugung. Sie machen uns unabhängig 

von Öl, Erdgas und Uran aus Konfliktregionen. Sie tragen zur lokalen Wertschöpfung bei und zu einem fairen Energiemarkt.“ 

„[Wir werden] den Klimaschutzplan 2050 weiterentwickeln. [… Wir werden] den Dialog mit den Unternehmen, den Gewerkschaften 

und den Beschäftigten in den betroffenen Sektoren führen. […] Im Rahmen dessen setzen wir auf Technologieneutralität und 

Innovationsoffenheit. Die Ergebnisse dieses Dialoges werden wir im Rahmen eines nationalen Klimaschutzgesetzes umsetzen.“ 

„Wir wollen alternative Finanzierungsmodelle der Energiewende prüfen.“ 


„Wir setzen uns auch für die Entwicklung und Nutzung alternativer Energiequellen für die Schifffahrt ein. […] Die Entwicklung 

alternativer Kraftstoffe und Antriebe für Flugzeuge wollen wir fördern. […] Um die Umweltbelastung in den Innenstädten zu reduzieren, 

werden wir die Anschaffung von Bussen und Taxis mit alternativen Antrieben sowie die Nutzung von Lastenrädern und die Umrüstung 

von innerstädtischen Lieferfahrzeugen fördern.“ 

„Die vollständige Energiewende gelingt nur, wenn auf dem Weg dorthin konventionelle Energieträger den Ausbau der erneuerbaren 

Energien ergänzen. Erdgas, erneuerbares Gas aus Power-to-Gas-Anlagen und die bestehende Gasnetzinfrastruktur werden im 

Energiemix für eine flexible, sichere und CO 2 

-arme Energieerzeugung immer bedeutender.“ 

„Den europäischen Emissionshandel werden wir so weiterentwickeln, dass er seine Funktion als zentrales Klimaschutzinstrument 

erfüllen kann. Sollte dies nicht zu erreichen sein, werden wir Verhandlungen für die Vereinbarung von CO 2 

-Mindestpreisen auf 

europäischer Ebene aufnehmen.“ 

„Den europäischen Emissionshandel werden wir so weiterentwickeln, dass er seine Funktion als zentrales Klimaschutzinstrument erfüllen 

kann. Sollte dies nicht zu erreichen sein, werden wir Verhandlungen für die Vereinbarung von CO 2 

-Mindestpreisen auf europäischer 

Ebene aufnehmen.“ 

„Speicher und andere Technologien für die Sektorenkopplung sowie die Flexibilisierung und die Digitalisierung der Energiewende 

wollen wir gezielt durch technologieoffene gesetzliche Rahmenbedingungen […] voranbringen.“ 

Bündnis 90 / Die Grünen 






CO 2 

-Bepreisung 


„Es ist […] unser Ziel, die Energieversorgung und Energie-Speicherung von Strom, Wärme und beim gesamten Verkehr komplett 

mit Sonne, Wind, Wasser, nachhaltig erzeugter Bioenergie, Umgebungstemperaturen und Erdwärme zu decken.“ 

„Für alle 27 Staaten der EU muss bis 2050 eine CO 2 

-Reduktion von mindestens 95 Prozent gegenüber 1990 verpflichtend sein.“ 

„100 Prozent Ökostrom bis 2030, das ist unser Ziel. Dafür werden wir den Kohleausstieg einleiten und die schwarz-rote 

Ausbaubremse für Erneuerbare abschaffen.“ 

„[Wir wollen] alle EU-rechtlichen Möglichkeiten ausschöpfen, um Erneuerbare-Energien-Projekte vom bürokratischen 

Ausschreibungszwang und unberechtigten Umlagen zu befreien. Die sinnwidrige Erhebung der „Sonnensteuer“ wollen wir 

abschaffen und ein Ökostrommarktmodell einführen, damit aus deutschen erneuerbaren Anlagen Grünstrom auch wieder 

als Ökostrom vermarktet werden kann.“ 

„[Mit den Einnahmen aus der CO 2 

-Bepreisung] schaffen wir die Stromsteuer ab, reduzieren die EEG-Umlage und finanzieren 

weitere Klimaschutzmaßnahmen.“ 

„[Wir werden] zusätzliche Mittel für die energetische Gebäudesanierung bereitstellen [… und] Energieeffizienz […] fördern.“ 

„Ab 2030 sollen nur noch abgasfreie Autos neu zugelassen werden.“ 

„[Wir werden] die Kfz-Steuer reformieren und ein Bonus-Malus-System für Neuwagen einführen. Wer viel CO 2 

, NOx und Feinstaub- 

Emissionen verursacht, zahlt dann mehr.“ 

„Es ist nicht einzusehen, warum Airlines von der Kerosinsteuer befreit sind. Das wollen wir beenden.“ 

„[Wir wollen] weg vom Verbrennungsmotor und hin zum Elektroantrieb beziehungsweise emissionsfreien Antrieb. In der Schifffahrt 

weg vom Schweröl hin zu alternativen Antrieben.“ 

„Der Einsatz von billigem Schweröl für Fracht- und Kreuzfahrtschiffe muss drastisch eingedämmt werden, wir fordern und fördern 

die Umrüstung auf umweltfreundlichere Energieträger.“ 

„Der EU-Emissionshandel muss reformiert werden. […] Hierfür müssen überschüssige CO 2 

-Zertifikate dauerhaft gelöscht und 

die kostenlose Zuteilung von Zertifikaten beendet werden.“ 

„Durch einen gesetzlichen CO 2 

-Mindestpreis und eine ehrliche CO 2 

-Bepreisung auch außerhalb des Emissionshandels sorgen 

wir dafür, dass sich Investitionen in Klimaschutz betriebswirtschaftlich lohnen sowie planbarer werden.“ 

„Grünes Ziel ist, die 20 dreckigsten Kohlekraftwerke sofort vom Netz zu nehmen und schrittweise die restlichen innerhalb der 

nächsten 20 Jahre abzuschalten.“ 

„Hocheffiziente und zunehmend erneuerbare Kraft-Wärme-Kopplung wollen wir dabei unterstützen, dass sie immer flexibler auf 

den Strommarkt reagiert und so den Strom aus Wind und Sonne ergänzt.“ 

24


Politik 

FDP 






CO 2 

-Bepreisung 




„Erneuerbare Energien sind für uns ein wichtiges Element im Energiemix der Zukunft.“ 

„[Wir] treten für eine vernünftige, international abgestimmte Politik auf Basis des Klimaschutzabkommens von Paris ein.“ 

„Nationale Alleingänge wie den Klimaschutzplan 2050 lehnen wir ab.“ 

„[Wir lehnen] auch auf Ebene der Europäischen Union technische Auflagen zur Treibhausgasminderung ab und treten für einen 

Verzicht auf Subventionen für Vermeidungstechnologien ein.“ 

„[Wir lehnen] langfristige Pläne, mit denen für jeden Wirtschaftssektor spezifische Emissionsziele mittels restriktiver Vorgaben 

umgesetzt werden sollen, grundsätzlich ab.“ 

„[Es sollen] nicht Gesetze und durch die Politik festgelegte Ausbauziele darüber entscheiden, mit welchem Energieträger und 

welcher Technologie zur Energieversorgung beigetragen wird.“ 

„[Wir wollen] das Dauersubventionssystem des EEG mit Einspeisevorrang und -vergütung beenden. Anlagen mit Förderzusage 

genießen Bestandschutz.“ 


„[Wir wollen alle staatlichen Subventionen überprüfen. […] So zum Beispiel die Kaufprämie für Elektroautos.“ 

„Der EU-Emissionshandel […] muss auf weitere Sektoren (zum Beispiel Wohnen und Verkehr) ausgedehnt werden. […] 

Allerdings brauchen globale Wirtschaftsbereiche wie Schifffahrt und Luftverkehr auch globale Vereinbarungen. Gleichzeitig 

lehnen wir Eingriffe in die Preisbildung am Markt für Emissionszertifikate wie etwa Mindestpreise ab.“ 

„[Auf] fossile Energieträger [kann] auf absehbare Zeit nicht verzichtet werden.“ 

„[Wir] wollen Versorgungssicherheit im Wettbewerb erreichen und sind gegen staatliche Interventionen zur Bereitstellung ausreichender 

Kraftwerkskapazitäten. Wir wollen keine staatlich bestimmte Kapazitäts- und Klimareserve. […] In offenen Leistungsmärkten sollen alle 

Stromanbieter die dem Verbraucher zugesagte Leistung unter allen Bedingungen durch Versorgungsgarantien absichern müssen.“ 

„[Wir] wollen die Potenziale der energietechnischen und energiewirtschaftlichen Verknüpfung von Strom, Wärme, Mobilität und 

Rohstoffen sowie deren Infrastrukturen („Sektorkopplung“) bei der Reduzierung von Treibhausgasemissionen marktwirtschaftlich 

nutzen. Wir lehnen eine planwirtschaftliche Umsetzung durch die Bundesregierung ab.“ 

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25

Politik 


Die Linke 


„Die Linke unterstützt eine regional ausgerichtete und in der Bevölkerung verankerte Energiewende, [u.a.] Bioenergiedörfer.“ 

„Die staatliche Subvention von […] »Biokraftstoff« wollen wir abschaffen [und] den Import von »Biokraftstoffen« verbieten, 

weil damit Nahrungsmittelproduktion in Ländern des globalen Südens verdrängt und Biotope zerstört werden. Regionale 

Pflanzenölkraftstoffe sollten nur im Agrarbereich und beim ÖPNV eingesetzt werden.“ 

Energiewende allgemein Einsatz für ambitioniertere europäische Klimaschutzziele in 2030: 

60% THG-Reduktion ggü. 1990; 45% Erneuerbare Energie; 40% Primärenergiereduktion ggü. 2000 

Energiewende im Stromsektor / EEG EE-Ausbauziele im Stromsektor: 43% in 2020, 70% in 2030, 100% in 2050. 

„Wir wollen eine strukturelle Reform des EEG mit sozialen Komponenten.“ „Das Erneuerbare-Energien-Gesetz muss umgebaut 

oder durch eine neue Energiegesetzgebung abgelöst werden.“ 

„Ausschreibungssysteme sind für Bürgerenergieprojekte […] teuer, riskant und aufwändig, wir lehnen sie ab.“ 

Energiewende im Wärmesektor EE-Ausbauziel im Wärmesektor: 20% bis 2020. 

„Der verpflichtende Anteil erneuerbarer Energien an der Wärmeversorgung für Neubauten muss schrittweise gesteigert und bei 

grundlegenden Sanierungen auch auf den Gebäudebestand ausgeweitet werden.“ 

„„Der Gebäudestand muss saniert und Neubauten müssen gut gedämmt werden.“ 

„Die energetische Sanierung von Bestandsgebäuden darf nicht zu höheren Warmmieten oder gar Verdrängung führen.“ 


CO 2 

-Bepreisung 



„Der öffentliche Nahverkehr soll auf neue Antriebsmodelle umstellen.“ 

„Die staatliche Subvention von Dieseltreibstoff, Flugbenzin und »Biokraftstoff« wollen wir abschaffen. DIE LINKE will den 

Import von »Biokraftstoffen« verbieten“ (siehe oben). 

„[Wir befürworten] ab 2030 nur noch Pkw mit Null CO 2 

-Emission zuzulassen.“ 

„Die Kaufprämie für Elektroautos lehnen wir ab. Stattdessen wollen wir Elektromobilität im 

öffentlichen Verkehr fördern.“ 

Nur Kritik des EU-Emissionshandels. 

„Der schrittweise Kohleausstieg beginnt 2018. Spätestens 2035 muss der letzte Kohlemeiler vom Netz gehen.“ 

„[Wir fordern] einen Strukturwandelfonds in Höhe von jährlich 250 Millionen Euro für die soziale Absicherung der im Bergbau 

Arbeitenden und zur Schaffung neuer Arbeitsplätze.“ 

„Den Einsatz von Blockheizkraftwerken (BHKW) und anderen Formen der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) als hocheffiziente 

Brückentechnologie wollen wir besser fördern, um ihren Anteil bis 2020 auf 25 Prozent an der Bruttostromerzeugung zu erhöhen.“ 


AfD 



Keine spezifischen Aussagen 

„Wir wollen das Projekt der Dekarbonisierung über die „Große Transformation“ beenden und den Klimaschutzplan 2050 der 

Bundesregierung aufheben. Das Pariser Klimaabkommen vom 12.12.2015 ist zu kündigen.“ 




CO 2 

-Bepreisung 



„Das EEG ist ersatzlos zu streichen.“ 

„Wir lehnen den weiteren Ausbau der Windenergie ab, denn er bringt mehr Schaden als Nutzen.“ 

„Die EnEV und das EEWärmeG sind abzuschaffen.“ 

„Die Elektromobilität muss sich wie jede Technik auf marktwirtschaftlicher Basis entwickeln.“ 


„Die bestehenden Kernkraftwerke wollen wir deshalb nicht vor Ende ihrer Nutzungsdauer außer Betrieb nehmen.“ 

„Auch auf die Nutzung moderner Gas- und Kohlekraftwerke wird Deutschland auf absehbare Zeit nicht verzichten können.“ 


Autoren 

Sandra Rostek 

Leiterin des Hauptstadtbüros 

Fachverband Biogas e.V. 

Dr. Guido Ehrhardt 

Leiter des Referats Politik 


Invalidenstr. 91 · 10115 Berlin 

Tel. 030/275 81 79-0 

E-Mail: berlin@biogas.org 

26


Politik 

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27

Politik 


Bioenergie – immer eine gute Wahl! 

Ein Überblick zur BEE-Kampagne zur Bundestagswahl 2017 

Oben: Im Rahmen 

der Sommertour der 

BEE-Kampagne war 

Hildesheim (Riedelsaal 

in der Volkshochschule) 

am 8. August eine der 

Stationen, wo eine 

Podiumsdiskussion 

zwischen Vertretern der 

Erneuerbaren Energien 

und Bundestagskandidaten 

stattfand. 

Unten: Volles Haus 

zur Podiumsdiskussion 

am 9. August im 

Energie-Bildungs- und 

Erlebnis-Zentrum in 

Aurich. 

Am 24. September werden bei der Bundestagswahl 

in diesem Jahr die Weichen für die 

Zukunft der Erneuerbare-Energien-Branche 

gestellt. Die Wählerinnen und Wähler 

werden dabei auch darüber entscheiden, 

welche Rolle die Bioenergie im Energiemix der Zukunft 

spielt. Auch in den kommenden Wochen und über die 

Wahl hinaus engagiert sich der Fachverband Biogas daher 

gemeinsam mit dem Bundesverband Erneuerbare 

Energie (BEE) und seinen Verbänden in einer Kampagne, 

um in der nächsten Legislaturperiode die politischen 

Rahmenbedingungen für Erneuerbare Energien 

deutlich zu verbessern. 

Auch viele Mitglieder des Fachverbandes tragen diese 

Kampagne durch ihre regen Spenden, zu denen 

wir in den vergangenen Wochen aufgerufen hatten. 

Zu den Aktivitäten mit dem BEE geben wir hier einen 

Überblick. 

Fotos: Fachverband Biogas e.V. 

Wie bringen wir Klimaschutz und Erneuerbare Energien 

nach der Bundestagswahl voran? Diese entscheidende 

Frage steht im Zentrum der BEE-Kampagne. Ziel ist, 

als Erneuerbare-Energien-Branche Lösungen anzubieten 

und als starker Partner für das Gelingen der Energiewende 

aufzutreten. 

Zu den ersten Schritten des BEE zählte daher, Studien 

zu den wichtigsten Fragen der Energiewende zu beauftragen 

– von CO 2 

-Bepreisung bis hin zu Sektorenkopplung. 

Gemeinsam wurden Vorschläge zur Bundestagswahl 

erarbeitet, mit denen der BEE dazu beitragen will, 

das Klima wirksamer zu schützen, den Wirtschaftsstandort 

Deutschland zu stärken und sicherzustellen, 

dass die Energie auch in Zukunft bezahlbar bleibt. 

Das Herzstück der BEE-Kampagne ist die Sommertour, 

bei der in elf ausgewählten Wahlkreisen bei Podiumsdiskussionen 

mit Bundestagskandidatinnen und -kandidaten 

diskutiert wird. Viele Termine der Sommertour 

haben im August stattgefunden, natürlich mit reger 

Beteiligung des Fachverbandes Biogas. Im September 

wird es noch zwei weitere Stationen geben: am 14. bei 

der HUSUMWind und am 15. in Peine. Als „Verlängerung“ 

der Sommertour haben regionale Akteure mithilfe 

eines Aktionskits zudem weitere Podiumsdiskussionen 

organisiert. 

Außerdem haben die Verbände eine Broschüre „Argumente 

für die Energie der Zukunft“ erstellt. Sie zeigt, 

dass es ökologisch notwendig und ökonomisch sinnvoll 

ist, jetzt konsequent auf die Energie der Zukunft 

umzusteigen. Viele weitere Aktivitäten wurden unternommen, 

um die richtige Weichenstellung bei der Bundestagswahl 

anzubahnen: Beispielsweise wurden die 

Positionen der Parteien mit Wahlprüfsteinen abgefragt, 

eine Akzeptanzumfrage bei der Agentur für Erneuerbare 

Energien beauftragt (siehe Seite 6) und Fachveranstaltungen 

organisiert. Zusätzlich werden die Verbände 

im Rahmen der BEE-Kampagne bei den Parteitagen im 

Herbst präsent sein. 

Weitere Informationen und die Materialien der BEE- 

Kampagne sind sowohl auf www.bee-ev.de als auch im 

Mitgliederbereich des Fachverbandes Biogas zu finden. 

Bei Fragen rund um die BEE-Aktivitäten zur Bundestagswahl 

2017 können Sie sich an btw2017@bee-ev.de 

oder direkt an Mareike Fischer, Tel. 030/275 81 79-22, 

E-Mail: mareike.fischer@biogas.org, wenden. 

Autorin 

Mareike Fischer 


28


Politik 

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29

praxis / Titel 


Busse in Oslo 

fahren mit BioLNG 

aus Bioabfall 

In Norwegens Hauptstadt werden neue Wege in 

Sachen umweltfreundliche Mobilität beschritten. 

Verflüssigtes Biomethan, LBG (Liquefied Bio 

Gas) oder auch BioLNG genannt, soll die CO 2 

- 

Emissionen im Verkehrssektor senken. BioLNG 

ist das Gegenstück zum verflüssigten fossilen 

Erdgas (LNG = Liquefied natural gas). 

Von Michael Kralemann 

Die norwegische Energieversorgung zählt zu den 

umweltfreundlichsten in ganz Europa – die 

großen Potenziale der Wasserkraft machen es 

möglich. So basiert fast die gesamte Stromerzeugung 

auf diesem erneuerbaren Energieträger. 

Aber man findet ihn auch in der Wärmeversorgung. Wer 

jemals im Urlaub in Norwegen war, wird sich an die weitverbreiteten 

Stromheizungen erinnern. 

LNG-Vorratsbehälter im 

Busdepot Oslo Vest. 

Foto: 3N 

30



Bleibt also der Verkehrssektor. Auch hier setzt das 

Land auf sein Strompotenzial, Erdgasfahrzeuge sind 

sehr selten und beschränken sich auf den öffentlichen 

Sektor. Elektroautos werden dagegen auf vielfältige 

Weise unterstützt. Dazu gehören die Aufhebung der 

Straßenmaut, die Benutzung der Busspur bei Stau und 

die Befreiung von der Importsteuer, auch von zukünftig 

möglichen Fahrverboten in Innenstädten könnten sie 

ausgenommen werden. 

Im Lkw-Verkehr sind dem Strom jedoch Grenzen gesetzt, 

hier sind Energieträger mit höherer Energiedichte 

gefragt. Bis 2020 sollen 7 Prozent der in Norwegen 

verbrauchten Kraftstoffe biogener Herkunft sein. Die 

Region Oslo geht deshalb einen ganz besonderen Weg 

bei der städtischen Busflotte. Der Bioabfall aus den 

Haushalten wird separat erfasst und seit 2013 in einer 

eigens dafür errichteten Biogasanlage vergoren. Das 

so erzeugte Gas wird aufbereitet und verflüssigt (LBG 

= verflüssigtes Biogas oder auch BioLNG), sodass es 

wesentlich kostengünstiger transportiert werden kann. 

Auf diese Weise gelangt es zurück in die Stadt und 

dient zum Antrieb der öffentlichen Busse. 

Biomüllsammlung nicht gängige Praxis 

So naheliegend diese Idee ist, so komplex ist ihre Realisierung, 

denn sie bedarf mehrerer Verfahrensschritte. 

Am Anfang steht die Erfassung des Bioabfalls. Im 

Gegensatz zu Deutschland stellt sie in Norwegen ein 

Novum dar, dementsprechend gering waren in den 

ersten Jahren die Beteiligung der Bevölkerung und die 

Qualität des Bioabfalls. 

Die Mengen erreichten nur langsam die Anlagenkapazität 

von jährlich 50.000 Tonnen (t), dies wurde aber zunächst 

durch eine Verlängerung der Verweilzeiten von 

24 auf 35 Tage ausgeglichen. Der Prozess läuft mittlerweile 

stabil und erreicht mit einem Gasertrag von 

150 Kubikmetern (m³) pro Tonne und einem Methangehalt 

von 60 Prozent gute Werte. Die Gasproduktion 

von 14.000 Normkubikmetern pro Tag entspricht einer 

elektrischen Leistung von 1.300 kW. Hieraus werden 

8.000 m³ Biomethan und anschließend rund 4.000 

Kilogramm LBG pro Jahr erzeugt. 

Mit der Vergärung des Bioabfalls entspricht die Anlage 

dem Ziel der norwegischen Regierung: Biogas soll 

ausschließlich aus derartigen Substraten, Wirtschaftsdünger 

und landwirtschaftlichen Reststoffen 

erzeugt werden. Die Verwendung von 

Energiepflanzen ist nicht erwünscht, bei den 

geringen Anbauflächen des nordeuropäischen 

Landes nicht verwunderlich. Als mittelfristiges 

nationales Ziel gilt die Vergärung von 30 Prozent 

des Wirtschaftsdüngers. Die Einspeisung von Biogas 

in das öffentliche Gasnetz stellt allerdings auch hier 

eine Besonderheit dar – in Norwegen arbeiten bisher 

nur acht derartige Anlagen. 

Mit der Aufbereitung des Biogases beginnt am Anlagenstandort 

in Nes der zweite Schritt des Produktionsprozesses. 

Die von der städtischen Gesellschaft Energigjenvinningsetaten 

(EGE) 60 Kilometer nordöstlich 

von Oslo errichtete Anlage übergibt das Gas nach der 

H 2 

S-Entfernung an eine Druckwasserwäsche, die den 

Methangehalt auf 98 Prozent erhöht. Was für die Einspeisung 

ins Erdgasnetz ausreichend wäre, erfordert 

bei der Verflüssigung jedoch einen weiteren Schritt. 

In einer nachgeschalteten Tiefenreinigung, ausgelegt 

als Temperatur- und Druckwechseladsorption, sinkt 

der CO 2 

-Gehalt von 20.000 auf 50 ppm (von 2 % auf 

0,005 %). 

Gasaufbereitung mittels Aminwäsche 

Diese Konfiguration ist dem Umstand geschuldet, dass 

die Verflüssigung erst in einem zweiten Schritt geplant 

wurde. Bei einer Neuanlage würde mit einer Aminwäsche 

ein einstufiger Prozess gewählt, sagt Sebastian 

Kunert von der Firma Wärtsilä Gas Solutions. Sie hat 

die Biogas-Tiefenreinigung und die LNG-Erzeugung 

Bio- 

LNG 

31



Bio- 

LNG 

Betankung eines 

Busses mit CNG. 

LBG-Erzeugung aus einer Abfallvergärungsanlage 

in Deutschland – ein Beispiel 

Foto: 3N 

gebaut. Die norwegische Tochtergesellschaft des finnischen 

Konzerns ist auf derartige Technologien spezialisiert 

und kann in ganz Europa Referenzanlagen 

aufweisen. 

Dass die nächste Anlage in Deutschland entstehen 

wird, freut den gebürtigen Berliner besonders. Das 

Vorhaben im Energiepark Hahnennest in Oberschwaben 

befindet sich derzeit im Genehmigungsverfahren 

und soll 2019 seinen Betrieb aufnehmen. Die von Erdgas 

Südwest betriebene Anlage hat eine Leistung von 

1.000 Normkubikmetern Rohbiogas pro Stunde und 

wird dann LBG aus Bioabfällen erzeugen, um unter 

anderem Fähren auf dem Bodensee zu versorgen. Ganz 

nach dem Grundsatz eines regionalen Kreislaufs. 

In der Osloer Anlage schließt sich der Tiefenreinigung 

des Biogases die eigentliche Verflüssigung an. Das aus 

dem Bioabfall erzeugte LBG liegt bei etwa minus 160 °C 

vor und wird zunächst in einem Tank von 180 m³ bei 

einem Druck von 2 bar gelagert. Diese hohe Energiedichte 

ermöglicht den Transport per Lkw zu seinem 

Bestimmungsort, den Osloer Busdepots. Die Nahverkehrsgesellschaft 

Ruter hat 2012 mit der Umstellung 

ihrer Flotte auf Erdgas begonnen und konnte ein Jahr 

danach auf das regional erzeugte Biogas umsteigen. 

BioLNG wird regasifiziert 

Im Depot Oslo Vest wurde beispielsweise eine Infrastruktur 

mit 44 Betankungsplätzen geschaffen. Nach 

15 bis 20 Minuten sind die Tanks auf den Dächern 

der Busse gefüllt. Dass dabei allerdings CNG verwendet 

wird, liegt an der Entstehungsgeschichte und an dem 

hohen Anspruch an Versorgungssicherheit, der durch 

einen Anschluss an das öffentliche Erdgasnetz gedeckt 

wird. Das angelieferte LBG wird deshalb in einem hohen 

Lagerbehälter vorgehalten und bei Bedarf wieder 

zu gasförmigem Kraftstoff expandiert. Hier ist anzumerken, 

dass die Regasifizierung zusätzliche Kosten 

verursacht und energetisch unsinnig ist. 

Die Nahverkehrsgesellschaft setzt mit dieser Versorgung 

das gesellschaftliche Ziel einer umweltfreundlichen 

Kraftstoffversorgung um. Die Biogasproduktion 

ermöglicht den Betrieb von 135 Bussen und führt 

zu einer Minderung der CO 2 

-Emissionen von jährlich 

10.000 t. Neben der Nutzung der regionalen Ressourcen 

liegt darin der Hauptgrund für den gewählten Weg. 

Die Umstellung der Busse auf den gasförmigen Energieträger 

reduziert außerdem die Staub- und Lärmemissionen 

in der Stadt. 

„Dieses gute Beispiel kennenzulernen, war das Ziel unserer 

Exkursion“, sagt Reent Martens vom 3N Kompentenzzentrum, 

der ein deutsch-niederländisches Projekt 

zur LBG-Erzeugung aus Biogas leitet. Das niedersächsische 

Landesberatungszentrum 3N untersucht die technischen, 

wirtschaftlichen und umweltseitigen Aspekte 

dieses Verwertungspfads, der für Biogasanlagen nach 

Ende der EEG-Vergütung interessant werden kann – 

und für abfallvergärende Anlagen auch schon vorher. 

Um die Realisierbarkeit und Konkurrenzfähigkeit 

der LBG-Erzeugung für eine Biogasanlage im EEG 

zu bewerten, hat 3N einen Beispielfall untersucht. 

Die betrachtete Anlage zur Vergärung von Lebensmittel- 

und Schlachtabfällen unterliegt den Bestimmungen 

des EEG 2004 und verfügt über eine 

Bemessungsleistung von 1.880 kW. Bei den insgesamt 

fünf BHKW an der Anlage und an zwei Satellitenstandorten 

werden 49 Prozent der entstehenden 

Wärme genutzt. 

Auch ein lebensmittelverarbeitender Betrieb zählt 

zu den Wärmekunden und bezieht außerdem Strom 

von den BHKW – die Anlage vermarktet also bereits 

einen Teil ihrer Erzeugung außerhalb des EEG. Bei 

einer Stromvergütung von rund 10 ct/kWh ist dies 

für beide Vertragspartner attraktiv. In der Summe 

werden 64 Prozent der Gaserzeugung zur lokalen 

Wärme- und Stromproduktion genutzt. Die verbleibende 

Menge könnte zu Biomethan (CNG) oder LBG 

aufbereitet werden. Aus einer Rohgasleistung von 

stündlich 300 m³ können 200 m³ Biomethan oder 

210 Kilogramm LBG produziert werden. Das Biomethan 

liegt zu Kosten vor, die als marktgängig zu 

bezeichnen sind. Als Nutzung kommt vor allem die 

Verstromung infrage, die Verwendung als Kraftstoff 

ist aufgrund der Bestimmungen der Biokraftstoffverordnung 

wenig attraktiv. Energieerzeugnisse, 

die vollständig oder teilweise aus tierischen Ölen 

oder Fetten hergestellt werden, werden seit 2012 

nicht mehr auf die Erfüllung dieser Verpflichtungen 

angerechnet. 

Bei der Vermarktung von LNG ist die Bewertung 

etwas schwieriger, da kein vergleichbarer Markt 

besteht. Die Erzeugungskosten aus der betrachteten 

Anlage führen jedoch zu Preisen, die 10 bis 

20 Prozent über dem aktuellen Marktniveau liegen. 

Ob das Vorhaben realisiert wird und welcher Nutzungspfad 

dabei eingeschlagen wird, ist noch nicht 

entschieden. 

32



Fotos: Wärtsilä 

Kompressoreinheit der Bio-LNG-Produktion. 

Anlage zur Aufbereitung und Verflüssigung von Biogas der Stadt Oslo. 

Steuerbegünstigung 

In die Wirtschaftlichkeit des Osloer Projekts hat er allerdings 

keinen Einblick bekommen. „Entscheidende 

Größen sind die Kosten der Bioabfallbeseitigung, die 

als Erlös eingerechnet werden können, und die rechtlichen 

Rahmenbedingungen von Biogas als Kraftstoff“, 

sagt Martens. „Die Steuerbefreiung von Erdgas als 

Kraftstoff bis 2026 ist ein sehr wichtiger Schritt, dabei 

wird jedoch nicht zwischen fossilen und erneuerbaren 

Quellen unterschieden“, gibt er zu bedenken. Hier sei 

die Bundesregierung gefordert, zum Beispiel bei der 

Neufestlegung der Biokraftstoffquoten. 

Die Vergärung von Bioabfall bietet bereits heute ein Potenzial 

zur konkurrenzfähigen Biomethanerzeugung, 

auch unabhängig vom Verkehrssektor. Zu diesem Ergebnis 

kommt 3N in einer Untersuchung für zwei niedersächsische 

Landkreise. Wenn die Substrate den im 

EEG 2017 genannten Stoffgruppen entsprechen (kompostierbare 

Abfälle, gemischte Siedlungsabfälle oder 

Marktabfälle), beträgt die Stromvergütung 14,88 ct/ 

kWh (Bemessungsleistung bis 500 kW) bzw. 13,05 ct/ 

kWh (Bemessungsleistung über 500 kW). Dabei handelt 

es sich um eine Festvergütung, die nicht unter die 

Ausschreibungspflicht fällt. Die Nutzung als Kraftstoff 

ist somit eine Alternative zur Verstromung, eine gute 

Perspektive für die Anlagenbetreiber. 

Autor 

Michael Kralemann 

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Nachwachsende Rohstoffe und Bioökonomie e.V. 

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33



Bio- 

LNG 

Gas geht aufs Schiff 

Der unter norwegischer Flagge fahrende LNG-Tanker 

Arctic Princess am „Gate Terminal“ für LNG in Rotterdam. 

Typisch sind die kugelförmigen, hinsichtlich Druckableitung 

und Wärmeisolierung optimierten LNG-Tanks. 

Foto: Gate Terminal 

Experten glauben, dass sich der Welthandel mit Gas dem mit Erdöl angleichen wird. Möglich macht das der 

globale Boom von LNG. Auch in Europa wird die Nachfrage nach verflüssigtem Erdgas zunehmen: Zum einen 

werden für den Straßengüter- und den Schiffsverkehr dringend umweltfreundlichere Kraftstoffe gebraucht; 

zum anderen hegen viele Länder das Ziel der Diversifizierung ihrer Energieversorgung. Bietet der LNG-Boom 

auch Chancen für Biogas? Schließlich steht mit BioLNG eine „grüne“ Alternative bereit. 

Von Christian Dany 

Deutschland Anfang August 

2017: Landauf, landab kennen 

die Medien nur ein Thema 

– den Diesel-Gipfel. Weil einer 

von ihnen geschummelt hat, 

müssen die deutschen Autobauer im Ensemble 

den Gang nach Canossa antreten 

und Besserung geloben. Während die Gipfel-Ergebnisse 

bescheiden blieben, dürfte 

der deutsche Michel jedoch seine Lektion 

gelernt haben: Der Diesel ist dreckig und 

muss weg! 

Auf den Randspalten der Zeitungen dieser 

Tage fand noch ein anderes Thema Beachtung: 

„Donald Trump erlässt neue Russland- 

Sanktionen“. Davon betroffen sein könnten 

auch der Gashandel Russlands mit europäischen 

Ländern und der Bau der „Nord 

Stream 2“. Was Dieselaffäre und Russlandsanktionen 

miteinander zu tun haben? Beides 

ebnet den Weg für einen prophezeiten 

Paradigmenwechsel in der Energieversorgung: 

den Aufschwung von Flüssigerdgas, 

international LNG (Liquified Natural Gas, 

siehe Kasten auf Seite 36) genannt. 

Der World Energy Outlook der Internationalen 

Energieagentur erwartet mit LNG eine 

„zweite Erdgas-Revolution“. Die weltweite 

LNG-Nachfrage erreichte im Vorjahr 265 

Millionen (Mio.) Tonnen (t). Diese Menge 

reicht aus, um 500 Mio. Wohnungen mit 

Energie zu versorgen. Der auf Ozeantankern 

basierende LNG-Welthandel hat sich 

seit dem Jahr 2000 verdoppelt und soll 

bis 2040 Pipeline gebundenes Erdgas im 

Gas-Fernhandel [mit einem Anteil von 53 

Prozent (%)] überwiegen. Dem Shell-LNG- 

Outlook zufolge wächst die LNG-Nachfrage 

mit 4 bis 5 % jährlich doppelt so schnell 

wie die von Erdgas (2 %). 

Der Nachfrageschub kommt vor allem aus 

Ostasien, wo der Energiehunger von China 

und Indien gestillt werden muss. Japan 

und Südkorea sind traditionelle LNG-Importländer. 

Aufgrund ihrer Insellage – ein 

Blick auf den Globus genügt, um zu erkennen, 

dass nicht Nord- sondern Südkorea 

das „isolierte Land“ ist – sind beide auf die 

LNG-Versorgung per Schiff angewiesen. 

Japan deckt nach dem Atomunfall in Fukushima 

inzwischen mehr als die Hälfte seines 

Energiebedarfs mit Gas und verbraucht 

so viel LNG wie kein anderes Land. Die 

Wachstumsaussichten führten zu gigantischen 

Ausbauplänen: Derzeit sind Verflüssigungsanlagen 

für 130 Milliarden (Mrd.) 

Kubikmeter (m³) im Bau, hauptsächlich in 

Australien und den USA. 

Als die LNG-Großmacht schlechthin gilt 

Katar. Mit einem Anteil von 30 % ist der 

kleine Golfstaat Weltmarktführer. Analysten 

rechnen jedoch schon für 2017 damit, 

dass Australien die „Pole“ übernehmen 

könnte. Der World Energy Outlook geht von 

einer „markanten Veränderung“ des bisherigen 

Systems der starren Beziehungen 

zwischen Anbietern und Abnehmern zu 

einem stärker vom Wettbewerb geprägten 

Umfeld aus. Vereinfacht heißt das: Mit der 

34


Schifffahrt mit LNG: 

Jetzt geht’s los! 

Die Markteinführung von LNG in der deutschen Schifffahrt trat 

lange Zeit auf der Stelle. In jüngster Zeit sind jedoch einige Aktivitäten 

zu beobachten: Hohe Priorität hat LNG bei Kreuzfahrtschiffen. 

Die Umweltorganisation NABU beklagte vor Kurzem, 

dass ein großes Kreuzfahrtschiff so viel Schadstoffe ausstößt 

wie 5 Millionen Autos auf gleicher Strecke. Mit LNG sollen nicht 

zuletzt Urlauber vor Abgasen geschützt werden. So hat die 

Meyer Werft in Papenburg mittlerweile Aufträge zum Bau von 

neun LNG-Kreuzfahrtschiffen bis 2024. Schon Ende nächsten 

Jahres soll der erste mit Flüssigerdgas betankte AIDA-Kreuzer 

auslaufen. 

Die Bundesregierung hat für den Bau des neuen Hochsee-Forschungsschiffs 

Atair einen LNG-Motor bei Wärtsilä in Auftrag 

gegeben. LNG-betriebene Fähren sind in Skandinavien schon 

weit verbreitet. Seit Ende 2015 verkehrt zwischen Cuxhaven 

und Helgoland die erste neu gebaute LNG-Fähre in Deutschland. 

Ein großer LNG-Player ist der Mineralölkonzern Shell. In dessen 

Dienst fahren mehr als 40 LNG-Tanker – rund 11 % der weltweiten 

LNG-Flotte. 2016 schloss Shell einen Vertrag zum Bau 

von 15 LNG-Transportschiffen auf dem Rhein. Schon seit einigen 

Jahren sind die LNG-betriebenen Flussschiffe Green Rhin 

und Greenstream zwischen Rotterdam und Basel im Einsatz. 

Die LNG-Schiffe in Deutschland werden bislang mobil von Lkw 

aus oder mit Wechselcontainern betankt. Nun soll die erste 

feste Bunkerstation im Kölner Hafen entstehen. Mit ihr können 

LNG gespeichert, Lkw und Schiffe betankt werden. Das niederländische 

Unternehmen Pitpoint.LNG soll die Station bauen 

und betreiben. Mitte 2018 soll sie fertig sein. 

In der Rhein-Ruhr-Region gibt es noch weitere Pläne zur Etablierung 

einer LNG-Infrastruktur. Am Aufbau einer multimodalen 

LNG-Betankung für Land- und Wasserfahrzeuge im Duisburger 

Hafen etwa ist die RWE Supply & Trading beteiligt. Die 

Stadtwerke Konstanz wollen eine neue Bodenseefähre mit LNG 

betreiben. Der Motorenhersteller MTU Friedrichshafen entwickelt 

hierfür zurzeit einen Motor. Nach Möglichkeit soll die neue 

Fähre sogar mit LNG aus Biogas betrieben werden. 

Ausbreitung der LNG-Tanker diversifizieren 

sich Lieferbeziehungen. Die Preisbildung 

wird volatiler. Der Welthandel mit 

Gas gleicht sich dem mit Erdöl an und 

bedrängt diesen. 

Eine verstärkte Rolle auf dem LNG-Weltmarkt 

werden künftig auch die USA spielen. 

Die Amerikaner sind derzeit dabei, 

sich durch Fracking und neue Terminals 

vom Gasimport- zum Gasexportland zu 

entwickeln. Klar, dass sie ihre Macht pro 

LNG ausspielen. Wegen der Russlandsanktionen 

warf Außenminister Sigmar Gabriel 

den USA eine Vermischung politischer und 

wirtschaftlicher Interessen vor. „Hier soll 

russisches Gas vom europäischen Markt 

verdrängt werden, um Platz zu 

haben für amerikanisches Gas“, 

sagte er laut Handelsblatt. 

„Amerika sowie Polen und die 

baltischen Staaten im Schlepptau 

haben kein Veto- und Blockaderecht 

gegen europäischrussische 

Erdgasbeziehungen, 

Pipelines eingeschlossen“, 

kommentierte Rainer Seele, 

Generaldirektor des österreichischen 

Energiekonzerns OMV 

in der Frankfurter Allgemeinen 

Zeitung. Die OMV ist am Pipelineprojekt 

Nord Stream 2 beteiligt. 

Polen habe sich zwar den 

Bau des LNG-Terminals in Swinemünde 

von der EU mitfinanzieren 

lassen, opponiere aber in 

Brüssel und Washington gegen 

Nord Stream 2. 

Unser Nachbarstaat setzt offenbar 

voll auf LNG, denn das 2015 

eröffnete Swinemünder Terminal 

soll schon wieder erweitert 

werden. Viele weitere europäische 

Länder haben bereits Erfahrungen 

mit LNG gesammelt. 

Stark verbreitet hat es sich aber 

bislang nur in den Niederlanden. 

„In Europa gibt es etwa 20 LNG- 

Importterminals an Seehäfen“, 

weiß Korbinian Nachtmann 

von der Hochschule Landshut. 

Aufgrund der guten Pipelineversorgung 

seien diese im 

Schnitt nur zu weniger als 30 % 

ausgelastet. 

Nachtmann hat als Mitherausgeber 

an einer Marktpotenzialanalyse 

bis 2030 mitgewirkt. 

Mit künftig noch größeren, weltweit verfügbaren 

Mengen erwartet er eher sinkende 

Preise für LNG und meint: „Was am Weltmarkt 

nicht verkauft werden kann, geht 

nach Europa.“ Schon heute dient vor allem 

Nordeuropa als eine Art „Ramschmarkt“ 

der LNG-Händler: Diese liefern lieber an 

Abnehmer in Asien, die mangels Alternativen 

Preise zahlen, die weit über dem europäischen 

Niveau liegen. 

Aus für Schweröl!? 

Trotz sinkender Preise: Dass LNG bald 

Erdgas in nennenswerten Mengen aus 

dem Netz drängen wird, erscheint unwahrscheinlich. 

Dafür sollen mit LNG neue Ziel- 

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LNG-Schiffbetankung 

im Mannheimer Hafen. 

LNG – Daten und Fakten 

Foto: Hafen Mannheim 

LNG (Liquefied Natural Gas) ist Erdgas oder Methan, das bei atmosphärischem 

Druck auf -162 °C gekühlt und dadurch flüssig wird. Dabei schrumpft es bis 

auf ein Sechshundertstel seines Volumens zusammen und kann so in Tanks 

transportiert werden. Die Dichte von Flüssigerdgas liegt bei circa 450 kg/m 3 . 

Bezogen auf das Volumen beträgt der untere Heizwert (Hi) 6,11 kWh/Liter (l); 

zum Vergleich: Diesel 9,86 kWh/l und Superbenzin 8,77 kWh/l. Dagegen liegt 

die gravimetrische Energiedichte von LNG mit 13,89 kWh/kg über der von 11,83 

kWh/kg bei Diesel. 

Beim gasförmigen Erdgas-Kraftstoff (CNG) ist die durch Kompression erreichte 

Dichte, aber auch der Energieaufwand, wesentlich geringer als bei der Verflüssigung. 

Die Verflüssigung verbraucht 10 bis 25 % des Energiegehaltes des 

Erdgases. Großanlagen, zum Beispiel in einem LNG-Terminal, schaffen tendenziell 

niedrige Werte, während bei Kleinanlagen, zum Beispiel zur Verflüssigung 

von Biomethan, um die 20 % einzukalkulieren sind. Der Energieverbrauch des 

Ozeantankers beim Transport liegt bei 1 bis 2 % pro 1.000 Kilometer und damit 

in der Größenordnung eines Pipelinebetriebs. 

LNG wird als Kraftstoff in einem Druckbereich von 1 bis 8 bar verwendet. Eine 

spezielle Technik wird benötigt, um das sogenannte Boil-off-Gas (verdampftes 

Gas im Tank) zu kontrollieren. Sollte ein Lkw mehrere Tage lang stehen, steigt 

der Druck in dem isolierten Tank an. Bei 15 bar spricht ein Sicherheitsventil an 

und Methan muss abgelassen werden, was aber in jedem Fall zu vermeiden ist. 

LNG ist daher nicht für Nutzfahrzeuge mit vielen Standzeiten und Pkw geeignet. 

Beim Tanken der tiefkalten Flüssigkeit sind besondere Anforderungen zu beachten, 

wie beispielsweise das Tragen von Isolierhandschuhen. 

märkte erschlossen werden: der Straßengüter- 

und der Schiffsverkehr. Auf der Straße 

gilt LNG als einzige wettbewerbsfähige 

Alternative zum Diesel, auf dem Wasser 

helfen verschärfte Emissionsbestimmungen 

der Markteinführung. In der Binnenschifffahrt 

traten mit der neuen NRMM- 

Verordnung (Non-Road-Mobile-Machinery) 

Anfang 2017 verschärfte 

Grenzwerte 

der wichtigsten 

Luftschadstoffe in 

Kraft. 

Bis 2020 gelten 

aber noch Übergangsbestimmungen. 

Für Hochseeschiffe 

hat die 

International Maritime 

Organization 

(IMO) den Grenzwert 

für Schwefel 

im Kraftstoff ab 2020 weltweit von 3,5 

auf 0,5 % reduziert. Diese Bestimmung 

dürfte das Aus bedeuten für den Schweröl- 

Einsatz, wie er bisher betrieben wird. Abgasreinigungen 

werden wohl zugelassen. 

Ansonsten müssen die Reeder auf Marinediesel 

umsteigen (oder zumindest damit 

strecken) – oder eben auf LNG. 

Schiffsanlegeplatz mit LNG-Pumpstation am „Gate Terminal“ in Rotterdam. 

Das Flüssigerdgas ist der sauberste fossile 

Brennstoff: Die Emissionen von NOx (-23 %), 

Feinstaub (-92 %) und Lärm (-50 %) können 

gegenüber Dieselmotoren neuester Euro-VI-Generation 

deutlich reduziert werden. 

Dennoch hatte LNG jahrelang schlechte 

Karten, denn im öffentlichen Interesse war 

die Klimadebatte vorherrschend, und hier 

hat es weniger zu bieten: Laut einer Studie 

des internationalen Erdgasfahrzeug-Verbandes 

NGVA spart LNG im Schwerlastverkehr 

zwischen 6 und 15 % Treibhausgase 

im Vergleich zu Dieselfahrzeugen ein. Der 

höhere Wert ist jedoch nur mit einer neuen 

Generation an HDPI-Motoren (Hochdruck- 

Direkteinspritzung) zu erreichen, die aber 

noch nicht marktverfügbar sind. CNG- 

Trucks (komprimiertes Erdgas) schaffen 16 

% THG-Einsparung, haben aber das Reichweiten-Problem. 

LNG-Hochseeschiffe erreichen 

bis zu 21 % gegenüber Schweröl. 

Deutschland ist in Sachen LNG noch ein 

Foto: Shell 

36


Nutzen Sie die praxis Flexibilisierungs- 

/ Titel 

prämie und sichern Sie sich 

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Mobile LNG-Tankstelle als Lkw-Sattelauflieger von der Liqvis GmbH, 

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hinterher rennt. Um dies zu ändern, wurde 

2014 die Maritime LNG-Plattform gegründet 

– ein Zusammenschluss von mehr als 

80 nationalen und internationalen Unternehmen, 

Häfen, Verbänden und Initiativen. 

Die Plattform setzte sich das Ziel, bis 

Ende 2018 in wenigstens fünf deutschen 

Häfen Schiffe mit LNG versorgen zu können 

und mindestens 50 deutsche Schiffe 

neu mit LNG zu betreiben. 

Bislang sind die Erfolge noch recht bescheiden, 

doch allmählich kommt jetzt ein 

Schritt nach dem anderen (siehe Kasten 

Seite 35). Umstritten ist indessen noch 

die Frage, ob Deutschland einen eigenen 

LNG-Importterminal braucht. Experten 

halten dies bei den in absehbarer Zeit geringen 

Mengen nicht für erforderlich. Wilhelmshaven 

und Brunsbüttel buhlen hier 

als mögliche Standorte, doch die Importterminals 

von Rotterdam, Zeebrügge/Belgien 

und Swinemünde/Polen können von 

Deutschland aus gut erreicht werden. 

Taskforce und Blue Corridors 

Für den Straßengüterverkehr gibt es statt 

einer Plattform eine „LNG-Taskforce“, die 

2015 von der dena, dem Deutschen Verein 

des Gas- und Wasserfaches (DVGW) und 

der Initiative Zukunft Erdgas gegründet 

wurde. Parallel ließ das Bundesverkehrsministerium 

(BMVI) einen „Fahrplan für 

einen klimafreundlichen Straßengüterverkehr“ 

erstellen (siehe nachfolgendes 

Interview). Die Taskforce fordert zunächst 

sechs LNG-Tankstellen an bedeutenden 

Transitrouten. Zwar unterstützt auch das 

BMVI Pilot- und Demoprojekte zu LNG. Für 

die initialen Tankstellen bietet sich jedoch 

das Projekt Blue Corridors an, mit dem die 

EU-Kommission LNG-Tankstellen entlang 

von fünf europäischen Hauptverkehrsachsen 

fördert. 

Bis 2020 sollen in Deutschland 30 bis 40 

weitere Tankstellen folgen. „Wir wollen mit 

einer zweistelligen Zahl an Tankstellen dabei 

sein“, sagt Karl-Josef Grobbel, Senior 

Project Manager bei der Liqvis GmbH. Das 

Tochter-Unternehmen des Energieriesen 

Uniper, der am Rotterdamer LNG-Terminal 

beteiligt ist, hat bislang drei Tankstellen 

für Flüssigerdgas gebaut: die erste hierzulande 

in Ulm, eine in der Nähe von Marseille 

sowie zuletzt die erste öffentliche 

LNG-Tankstelle in Deutschland in Berlin- 

Grünheide. Für die Tankanlagen reichen 

bislang mobile Stationen aus. In Berlin soll 

nächstes Jahr eine größere, stationäre Anlage 

gebaut werden und die mobile Anlage 

ablösen, was mit wesentlich höheren Kosten 

und Genehmigungsauflagen verbunden 

ist. Eine stationäre LNG-Zapfstelle kostet 

mindestens 1,2 Mio. Euro. 

Liqvis betreibt die Berliner „Blue- 

Corridor“-Tankstelle auf dem Gelände von 

Meyer Logistik. Die Kühllogistik-Spedition 

sorgt mit ihren 20 LNG-LKW für die Grundauslastung. 

Grobbel: „Falls diese ‚kritische 

Anfangsgröße‘ nicht gleich erreicht wird, 

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Aus 1 m³ Rohbiogas wird 1 l BioLNG 

Zusammen mit weiteren Forschern der Hochschulen 

Landshut und Weihenstephan-Triesdorf hat Nachtmann 

ein zweistufiges Verfahren für Biogasaufbereitung 

und Bio-LNG-Produktion entwickelt. Nach einer 

Vorreinigung erfolge ein Kühlprozess, bei dem Stickstoff 

und Sauerstoff gasförmig entnommen werden. 

Das Methan verflüssige sich. CO 2 

werde fest und somit 

zu Trockeneis. Ein ausführlicher Artikel dazu wird im 

Biogas Journal 6_17 veröffentlicht werden. 

„Mit einer Kilowattstunde Strom lassen sich ein Kubikmeter 

Rohbiogas zu einem Liter BioLNG verflüssigen 

und 0,9 Kilogramm Trockeneis erzeugen.“ Das habe 

sich bei den Testreihen in Landshut herausgestellt. „Nur 

Biomethan ist zu wenig“, sagt Nachtmann. Er hält ein 

weiteres, vermarktbares Produkt für die Wirtschaftlich- 

Bio- 

LNG 

unterstützen wir Projektinitiatoren bei der Akquise 

weiterer Nachfrager.“ Die innovationsfreudige Meyer 

Logistik hat 20 neue, für LNG-Betrieb konzipierte 

Iveco-LKW angeschafft. Diese verfügen über 1.700 

Nm Drehmoment und 400 PS. Die Reichweite liegt 

bei 1.500 Kilometern. Somit stehen die Fahrzeuge im 

Fernverkehr einem Diesel-Lkw in nichts nach. 

Zündstrahlmotoren für Lkw 

Scania will demnächst ein Fahrzeug mit ähnlich hohen 

Leistungswerten anbieten, und Volvo entwickelt 

einen LNG- und Euro-VI-kompatiblen HPDI-Motor, der 

bivalent mit Diesel und Methan arbeitet. Dem Vorteil 

des höheren Wirkungsgrades stehen allerdings höhere 

Kosten und ein höheres Eigengewicht gegenüber – 

schließlich muss auch die ganze Diesel-Abgasreinigungsfabrik 

an Bord sein. MAN und Mercedes-Benz 

haben bislang nur CNG-Motoren im 300-PS-Segment 

im Angebot. Iveco und Scania bauen monovalente 

Ottomotoren. Deren Verbrauch liegt volumetrisch betrachtet 

über dem von Diesel. Massebezogen sind sogar 

leicht bessere Werte erzielbar. 

Mit den derzeit niedrigen Dieselpreisen ist eine Wirtschaftlichkeit 

für LNG-Lkw nur schwer darstellbar. Von 

den Mehrkosten bei der Anschaffung – laut Grobbel typischerweise 

40.000 Euro – sind nach Abzug einer Investitionsförderung 

durch das BMVI 20.000 Euro vom 

Käufer aufzubringen. Ein Fachbericht nannte zuletzt 

900.000 Kilometer Laufleistung, die zur Amortisation 

über die Kraftstoffkosten benötigt werden. Grobbel: 

„Wir können den LNG-Preis mit einem Abschlag an den 

Dieselpreis binden.“ So könne der Kunde konkret planen 

und die Amortisation werde in einer angemessenen 

Zeit ermöglicht. 

Großes Potenzial sieht der Projektmanager bei Speditionen, 

die in Innenstädte oder gar Umweltzonen liefern. 

Beispielsweise legt in den Niederlanden, wo rund 20 

LNG-Tankstellen schon einige hundert Lkw versorgen, 

die PIEK-Regelung für Nachtfahrten in Stadtgebieten 

eine Geräuschobergrenze fest, die mit LNG zu schaffen 

ist, mit Diesel dagegen nicht. 

Als größtes Hemmnis für den Aufbau der Tankstellen- 

Infrastruktur identifiziert der LNG-Experte Nachtmann 

das berüchtigte „Henne-Ei-Problem“: „Die sechs Tankstellen 

für das Blue-Corridor-Projekt werden bis 2019 

kommen“, glaubt er. Die weitere Verbreitung hänge 

dann von der Wirtschaftlichkeit ab. Noch ungewisser 

ist für ihn die Markteinführung von LNG aus Biogas 

(BioLNG). Hier hält er kleine regionale Konzepte, 

eventuell für Sonderanwendungen, für möglich. Mittelfristig 

sei es wahrscheinlich, dass BioLNG dem LNG- 

Kraftstoff beigemischt werde, um die Klimabilanz zu 

verbessern, ähnlich dem E10. Langfristig könnte dann 

auch synthetisches Methan (als Power-to-gas oder 

„strombasierter Flüssigkraftstoff“) eine Rolle spielen. 

38



keit von Biogas außerhalb des EEG-Förderrahmens für 

erforderlich. Trockeneis sei in der Industrie gefragt und 

25 Cent pro Kilogramm ein realistischer Preis für Großmengen. 

Das Forschungsprojekt sei abgeschlossen, über 

den Bau einer Technikumsanlage werde verhandelt. 

Die „Gasversorgungs-Tochter“ des Energiekonzerns 

EnBW geht bereits den Schritt in die Praxis: Erdgas 

Südwest will auf dem Gelände des Energieparks Hahnennest/Ostrach 

eine pilotmäßige „Biohybrid-Anlage“ 

bauen. Die komplett von Wärtsilä gelieferte Anlage umfasst 

eine Aminwäsche zur Biogasaufbereitung, deren 

Verfahren von Puregas Solutions stammt, und die Verflüssigung 

mit einem Kältemittelgemisch. 

Der finnische Konzern ist ein Technologieführer in 

Sachen LNG: Er baut auch LNG-Schiffsmotoren und 

große Verflüssigungsanlagen. Die in Ostrach geplante 

Anlage kann aus 1.000 Normkubikmetern Rohbiogas 

pro Stunde bis zu 10 Tonnen BioLNG am Tag produzieren. 

Zurzeit läuft das Genehmigungsverfahren. 2018 

soll der Bau beginnen und ab 2019 das BioLNG vom 

Hahnennest verfügbar sein. Zwei derartige Kleinanlagen 

hat Wärtsilä schon in Norwegen gebaut. 

„Für uns ist es eine große Herausforderung, mit dem 

Produkt BioLNG im Kraftstoffmarkt Erfolg zu haben“, 

sagt Alexander Rozhkov, fachlicher Ansprechpartner 

für LNG bei Erdgas Südwest. Zielgruppen seien der 

Schwerlast- und der Schiffsverkehr, wie der Fährbetrieb 

auf dem Bodensee, Rhein- oder Neckarschiffe. 

Rozhkov sieht hier Chancen für einen regionalen und 

noch umwelt- und klimafreundlicheren Kraftstoff als 

LNG von einem Küstenterminal. 

„Wir wollen uns aber nicht auf den Kraftstoffmarkt 

einschränken“, sagt Rozhkov. Auch die Versorgung von 

gasnetzfernen Gebieten, „überall da, wo Heizöl eingesetzt 

wird“, werde angestrebt, und denkbar sei auch 

die Nutzung als Chemie-Rohstoff. Biogasanlagenbetreibern 

solle das 

Biohybrid-Projekt 

Perspektiven aufzeigen 

für die 

Post-EEG-Zeit. 

„LNG wird kommen.“ 

Das kann 

als Fazit festgehalten 

werden. Ob es 

eine Nische bleibt 

oder ob es vermag, 

Kraftstoff- oder 

sogar noch weitere 

Energiemärkte 

umzukrempeln, bleibt abzuwarten. Im Hinblick auf 

die Umweltverträglichkeit stehen zweifellosen Vorteilen, 

wie dem guten Emissionsverhalten, zweifelhafte 

Risiken gegenüber: die Erdgasförderung mit Fracking, 

der immense Energieaufwand für Verflüssigung und Logistik 

und der potenzielle Methanschlupf. Zu befürchten 

ist, dass rein aus geostrategischen Gründen die 

Klima- und Umweltfreundlichkeit von LNG überbetont 

werden. Die bessere Alternative ist LNG aus Biogas: Im 

Sinne einer dezentralen Energiewende sollten noch viel 

mehr Projekte wie in „Hahnennest“ folgen. 

Foto: Iveco 

Autor 

Christian Dany 

Freier Journalist 

Gablonzer Str. 21 · 86807 Buchloe 

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E-Mail: christian.dany@web.de 

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INTERVIEW 

Bio- 

LNG 

LNG kann Erdgaspreis nach 

oben abfedern 

Im Gespräch mit Prof. Dr. Martin Kaltschmitt. Er ist Arbeitsgruppenleiter der vom 

Bundesverkehrsministerium (BMVI) ins Leben gerufenen „Initiative für einen 

klimafreundlichen Straßengüterverkehr“, die vor Kurzem einen „Fahrplan“ für 

strombasierte Flüssigkraftstoffe, (erneuerbares) LNG und Wasserstoff ausgearbeitet 

hat. Kaltschmitt leitet das Institut für Umwelttechnik und Energiewirtschaft (IUE) 

der TU Hamburg. 

Interviewer: Christian Dany 

Biogas Journal: Herr Kaltschmitt, wir erleben zurzeit 

neue, umstrittene Russland-Sanktionen und eine fast 

hysterische mediale Hetzjagd auf den Diesel. Könnte es 

sein, dass LNG auch ein geostrategisches Instrument 

ist? 

Prof. Kaltschmitt: LNG besitzt zweifelsfrei das Potenzial 

dazu. Es wird flexibel über Schiffe von örtlich 

unterschiedlichen Produzenten nach Europa gebracht. 

Da es mit Pipeline-Erdgas konkurriert, könnte der Erdgaspreis 

durch LNG nach oben abgefedert werden. 

Derzeit sind LNG-Importe zur Einspeisung ins Erdgasnetz 

für den Einsatz in „klassischen“ Erdgasmärkten, 

wie dem Wärmemarkt, bei Rohölpreisen um die 50 

US-Dollar pro Barrel (August 2017) aber wirtschaftlich 

nur schwer darstellbar. Im Transportsektor ist die 

ökonomische Situation etwas besser, der Aufbau einer 

flächendeckenden LNG-Verteilinfrastruktur aber sehr 

aufwändig und bisher prohibitiv teuer. 

Biogas Journal: Wenn Sie einen Blick in die Glaskugel 

werfen: Wie wird sich der Straßengüterverkehr bis 

2030 entwickeln und welche Rolle wird LNG dabei 

spielen? 

Prof. Kaltschmitt: Auch 2030 dürfte noch die überwiegende 

Mehrzahl der Fahrzeuge im Güterfernverkehr 

den Kraftstoff Diesel nutzen. Aber die Bandbreite 

der insgesamt genutzten Energieträger dürfte 

zunehmen. LNG könnte auf bestimmten Strecken 

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verstärkt eingesetzt werden, wenn die entsprechende 

Infrastruktur in den kommenden Jahren aufgebaut 

wird und ein Kostenvorteil bestehen bleibt. Für den 

Nah- und Regionalverkehr dürften aber eher CNG oder 

batteriebetriebene Fahrzeuge eingesetzt werden. 

Foto: Privat 

Biogas Journal: Müsste der Zukunfts-Energieträger anstatt 

LNG nicht BioLNG heißen, um wirklichen Klimaschutz 

zu betreiben? Wie können relevante Mengen an 

BioLNG auf den Markt gebracht werden? 

Prof. Kaltschmitt: Biogas respektive Biomethan kann 

helfen, die Klimabilanz von LNG als auch von CNG zu 

verbessern. Das steht außer Frage. Aber angesichts 

eines Endenergieverbrauchs des gesamten Verkehrssektors 

von 728 Terawattstunden (TWh) (2015) dürfte 

auch zukünftig Biomethan immer nur einen (kleinen) 

Teil davon decken können; selbst wenn verstärkt Biomethan 

aus Osteuropa über die vorhandene Erdgasinfrastruktur 

importiert wird. 

Trotzdem ist die Nutzung auch kleinerer Biomethanmengen 

für den Transportsektor eine sinnvolle Option. 

Eine weitgehend klimaneutrale Option besteht auch 

durch Methan, das mit erneuerbarem Strom aus Wasser 

und CO 2 

erzeugt wird. Jedoch ist beides am Markt 

bisher nicht konkurrenzfähig. Sollen diese Möglichkeiten 

aus Klimaschutzgründen verstärkt genutzt werden, 

muss die staatliche Rahmensetzung entsprechend angepasst 

werden. 

Biogas Journal: Herr Prof. Kaltschmitt, vielen 

Dank für das Gespräch! 

Interviewer 

Christian Dany 


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41



Biogenes Flüssiggas – Machbarkeit 

noch im Demostadium 

Foto: Guenter Fischer / imageBROKER / OKAPIA 

Mit Flüssigerdgas oder 

LNG betriebenes Fährschiff 

Romsdalsfjord 

an der Hafeneinfahrt, 

Molde, Norwegen. 

Nicht nur in Norwegens Hauptstadt Oslo wird aus Rohbiogas BioLNG produziert. Auch 

in anderen Ländern innerhalb und außerhalb Europas gibt es erste Pilotanlagen. 


Bio- 

LNG 

Norwegens Nachbar Schweden hat schon 

vor gut 15 Jahren mit der Aufbereitung von 

Rohbiogas zu Biomethan begonnen, um es 

als Kraftstoff zu nutzen. So wurde aus Deponie-, 

Klär- und Biogas ein regenerativer 

Energieträger für eine umweltfreundlichere Mobilität. 

Kein Wunder, dass es in Schweden nun mit der Verflüssigung 

von Biomethan zu BioLNG beziehungsweise 

BioLBG losgeht. Eine solche Anlage hat zum Beispiel 

das deutsche Unternehmen AIR LIQUIDE Advanced 

Technologies GmbH aus Düsseldorf in Lidköping errichtet. 

Die Stadt liegt an der südöstlichen Bucht namens Kinnevikens 

des Vänern-Sees. Dort hat das Unternehmen 

Swedish Biogas International (SBI) 2011 eine Biogasanlage 

in Betrieb genommen, die unter anderem 

Lebensmittelabfälle vergärt. Die Jahreskapazität liegt 

bei 60.000 Tonnen Bioabfall. 6 Millionen Normkubikmeter 

Biomethan liefert die Anlage jährlich. SBI wurde 

im April dieses Jahres vom finnischen Unternehmen 

Gasum Oy übernommen. 

Das Biogas wird mittels Druckwasserwäsche zu Biomethan 

(800 Nm³/Stunde) aufbereitet. Das ist der Part 

von Gasum Oy. Anschließend wird das Biomethan der 

LBG-Anlage zugeführt, in der es verflüssigt wird. 13 

Tonnen LBG kann die Anlage pro Tag produzieren. Das 

fertige LBG wird bei -162 °C auf eine Kompressoreinheit 

übergeben, die das verflüssigte Gas in mobilen 

Containern speichert. Das schwedische Unternehmen 

FordsonGas bringt das BioLBG in den Markt. Per Lkw 

werden die Container mit dem BioLBG zu Tankstationen 

gebracht. FordsonGas betreibt 48 BioLBG-Zapfsäulen 

in Schweden. 

Ebenfalls in Schweden befindet sich das Unternehmen 

BIOfrigas Sweden AB. Es hat seinen Sitz in Göteborg, 

im Südwesten des Landes. Das LBG-Verfahren wird 

CryoSep 35 genannt. Die Technik ist in einem Container 

(2,3 x 12 Meter) untergebracht und bringt ein 

Gewicht von etwa 15 Tonnen auf die Waage. Mit dem 

CryoSep-Verfahren lassen sich 35 bis 45 Kubikmeter 

Rohbiogas pro Stunde verarbeiten. Daraus entstehen 

laut Herstellerangabe am Ende 15 bis 20 Kilogramm 

LBG pro Stunde. 

Im ersten Verfahrensschritt werden bei -90 °C Schwefelwasserstoff, 

Wasserstoff, Siloxane und flüchtige 

organische Verbindungen entfernt. Im zweiten Schritt 

wird bei -120 °C Kohlenstoffdioxid abgetrennt. Über 99 

Prozent des CO 2 

werden bei 6 bar und -20 °C bis -30 °C 

gespeichert. Im dritten Schritt findet die Verflüssigung 

des Gases bei -165 °C statt. 

Pilotprojekt bei Paris 

Ein weiterer Akteur im Markt ist die Firma Cryo Pur 

aus Frankreich, die in Palaiseau, südlich von Paris, ihren 

Sitz hat. Seit Mitte 2015 betreibt sie eine erste 

LBG-Anlage im Rahmen des sogenannten „BioGNVal“- 

Projekts. In Valenton im Großraum von Paris steht die 

Pilotanlage an der zweitgrößten Kläranlage der Region. 

Die LBG-Anlage ist für Rohbiogasmengen in Höhe 

von 120 Normkubikmetern pro Stunde ausgelegt. Die 

42



Tageskapazität an BioLBG liegt bei 1 Tonne pro Tag. 

Außerdem können noch 1,6 Tonnen flüssiges CO 2 

pro 

Tag gewonnen werden. 

Unterstützt wurde die Gewinnung dieser beiden Rohstoffe 

durch die Unternehmen ENGIE, IVECO und Thermo 

King. ENGIE war vertreten durch das Tochterunternehmen 

GNVert, das BioLBG-Tankstellen verkauft. 

IVECO ist Lkw-Hersteller und bietet erste schwere Lkw 

mit LNG-Technik an. Thermo King ist bekannt für die 

Herstellung von Lkw-Brücken mit Kühlaggregaten. Die 

Kühlexperten haben ein neues Kühlsystem entwickelt, 

das nicht mehr mit Diesel betrieben wird. Im Gegensatz 

zu einem diesel- oder elektromotorgetriebenen 

Kühlkompressor übernimmt das neue System auf -50 

Grad vorgekühltes, flüssiges CO 2 

im Laderaum des Tiefkühlaufbaus 

die Arbeit. 

Cryo Pur ist ein kryogenes Biogasaufbereitungs- und 

-verflüssigungsverfahren. In Valenton verlässt das Rohbiogas 

die Kläranlage mit etwa 60 Prozent Methan und 

rund 40 Prozent CO 2 

. Außerdem enthält das Gas noch 

einige Spurengase. Das Rohgas wird durch einen Aktivkohlefilter 

geschickt, mit dem der Schwefelwasserstoff 

aus dem Rohgas entfernt wird. Im folgenden Anlagenteil 

wird das Gas auf -40 °C runtergekühlt. Dabei 

gefriert der im Gas enthaltene Wasserdampf, in dem 

dabei die flüchtigen organischen Säuren und Siloxane 

eingeschlossen sind. Beim Durchströmen von zwei 

Foto: BIOfrigas Sweden AB 

Wärmetauschern taut der Wasserdampf wieder auf. 

Es folgt ein weiterer Behandlungsschritt. Dabei wird 

das Gas auf -75 °C runtergekühlt. Restlicher Wasserdampf 

sowie Siloxane und flüchtige organische Säuren 

können hier weiter eliminiert werden. Was dann folgt, 

ist die CO 2 

-Abtrennung. Das Gas wird auf -120 °C gekühlt. 

Das CO 2 

wird wechselweise gefroren und über 

zwei Wärmetauscher aufgetaut. Dabei sinkt der CO 2 

- 

Gehalt im Gas auf unter 0,3 Prozent. Nun kann das 

Biomethan verflüssigt werden. Das geschieht bei einem 

Druck von 14 barg (bar gauge) und einer Temperatur 

von -120 °C. 

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43



Demo-LBG-Anlage in 

Valenton im Großraum 

Paris. 

Bio- 

LNG 

Die erste kommerzielle Anlage soll in diesem Jahr mit 

einer Tageskapazität von 3 Tonnen LBG pro Tag in Nordirland 

in Betrieb gehen. Laut Cryo Pur führt die Integration 

von Gasaufbereitung und -verflüssigung zu Kosteneinsparungen, 

sie erleichtert das Anlagenmanagement 

und verbessert die Energieeffizienz der LBG-Produktion. 

Nach Unternehmensangaben benötigt das Verfahren 

lediglich 0,6 Kilowattstunden pro Kubikmeter 

Rohbiogas für die Aufbereitung und Verflüssigung des 

Gases, um das LBG bei 15 bar (a) und -120 °C zu produzieren. 

Der Energiebedarf erhöht sich auf 0,7 kWh/ 

Nm³ Rohgas, wenn das LBG bei 2 bar (a) und -160 °C 

produziert wird. 

Die LBG-Anlagen sind beliebig skalierbar. Sie kommen 

auf Biogasanlagen zum Einsatz, die zwischen 100 und 

2.000 Nm³ Rohgas pro Stunde erzeugen. Während des 

Betriebes ist der Prozess flexibel genug, sodass der 

Gasfluss zwischen 50 und 120 Prozent variieren kann. 

Deponiegas wird zu BioLBG 

Nicht nur in Europa, sondern auch in Nordamerika 

wird das Thema BioLBG verfolgt. Das Unternehmen 

Linde North America hat schon in 2009 eine Gasverflüssigungsanlage 

auf einer Mülldeponie in Livermore, 

Kalifornien, bei San Francisco errichtet. Dort wird seit 

1987 das Gas der Deponie bei Altamont verstromt, womit 

rund 8.000 Haushalte versorgt werden können. Die 

2009 für 15,5 Millionen Dollar (heute gut 13 Millionen 

Euro) gebaute LBG-Anlage ist unter der Beteiligung 

von Linde und dem Unternehmen Waste Management 

entstanden. Mit der Anlage lassen sich täglich etwa 

22 Tonnen LBG produzieren. Genügend Kraftstoff, um 

damit täglich etwa 300 Müllsammelfahrzeuge in Kalifornien 

fahren zu lassen. 

Nach Angaben der Betreiber vermeidet der LBG-Kraftstoff 

pro Jahr 30.000 Tonnen fossile CO 2 

-Emissionen. 

Die Altamont-Deponie wird wohl noch 30 Jahre lang 

Gas liefern, das als LBG genutzt werden kann. In der 

Region um die San Francisco-Bucht betreibt Waste 

Management of Alameda County (WMAC) ein Drittel 

seiner Müllsammelfahrzeuge mit Erdgas. WMAC hat 

angekündigt, dass der gesamte Fuhrpark auf Gasantrieb 

umgestellt werden soll. 

Foto: Cryo Pur 

Die angeschlossene Erdgasverflüssigungsanlage von 

Linde komprimiert und reinigt das Biogas: Es wird entschwefelt, 

und auch CO 2 

, N 2 

, Alkohole und andere Verunreinigungen 

werden abgetrennt. In einem letzten Schritt 

kühlt ein Wärmetauscher das Gas auf -162 °C ab und verflüssigt 

es zu LBG. Der elektrische Strom dafür stammt 

ebenfalls aus Deponiegas: Beim Verbrennen erzeugt es 

Wasserdampf, der einen Stromgenerator antreibt. Per 

Tankwagen wird das Flüssigerdgas zu den Tankstellen 

transportiert. „LBG ist in den USA am profitabelsten 

als Kraftstoff. Der Markt bietet einen zusätzlichen 

Wert durch sogenannte Regenerative-Kraftstoff-Credits 

(RINs). Darüber hinaus wird die LBG-Nutzung durch Vorschriften 

und Gesetze unterstützt“, berichtet Eric Bass, 

Produktmanager Gas bei Linde North America. 

Maritimes LNG 

Die Hochschule Emden/Leer hat gemeinsam mit dem 

EUTEC Institut eine Studie für die LNG-Initiative Nordwest 

erstellt mit dem Titel „Perspektiven und Potenziale 

von Low-Emission LNG im Nordwesten“. Die Autoren 

schreiben, dass es bislang wenig Betriebserfahrungen 

über kleine Verflüssigungsanlagen gibt. Vor Ort sei ein 

Speichertank notwendig und die Logistik müsse etabliert 

werden. Die positiven Umwelteigenschaften würden 

durch Nachteile bei Lagerung und Logistik aufgezehrt. 

In Niedersachsen sind zurzeit etwa 1.546 Biogasanlagen 

errichtet mit einer installierten elektrischen 

Gesamtleistung von 885 MW. Daraus abgeleitet lässt 

sich ermitteln, dass die Anlagen pro Jahr etwa 3,5 Milliarden 

Normkubikmeter Rohbiogas produzieren. Die 

Menge entspricht 3,5 Milliarden Liter beziehungsweise 

1,4 Milliarden Kilogramm BioLBG, die daraus jährlich 

gewonnen werden könnten. 

Ein Beispiel: Eine Fähre braucht für die Fahrt von 

Emden nach Borkum 2 Stunden und 15 Minuten. Pro 

Stunde benötigt sie 255 Kilogramm LNG. Für die einfache 

Fahrt verbraucht sie insgesamt 575 Kilogramm 

LNG, was 800 Normkubikmeter Biomethan entspricht. 

Dafür wären 0,16 Hektar Silomais notwendig. Da die 

Fähre pro Tag zweimal hin- und zweimal zurückfährt, 

benötigt sie 180 Hektar Silomais im Jahr. 

Laut den Autoren der Studie ist die Aufbereitung und 

Verflüssigung von Biogas aufwändig und teuer. Deshalb 

sei es sinnvoll, dezentral produziertes Biogas in 

vorhandene Erdgasnetze einzuspeisen und andernorts 

als Gemisch mit Erdgas zu verflüssigen. Das scheint 

zurzeit der Königsweg zu sein. Es sei denn, dass stationäre 

Tankstellen deutlich unter 1 Million Euro zu 

haben sind. 

Autor 

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

Redakteur Biogas Journal 


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E-Mail: martin-bensmann@biogas.org 

44



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Kompaktmodule in 

den Leistungsgrößen 

von 50 bis 1.000 kW 

elektrische Leistung 

erhältlich. 

Nachverstromung: Nutzungsgrad 

ist entscheidend 

Eine Nachverstromung (NV) macht aus Abwärme nützlichen Strom, dadurch steigt die 

Energieeffizienz der Anlage. Unter bestimmten Bedingungen kann sich eine NV-Anlage 

durchaus lohnen. 


Eine Nachverstromungsanlage wandelt überschüssige 

Wärme in Strom um, der anschließend 

wiederum betriebsintern genutzt oder 

ins öffentliche Netz eingespeist werden 

kann. Auf dem Markt sind für Biogasanlagen 

Module in den Leistungsgrößen von 6 bis 1.000 kW 

elektrischer Leistung erhältlich. Je nach Technik und 

Größe reicht der Anschaffungswert einer NV-Anlage von 

etwa 3.500 Euro bis 7.700 Euro je kW. Für das Biogas 

Forum Bayern gingen Falko Stockmann und Robert 

Wagner vom C.A.R.M.E.N. e.V. gemeinsam mit anderen 

Experten der Wirtschaftlichkeit dieser Anschaffung auf 

die Spur. 

„Im Bereich NV-Anlagen gibt es verschiedene Techniken“, 

sagt Robert Wagner. Die Anlagen würden sich 

nicht nur beim Arbeitsmedium, sondern auch nach der 

Art der Wärmequelle, der thermischen Eingangsleistung 

und der Art des Expanders unterscheiden. Allen gemeinsam 

sei jedoch der Clausius-Rankine-Kreisprozess. Dabei 

wird nach der Verstromung des Biogases im BHKW 

die entstehende Wärme aus Abgas und/oder Motorblock 

einer NV-Anlage zugeführt. Dies geschieht entweder 

ohne Zwischenschritt oder über ein Übertragungsmedium, 

das aus Thermoöl oder Wasser bestehen kann. 

Im Verdampfer wird die Wärme auf das Arbeitsmedium 

übertragen. Dieses kann aus Wasser oder einem organischen 

Fluid bestehen. Der entstandene Dampf entspannt 

sich über eine Turbine, die mit einem Generator 

verbunden ist, dadurch wird ein Teil der Wärmeenergie 

in Strom umgewandelt. Im Anschluss verflüssigt ein 

Kondensator das Arbeitsmedium wieder. Eine Pumpe 

befördert es dann zurück in den Verdampfer, wo der 

Kreislauf erneut beginnt. 

Es können verschiedene Wärmeströme für die Nachverstromung 

genutzt werden, deshalb gibt es auf dem 

Markt Hoch-, Nieder- und Mischtemperaturanlagen 

in verschiedenen Größen. Der Abgasstrom besitzt das 

höchste Potenzial. NV-Anlagen, die in diesem Hoch- 

46


praxis 

temperaturbereich arbeiten, haben einen hohen Wirkungsgrad. 

Das Wärmeangebot und die Energiemenge 

sind auf diesem Niveau allerdings geringer. Hingegen 

stehen Anlagen, die im Bereich der Niedertemperatur, 

also ab etwa 80 Grad Celsius arbeiten, fast die ganze 

Abwärme zur Verfügung. Der Wirkungsgrad dieser NT- 

Anlagen ist niedriger, er liegt bei etwa 9 Prozent, dafür 

nutzen sie eine größere Energiemenge und das bedeutet 

insgesamt eine höhere Stromausbeute. Noch besser 

nutzen Anlagen das Wärmeangebot, die im Hoch- und 

Niedertemperaturbereich arbeiten. Ihr Wirkungsgrad 

ist relativ hoch, denn sie wandeln fast die ganze anfallende 

Abwärme zu Strom. 

Hoch- und Niedertemperatur-Wärme 

nutzbar 

„Bei Biogasanlagen sind vorrangig ORC- und Wasserdampfanlagen 

im Einsatz“, bemerkt Wagner. Hier 

sei der Stand der Technik bereits fortgeschritten und 

die Anlagen funktionierten gut. Der Vorteil gegenüber 

herkömmlichen Wasserdampfprozessen ist, dass ORC- 

Systeme bereits bei niedrigeren Abwärmetemperaturen 

funktionieren. Der Grund hierfür ist, dass beim 

ORC-Kreislauf statt Wasser ein organisches Medium 

durch den Prozess fließt. Durch die Wahl verschiedener 

Arbeitsmittel kann der Prozess an unterschiedliche 

Wärmequellen angepasst werden. Dadurch können 

Wärmequellen im Hoch- und Niedertemperaturbereich 

genutzt werden. Der mögliche Temperaturbereich 

reicht von 80 bis 600 Grad Celsius. Je nach gewählter 

Technik ist bei manchen Herstellern nach der NV noch 

eine weitere Wärmenutzung möglich. 

„Wir haben ermittelt, ob die Anschaffung für Biogasanlagen 

in der Größe von 250 und 500 kW und 1 MW 

ökonomisch ist“, erklärt Wagner. Dabei gingen die Experten 

von folgenden Annahmen aus: Es erfolgt eine 

Volleinspeisung des erzeugten Stroms. Die Höchstbemessungsleistung 

(HBL) beträgt 95 Prozent der 

installierten Leistung. Die HBL erhöht sich durch die 

Nachverstromung nicht. Die NV-Anlage bildet mit dem 

Blockheizkraftwerk (BHKW) eine Einheit und gilt nicht 

als eigenständige Anlage. 

„Dies ist nach dem BGH-Urteil VIIIZR626 vom Oktober 

2013 anzunehmen“, verdeutlicht Wagner, damit sei 

die NV-Anlage der Vergütung des BHKW gleichgestellt. 

Zudem wurden 1,5 Prozent Trafoverluste angesetzt. Die 

Vorteile durch eine weitere Wärmenutzung nach der NV 

und die Erhöhung der Stromkennzahl blieben hingegen 

unberücksichtigt. In die Kalkulation geht ein Zeitraum 

von zehn Jahren ein. 

„Viele Faktoren haben einen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit“, 

sagt Wagner. Für ihn gehören dazu: die 

Feuerungswärmeleistung, der Nutzungsgrad, das zuständige 

EEG sowie die Vergütung und die Förderung, 

der Anschaffungswert, die Nutzungsdauer und die Auslastung 

sowie eine mögliche Verringerung der Stromkosten. 

„Die meisten BGA unterliegen dem EEG 2004 

Fotos: Martina Bräsel 

„Die Anschaffung ist vor 

allem für Biogasanlagen ab 

500 kW vorteilhaft“ 

Robert Wagner 

oder dem EEG 2009“, erklärt Wagner. Hinsichtlich der 

Wirtschaftlichkeit einer NV würden sich die beiden 

kaum unterscheiden. Allerdings würden die Anlagen 

aus dem EEG 2004 spätestens 2028 aus der 20-jäh- 

Das von Voith Turbo 

entwickelte System 

SteamDrive hat eine 

Nennleistung von 

30 kW el 

und wurde 

schlüsselfertig in das 

BHKW integriert. Als 

Arbeitsmedium verwendet 

es reines ionisiertes 

Wasser ohne Zusätze. 

Nur ein Schornstein 

ist mit der Nachverstromung 

verknüpft: 

Ihn verlässt das Abgas 

statt mit 470 Grad 

Celsius mit rund 200 

Grad. 

47

praxis 


Einige Anbieter von NV-Anlagen und ausgewählte Parameter 

Anbieter Technik Wärmequelle 

thermische Eingangsleistung 

in die NV ≥ 

Bosch KWK Systeme GmbH ORC verschieden 363 kW 

Conpower Technik GmbH & Co. KG ORC verschieden 180 kW 

Dürr Clean Technology Systems ORC Abgas 400 kW 

energy intelligence LAB GmbH ORC Abgas 110 kW 

etatherm GmbH ORC verschieden 300 kW 

GMK mbH ORC verschieden 450 kW 

Orcan Energy GmbH ORC Abgas 300 kW 

PRO2 Anlagentechnik ORC verschieden 400 KW 

UAS Messtechnik GmbH Orcodile ORC Abgas 500 kW 

ElectroTherm ORC verschieden 300 kW 

Langlechner GmbH & Co KG Wasserdampf Abgas 180 kW 

SteamDrive GmbH Wasserdampf Abgas 250 kW 

Quelle: C.A.R.M.E.N. e.V. 

rigen Förderung herausfallen. Je 

nach Größe der BGA benötige der 

wirtschaftliche Betrieb einer NV- 

Anlage eine Nutzungsdauer von 

etwa zehn Jahren. Greife das EEG 

2009 oder 2012, könne sich die 

Anschaffung durchaus lohnen. 

Unter den Bedingungen des EEG 

2014 sei jedoch kein wirtschaftlicher 

Betrieb möglich. 

Die Betrachtung zeigt weiter, dass 

die Größe des BHKW einen wesentlichen 

Einfluss auf die Rentabilität 

der NV-Anlage hat. „Die Anschaffung 

ist vor allem für Biogasanlagen 

ab 500 kW vorteilhaft“, so der 

Experte, sie könne sich aber auch 

für kleinere Anlagen durchaus lohnen. 

Zwischen den Anlagengrößen 

500 kW und 1 MW seien hingegen 

die Unterschiede in der Rendite 

„nur marginal“. 

Aber auch die Auslastung sowie 

Nutzungsgrad und -dauer haben 

deutliche Auswirkungen auf das 

Betriebsergebnis. „Wichtig ist vor 

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48


praxis 

allem der Nutzungsgrad, denn 

nur der netto an der NV-Anlage 

entstandene, eingespeiste 

Strom wird vergütet“, erklärt 

Wagner. Dieser sei proportional 

zur Temperaturdifferenz 

zwischen Vor- und Rücklauf 

(Verdampfer und Kondensator). 

Hier sei eine hohe Spreizung 

wichtig. Je geringer dabei der 

Eigenstrombedarf der NV-Anlage, 

desto besser. Dies sollte bei 

jedem Angebot eines Herstellers 

bedacht und mit besonderer 

Sorgfalt geprüft werden. 

„Es zeigt sich ein exponentieller 

Zusammenhang“, erklärt Wagner. 

Anfänglich sei eine starke 

Zunahme der Gesamtkapitalrentabilität 

(GRK) erkennbar, 

dies würde sich aber in den 

weiteren Laufjahren abmildern. 

„Gleichgültig, um welche Leistungsklasse 

es sich handelt, 

eine Laufzeit von fünf Jahren 

rechnet sich nicht“, so Wagner. 

Einfluss der Variation der Nutzungsdauer auf die Gesamtkapitalrentabilität getrennt nach 

BHKW Leistung (250, 500 und 1.000 kW) als Mittelwert der EEG 2009 und 2012 bei einem 

Jahresnutzungsgrad der NV von 8 Prozent 

Gesamtkapitalrentabilität % 

35 

30 

25 

20 

15 

10 

5 

0 

-5 

-10 

-15 

EEG 2009/2012 

250 kW 500 kW 1 MW 

10 Jahre 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 

Nutzungsdauer a 

Quelle: C.A.R.M.E.N. e.V. 

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49

praxis 


Für den Biogasbereich 

vertreibt das 

Unternehmen Orcan 

Energy den thermischen 

Nachverstromer 

namens „ePACK“ in 

drei verschiedenen 

Versionen. 

Ab acht Jahren könnten die beiden größeren Anlagen 

wirtschaftlich betrieben werden. Bei neun Jahren Laufzeit 

sei die GKR auch bei einer Anlagengröße von 250 

kW interessant. 

Foto: Werkfoto 

Gewissenhaft kalkulieren 

„Da die ältesten Anlagen erst eine Laufzeit von wenigen 

Jahren haben, liegen leider noch keine Langzeiterfahrungen 

vor“, verdeutlicht der Fachmann. Ein Investor 

ginge deshalb ein Risiko ein. Viele Hersteller könnten 

aber zahlreiche gut funktionierende Referenzanlagen 

vorweisen. „Weil belastbare Langzeiterfahrungen noch 

fehlen und jedes Projekt seine eigene Wirtschaftlichkeit 

besitzt, sollte vor der Anschaffung eine gewissenhafte 

Kalkulation erfolgen“, mahnt der Experte. Dafür 

sollte die Höhe der Vergütung unbedingt im Vorfeld mit 

dem Netzbetreiber geklärt werden. 

In der Planung müsse auch berücksichtigt werden, dass 

die örtlichen Gegebenheiten einen wichtigen Einfluss 

auf die Stromausbeute haben. „Ich weiß aus der Praxis, 

dass die Hersteller bei ihren Kalkulationen dies nicht 

immer berücksichtigen“, führt Wagner aus und nennt 

ein Beispiel: „Wenn die räumlichen Bedingungen nicht 

passen und die Energie über längere Strecken transportiert 

werden muss, drohen schnell große Verluste“, 

verdeutlicht er. Dann sei der schönste Wirkungsgrad 

dahin. Auch längere Standzeiten des Blockheizkraftwerkes, 

zum Beispiel durch eine bedarfsgerechte Fahrweise, 

würden der Wirtschaftlichkeit zusetzen. Die 

Nachverstromung sei nur rentabel, wenn sie mindestens 

7.000 Stunden im Jahr laufe. 

„Besonders sinnvoll ist es, die entstehende Abwärme in 

einem sogenannten Kaskadenmodell zu nutzen“, sagt 

er. Die Wärme könnte also zunächst mittels NV-Anlage 

verstromt werden. Je nach verwendeter Technik würde 

danach noch genügend Wärme für andere Prozesse 

zur Verfügung stehen. Entscheidend sei jedoch die 

Temperatur, mit der die Wärme die NV-Anlage verlässt. 

„Gärrest- und Getreidetrocknung benötigen oft nur eine 

niedrige Temperatur“, erklärt er. Ob ein Wärmenetz 

mit niedrigen Temperaturen betrieben werden könne, 

hänge hingegen von der Netzauslegung sowie der Abnehmerstruktur 

ab. Für eine Nachverstromung spräche 

auch, dass die Stromkennzahl steige und damit die 

Bewertungsgrundlage für den KWK-Bonus. Zudem erhöhe 

sich der Wirkungsgrad der BGA, ohne dass mehr 

Substrat verbraucht würde. 

Rund 450.000 kWh 

Strom produziert die 

ORC-Anlage auf dieser 

BGA zusätzlich, und die 

Wärmenutzung wird 

nicht eingeschränkt. 

Autorin 

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

Freie Journalistin 

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51

praxis 


Nachverstromung: ORC-Anlage im Contractingmodell 

Seit Dezember 2016 

sind zwei ePack Air 

installiert. „Das ist eine 

Besonderheit, denn 

meist installieren wir 

nur eine NV-Anlage“, 

berichtet Hermann 

Iding (links), doch 

die Module seien 

problemlos parallel 

verschaltbar. 

Bei Biogasanlagen ist die optimale Wärmenutzung vielfach ein Problem. Meist beschränkt 

sie sich auf die Beheizung des Fermenters und einzelner angrenzender Gebäude. Ein 

geeigneter Prozess, um die Abwärme zu nutzen, ist die Nachverstromung (NV). Manche 

ORC-Systeme, die auf dem Markt angeboten werden, funktionieren bereits bei niedrigeren 

Abwärmetemperaturen. 


Es gibt einige Hersteller, die ORC-Anlagen 

auch im kleineren Leistungsbereich anbieten. 

Zu diesen gehört auch der NV-Anlagenhersteller 

Orcan Energy, der mit einer 

integrierten Containerlösung und einem 

interessanten Contractingmodell auf die aktuellen 

Bedürfnisse der Kunden eingehen will. Orcan Energy 

bietet Produkte, Komponenten und Komplettlösungen 

zur Abwärme-Verstromung an. Das Clean-Tech-Unternehmen 

mit Sitz in München wurde 2008 aus der 

Technischen Universität München ausgegründet und 

beschäftigt rund 65 Mitarbeiter. 

„Unsere allererste NV-Anlage läuft bereits seit zehn 

Jahren und hat mittlerweile rund 35.000 Betriebsstunden“, 

berichtet Dr. Andreas Sichert, Vorstandsvorsitzender 

der Orcan Energy AG. Weltweit seien 

etwa 65 Anlagen des Unternehmens installiert, etwa 

vierzig von ihnen sorgen in Deutschland an Biogasanlagen 

für zusätzlichen Strom. Für den Biogasbereich 

vertreibt Orcan den thermischen Nachverstromer namens 

„ePACK“ in drei verschiedenen Versionen. Die 

NT-Variante nutzt die Wärme des Motorkühlwassers ab 

80 Grad Celsius und benötigt eine Eingangsleistung ab 

180 kW. Das System bringt je nach Temperaturniveau 

und Wärmeinput eine Netto-Leistung von etwa 6 bis 

13 kW. 

Der ePACK-Air ist eine Mischtemperaturanlage, die 

etwa 21 kW an Netto-Leistung liefert. Die benötigte 

Wärme wird dem Abgasstrom und der Motorkühlung 

entnommen und dem ORC-Modul zugeführt. „Sie eignet 

sich für BHKW-Motoren ab 360 kW“, erklärt Sichert. 

BHKW mit integriertem ORC-Modul 

Bei dem dritten Produkt ist die NV-Anlage zusammen 

mit dem Motor in einem Container integriert. Das neue 

kompakte System sei gemeinsam mit dem Packager 2G 

entwickelt, getestet und optimiert worden. Der ePack 

und der Biogasmotor, ein Agenitor 408, seien dabei 

aufeinander abgestimmt. Die eingebaute Kraftmaschine 

besitzt eine elektrische Leistung von 360 kW, zu 

denen bis zu 15 kW el 

netto durch das integrierte ORC- 

Modul hinzukommen können. Die thermische Leistung 

liegt bei 381 kW. 

52


praxis 

„Ein großer Vorteil des Systems ist, dass nach dem 

ORC-Aggregat noch ein großer Teil der Wärme zur Verfügung 

steht“, führt Sichert aus. Zudem erhalte der 

Kunde beim Kauf ein effizienteres BHKW mit mehr 

Leistung. „Unsere NV-Anlagen liegen ohne Installationskosten 

bei 55.000 bis 70.000 Euro“, berichtet Dr. 

Hermann Iding, Leiter Kommunikation und Marketing 

bei Orcan. Die Installation schlage dann noch einmal 

mit etwa 8.000 bis 35.000 Euro zu Buche. 

Der allererste Container, der das neue Produkt beheimatet, 

sorgt seit September 2016 auf der Biogasanlage 

von Andreas Schneider in Schnürpflingen für zusätzlichen 

Strom. Für den Landwirt sprachen gleich mehrere 

Gründe für die Anschaffung: „Wir wollten unsere Abwärme 

in den Sommermonaten besser nutzen“, erklärt 

der Energiewirt. Zudem wäre im Zuge der Flexibilisierung 

und für die Wärmesicherung des Nahwärmennetzes 

sowieso ein neues BHKW nötig gewesen. „Eigentlich 

war nur ein Zubau von 200 kW el 

geplant“, erklärt 

er, die 360 kW el 

, die es nun geworden sind, waren „die 

obere Grenze“. 

Gesamtwirkungsgrad wird steigen 

Für Schneider sollte das neue BHKW möglichst effizient 

sein und einen hohen Wirkungsgrad besitzen. „Wir 

gehen davon aus, dass mit dieser neuen Kombination 

der Gesamtwirkungsgrad auf 44,5 Prozent steigt“, erklärt 

Iding. Und Andreas Schneider fügt hinzu: „Wir 

sind noch kein ganzes Jahr in Betrieb, doch eine Steigerung 

um etwa 2 Prozent durch das ORC-Modul halte 

ich für durchaus plausibel.“ 

Die Biogasanlage von Andreas Schneider ist seit 2010 

in Betrieb und unterliegt dem EEG 2009. Seit 2011 

sind zwei Aggregate von jeweils 200 kW el 

und 249 kW th 

im Einsatz. Im Jahr 2013 kam noch ein Nahwärmenetz 

hinzu. „Mittlerweile haben wir 50 Abnehmer“, berichtet 

der Landwirt. Angeschlossen seien rund 40 Wohnhäuser, 

Gewerbebetriebe und ein Mehrzweckgebäude 

der Gemeinde. 2014 wurde ein Pufferspeicher mit 100 

Kubikmeter Wasser angeschafft, um in der Wärmelieferung 

flexibel zu sein. Für die Bedarfsspitzen und zur 

Redundanz steht zusätzlich ein Ölkessel mit 500 kW 

zur Verfügung. 

„Weil die erzeugte Wärme im Winter nicht ausreichte, 

wollen wir diese nun mit dem neuen dritten BHKW 

produzieren“, führt Schneider aus. Jedes Kilowatt, das 

dann noch übrig bleibe, solle das integrierte ORC-Modul 

in Strom umwandeln. In den Sommermonaten werde 

sowieso fast die ganze Wärme aus der Kühlung und 

dem Abgas dem NV-Modul zugeführt. Die Restwärme, 

die das ORC-Modul nicht verwerten kann, besitzt noch 

etwa 50 Grad Celsius. Sie wird in den Pufferspeicher 

gespeist. „Bei Bedarf können wir damit den Fermenter 

beheizen oder das Nahwärmenetz bedienen“, macht 

Schneider deutlich. 

Trotz flexibler Fahrweise und Nahwärmenetz hat der 

Landwirt keine Sorge, dass sich die Anschaffung nicht 


rentiert. „Aber es bleibt ein Versuch, ORC mit Wärmenetz 

zu kombinieren“, erklärt der Energiewirt. Nach 

seiner Rechnung muss seine NV-Anlage jährlich rund 

5.800 Betriebsstunden laufen, um wirtschaftlich zu 

sein. Die Anlagen seien aber schlecht vergleichbar, 

deshalb sollte „jeder selber schauen, ab wann sich eine 

NV-Anlage lohnt“. 

ORC-Modul im Contractingmodell 

Orcan Energy bietet auch ein Contractingmodell für NV- 

Anlagen an. Die Unomondo KWK GmbH & Co. KG in 

Pforzheim nutzt diese Möglichkeit. Die beiden ePACK 

AIR, die die BGA von Thomas Knapp mit zusätzlichem 

Strom versorgen, kosten jeweils 120.000 Euro. Orcan 

hat die ePACKSs und deren Installation vorfinanziert, 

dafür werden die Mehrerlöse etwa zur Hälfte aufgeteilt. 

Die Biogasanlage der 

Unomondo KWK GmbH 

& Co. KG in Pforzheim 

ist seit Juni 2007 in 

Dauerbetrieb. 

„Zwei voneinander 

unabhängige BHKW 

liefern seit 2007 jeweils 

537 kW elektrische 

Energie“, sagt Thomas 

Knapp. 

53

praxis 


Links: Bei NV-Anlagen, 

die Hoch- und Niedertemperatur 

nutzen, ist 

die Verschaltung und 

Verrohrung komplizierter. 

Rechts: Die beiden 

ePack Air, die Thomas 

Knapp hier einem 

Werksstudenten zeigt, 

kosten jeweils 

120.000 Euro. 

Vorgesehen ist, dass die Nachverstromung die BGA bis 

zum Ende der Laufzeit (2027) begleitet. Bis dahin gibt 

es für den Betreiber Rahmenbedingungen über Produktion 

und Lieferzeit, die eingehalten werden müssen. 

„Das ist im Regelfall unproblematisch“, bemerkt 

Knapp. 

Die Biogasanlage des Unternehmens ist seit Juni 2007 

in Dauerbetrieb. Zwei voneinander unabhängige Aggregate 

liefern seit dieser Zeit jeweils 537 kW elektrische 

Energie. Die Biogasanlage gehört vier Gesellschaftern. 

Einer von ihnen ist Uwe Kiefer, ein Landwirt aus der Region, 

der einen Teil der Substrate liefert. Ein weiterer ist 

Thomas Knapp, der auch gleichzeitig Geschäftsführer 

ist. „Einige Jahre haben wir die entstehende Wärme zur 

Holztrocknung für unsere Pelletsfertigung genutzt“, so 

Knapp. Weil die Trocknungsanlage sich nicht rentierte, 

wurde sie Ende 2015 abgebaut. 

Ein Nahwärmenetz gibt es nicht. „Wir haben dann 

nach einer Möglichkeit zur Wärmenutzung gesucht 

und sind auf die ORC-Anlage gekommen“, berichtet 

der Geschäftsführer. Seit Dezember 2016 sind zwei 

ePack Air installiert. „Das ist eine Besonderheit, denn 

meist installieren wir nur eine NV-Anlage“, berichtet 

Hermann Iding, doch die Module seien problemlos parallel 

verschaltbar. 

„Jedes Aggregat liefert rund 20 kW netto“, erklärt 

Iding, dafür würden pro Modul rund 330 kW Wärme 

benötigt. Davon stammen jeweils 240 kW aus dem 

Abgas und 90 kW aus dem Motorkühlwasser. Das ist 

im Sommer vollkommen unproblematisch, muss im 

Winter jedoch anlagenspezifisch angepasst werden. 

„In der kalten Jahreszeit kann eine neue Optimierung 

erforderlich sein“, vermutet Iding. Und er fügt hinzu: 

„Das Heißwasser, das mit rund 140 Grad Celsius (°C) 

aus dem Abgaswärmetauscher kommt, steht der ORC- 

Anlage immer vollständig zur Verfügung.“ Das Motorkühlwasser, 

das etwa 85 Grad besitzt, werde hingegen 

auch für die Beheizung der Fermenter benötigt. 

ePack kann dynamisch betrieben werden 

Die Aggregate laufen seit acht Jahren reibungslos mit 

thermophiler Vergärung bei 52 °C. „Im letzten Winter 

wurde es deshalb manchmal etwas eng“, sagt der Unomondo-Geschäftsführer. 

In diesem Jahr soll getestet 

werden, ob die Bakterien auch bei Temperaturen um 

etwa 48 °C noch wirkungsvoll arbeiten. „In den mesophilen 

Vergärungsbereich, der bei etwa 39 °C liegt, 

wollen wir aber nicht zurück“, verdeutlicht der Anlagenbetreiber. 

Für die Nachverstromung stellt das kein 

Problem dar, denn der ePack Air kann dynamisch und 

auch in Teillast gefahren werden. „Der Fermenter hat 

immer Priorität“, sagt Iding, genutzt werde dann nur 

die Wärme, die vorwiegend aus dem Abgas übrig bleibe. 

„Wenn weniger Wärme zur Verfügung steht, stellt sich 

unsere NV-Anlage automatisch darauf ein“, erklärt er. 

Der gesamte Strom (etwa 40 kW netto), den die beiden 

ORC-Anlagen erzeugen, wird für den Eigenverbrauch 

genutzt. „Wir haben einen Grundbedarf von 55 kW und 

konnten dadurch unseren Strombezug deutlich reduzieren“, 

berichtet Knapp. Zudem gebe es durch die 

Eigennutzung keine Schwierigkeiten mit der Bemessungsleistung. 

Mit allen Abgaben liege der Strombezugspreis 

bei etwa 16 Cent. „Wir verlieren zwar etwas 

Geld dadurch, fühlen uns aber besser aufgestellt für die 

Zukunft“, verdeutlicht der Anlagenbetreiber. 

Dass die Mehrerlöse aufgeteilt werden, stört den Gesellschafter 

der BGA nicht: Diese Risikofreiheit sei ihm 

wichtig und Orcan Energy dürfe sehr gerne Geld daran 

verdienen. „Wir wollten nicht wieder über eine längere 

Laufzeit investieren“, denn im Biogasbereich sei schon 

so viel versprochen und manchmal nicht eingehalten 

worden. „Weil sich die Gesetze ständig ändern und 

nicht wirklich planbar sind, entsteht ein permanentes 

Gefühl der Unsicherheit“, bedauert Knapp. Diese Verunsicherungen 

im Bereich der Erneuerbaren Energien 

gebe es schon seit vielen Jahren. „Wir könnten viel 

mehr investieren, erreichen und optimieren, wenn wir 

wüssten, dass es morgen noch gilt.“ 

Autorin 




Tel. 0 71 50/9 21 87 72 

Mobil: 01 63/232 68 31 


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54


praxis 

Ökologische Landwirtschaft 

Foto: NATURSTROM AG 

„Die Biogasanlage war die 

richtige Entscheidung“ 

In Deutschland sind zurzeit rund 180 Biogasanlagen auf Höfen in Betrieb, die nach ökologischen 

Grundsätzen wirtschaften. Diese Betriebe erfüllen entweder die Bedingungen 

der EU-Ökoverordnung oder sie setzen die strengeren Vorgaben von Anbauverbänden wie 

beispielsweise Naturland oder Bioland um. Fest steht: Biogasanlagen helfen Ökobetrieben 

ganz wesentlich, ihr Nährstoffmanagement zu verbessern. 

Biogasanlage 

Hallerndorf, die fünf 

Ökobetriebe gemeinsam 

mit dem Düsseldorfer 

Energieversorger 

NATURSTROM AG 

betreiben. 


Lothar Braun-Keller aus Leibertingen im Kreis 

Sigmaringen (Baden-Württemberg) ist Landwirt 

aus Leidenschaft. Er hat seinen Hof 1988 

auf ökologische Bewirtschaftung umgestellt 

und gehört seitdem dem Biolandverband an. 

Er bewirtschaftet 250 Hektar und hält 120 Mastrinder. 

Seine erste Bio-Biogasanlage hat er 1996 mit einer installierten 

elektrischen Leistung von 45 kW in Betrieb 

genommen. Das Biogas hat er damals ausschließlich 

aus Stallmist produziert. 

„Ich war Mitte der Neunzigerjahre Jahre viel in Süddeutschland 

unterwegs und habe mir 40 bis 50 Biogasanlagen 

angesehen. Ich habe damals für den Landkreis 

Sigmaringen Biomasse kompostiert und Erfahrungen 

damit gesammelt. So begann ich den Versuch, meinen 

Stallmist zu kompostieren. Das funktionierte aber 

nicht zufriedenstellend. Zudem waren mir die Verluste 

an Stickstoff und Kohlenstoff zu hoch. Die Vergärung 

des Mistes in der Biogasanlage schien mir die bessere 

Option. Und so begann ich, diesen Betriebszweig aufzubauen“, 

blickt Braun-Keller zurück. 

Wärme fürs Gemeindenetz 

Heute liefert seine Biogasanlage, die in mehreren 

Stufen ausgebaut worden ist, Gas für 450 kW elektrische 

Leistung. 360 kW davon leistet ein sogenanntes 

Satelliten-BHKW, das im Ort Leibertingen steht. Die 

Abwärme des BHKW wird ins Nahwärmenetz der Gemeinde 

eingespeist. 50 Prozent des Wärmebedarfs im 

Netz deckt das Biogas-BHKW ab. Der Fermenter besitzt 

kein Rührwerk. Er ist nach dem Prinzip der Anlagenherstellers 

Sauter konzipiert. Das heißt, die Substratoberfläche 

im Fermenter wird über ein Pumpsystem und 

gesteuerte Düsen mit flüssigem Substrat beregnet, das 

unten aus dem Behälter entnommen wird. Bei dieser 

Umwälzung wird nicht vollständig durchmischt, sondern 

die verschiedenen Gärprozesse laufen in unterschiedlichen 

Zonen im Fermenter ab. 

Durch eine unterschiedliche Beregnungsintensität der 

Bereiche kann die Vergärung gesteuert werden. Da der 

Fermenter nicht vollständig homogenisiert wird, befinden 

sich aktive Biomassepartikel überwiegend im oberen 

Bereich des Fermenters, und bei der Entnahme aus 

der unteren Schicht wird fast nur ausgefaultes Substrat 

ausgetragen. Der Nachgärer ist allerdings mit einem 

Rührwerk ausgestattet. 

Besseres Nährstoffmanagement verbessert 

Erträge auf dem Acker 

„Die Biogasanlage war die richtige Entscheidung“, 

betont Braun-Keller, „schon im ersten Jahr nach der 

Integration der Biogasanlage in den Betrieb haben 

55

praxis 


wir durch das bessere Nährstoffmanagement auf den 

Ackerflächen 20 bis 30 Prozent höhere Erträge verzeichnen 

können.“ Die Gärrestdüngung auf dem Grünland 

habe ebenfalls positive Ertragseffekte gezeigt. 

Neben dem Stallmist vergärt der Landwirt 60 bis 65 

Prozent Gras beziehungsweise Kleegras und Luzerne. 

Manchmal setzt er auch Getreide-Ganzpflanzensilage 

(GPS) ein, wenn zum Beispiel Getreideflächen durch 

Hagelschlag beschädigt worden sind. 50 Prozent des 

eingesetzten Gärsubstrats kommt vom eigenen Betrieb. 

Die andere Hälfte bezieht der Familienbetrieb von bis 

zu 15 anderen Lieferanten, von denen die meisten Biobetriebe 

sind. 90 Prozent des Inputmaterials stammt 

von Ökobetrieben. 

„Wenn wir das Kleegras wie in viehlosen Ökobetrieben 

üblich nur mulchen und auf der Fläche liegen lassen, 

dann sind die Ammoniak- und Kohlenstoffverluste insgesamt 

viel höher, als wenn wir die Aufwüchse in der 

Biogasanlage einsetzen. Es gibt einen leicht flüchtigen 

Kohlenstoffanteil, der in den ersten zehn Tagen abgebaut 

wird. Egal, ob wir die Biomasse vergären oder auf 

dem Acker biologisch umsetzen lassen. Insofern ist die 

Vergärung kein Problem“, erklärt der Praktiker, der im 

Biolandverband Sprecher war des Fachausschusses regenerative 

Energien und dessen Ausschussmitglied er 

immer noch ist. 

Im Gegenteil. Er erreicht in seinem Betrieb eine bessere 

Stickstoffverfügbarkeit, produziert dadurch mehr 

Pflanzenmasse, erhöht dadurch auch die Wurzelbiomasse 

im Boden, entzieht der Atmosphäre damit mehr 

CO 2 

und lagert mehr Kohlenstoff im Boden ein, was 

sich in Verbindung mit der Gärrestdüngung positiv auf 

den Humusgehalt des Bodens auswirkt. 

Vom neuen EEG enttäuscht 

Vom neuen EEG 2017 ist die Familie Braun-Keller 

enttäuscht, denn es bietet auch ökologisch wirtschaftenden 

Höfen keine Möglichkeit, neue Biogasanlagen 

wirtschaftlich zu betreiben. „Auch Bestandsanlagen, 

die aus der EEG-Festvergütung nach 20 Jahren rausfallen, 

werden ohne mindestens 30 bis 50 Prozent Wärmenutzungsgrad 

keine Chance haben“, prognostiziert 

er. Demnächst wird er ein weiteres Nahwärmenetz mit 

dem Rest seiner BHKW-Abwärme versorgen. Zusätzlich 

soll ein Holzhackschnitzel-Heizkessel auf seinem Hof 

aufgestellt werden, der dann ebenfalls in das Nahwärmenetz 

einspeist. Der umtriebige Landwirt kann sich 

aber auch vorstellen, aus seinem Biogas Kraftstoff zu 

machen. Seine Überlegungen gehen in Richtung Methanol. 

Der Brennwert sei zwar nur halb so hoch wie 

bei Diesel, dafür könne er aber diesen Kraftstoff mit 

nur geringen Modifikationen des Dieselaggregats nutzen. 

Oberste Priorität auf dem Hof der Familie Braun- 

Keller hat aber die Nahrungsmittelproduktion. Die 

Energieerzeugung aus Biogas müsse der Nahrungsmittelproduktion 

dienlich sein. Braun-Keller zeigt, dass 

die intelligente Verknüpfung zwischen Nahrungs- und 

Energieerzeugung unter Bedingungen der ökologischen 

Landwirtschaft möglich ist. 

Anlage auf Naturland-Betrieb 

Die positiven Seiten der Biogasanlagen in der ökologischen 

Landwirtschaft kennt auch Arthur Stein vom 

Scharlhof in Röhrmoos im oberbayrischen Landkreis 

Dachau nördlich von München. Stein ist 1986 dem 

Naturlandverband beigetreten. Er bewirtschaftet heute 

rund 230 Hektar ökologisch. In der Viehhaltung betreibt 

er Färsenaufzucht für andere ökologisch wirtschaftende 

Milchviehbetriebe. 

Seine Biogasanlage ging 2010 ans Netz mit einer elektrischen 

Leistung von 2 x 100 kW. Die beiden BHKW 

stehen an der Biogasanlage. Über eine Leitung werden 

die örtliche Grundschule, der Kindergarten, der Kinderhort 

sowie der Hof selbst mit Abwärme der Biogasanlage 

versorgt. „Als flächenstarker Betrieb haben wir uns 

die Frage gestellt, was wir mit den Kleegrasaufwüchsen 

sinnvoll machen können. Die Biogasproduktion ist ein 

gutes Konzept, weil wir die Nährstoffe aus dem Kleegras 

so besser einsetzen können. Zudem stellt die Biogasanlage 

eine zusätzliche Einkommensquelle dar, und 

wir erreichen betrieblich eine gewisse Unabhängigkeit 

von fremden Energiequellen“, beschreibt Stein einige 

der Vorteile. 

Ursprünglich sollte die Biogasanlage mit Gras und 

Gülle betrieben werden. „Wir haben versucht, von umliegenden 

Betrieben Gras einzusetzen. Im Gegenzug 

sollte der Gärdünger dann zurück auf die Flächen. Das 

Ganze ist aber aus Wirtschaftlichkeitsgründen grenzwertig. 

Das Gras zu ernten ist teuer und nicht so rentabel. 

Zudem ist Gras schwer vergärbar. Die gesamte 

Einbring- und Rührtechnik muss darauf ausgelegt sein, 

insbesondere die Rührtechnik ist vom Material und den 

Elektromotoren her stärker auszulegen“, gibt Stein zu 

bedenken. 

Um die Rentabilität zu verbessern setzt er bis zu 30 

Prozent Silomais beziehungsweise Getreide-Ganzpflanzensilage 

aus konventionellem Anbau ein. Das 

darf er mindestens noch bis zum Jahr 2020. Danach 

sollen laut den aktuellen Statuten des Naturlandverbandes 

keine Rohstoffe mehr aus der konventionellen 

Landwirtschaft eingesetzt werden dürfen. „Für uns ist 

diese Menge an Fremdsubstrat aber genau richtig, weil 

wir mit dem Mais die Betriebssicherheit der Anlage gewährleisten. 

Wir setzen mehr Mais im Winter ein, aber 

auch nicht zu 100 Prozent. Der Mais liefert im Winter 

das Gas für die hohe Auslastung der BHKW, damit wir 

auch das Wärmenetz bedienen können“, erklärt Arthur 

Stein. 

Das Kleegras mäht er viermal im Jahr und siliert es ein. 

Die Biogasanlage liefert ihm so viele Nährstoffe, dass er 

nicht nur seine Ackerfrüchte versorgen, sondern auch 

die Kleegrasflächen düngen kann. Sein Futtergetreide 

gibt er zum Teil an einen Biobetrieb mit Putenmast ab. 

Der hat ebenfalls eine Biogasanlage. Von dort bekommt 

56


praxis 

Stein auch Gärdünger zurück auf seine Flächen. So fließen 

die Nährstoffe nicht vom Betrieb Stein ab, sondern 

kommen auch wieder zurück, sodass der Kreislauf geschlossen 

ist. 

Beim Verkauf seiner Kartoffeln sowie seines Nahrungsgetreides 

fließen dagegen die Nährstoffe nicht wieder 

zurück, weil der Klärschlamm aus Siedlungsabwässern 

nicht auf die Flächen der Biobetriebe gebracht werden 

darf. Stein ist sich sicher, dass im Biobereich schon 

noch einige Betriebe gerne eine Biogasanlage bauen 

würden. Aber unter dem aktuellen EEG 2017 gehe 

das ökonomisch nicht mehr. Es sei auch zu befürchten, 

dass Bestandsanlagen in Biobetrieben nach dem 

Auslaufen ihres Vergütungszeitraumes wegen fehlender 

wirtschaftlicher Perspektiven stillgelegt werden. 

Foto: Privat 

Studienergebnisse 

Mit der Errichtung von Biogasanlagen in ökologisch 

wirtschaftenden Betrieben sind vielfältige Begleitwirkungen 

verbunden. Bei Versuchen in Gießen und 

Hohenheim wurden diese Begleitwirkungen näher erforscht. 

Die Ergebnisse hat Dr. Kurt Möller von der Uni 

Hohenheim 2011 in einer Publikation zusammengefasst, 

die hier in Auszügen widergegeben werden: 

Viehlose Anbausysteme – In viehlosen Öko-Anbausystemen 

ermöglicht die Vergärung die Erzeugung mobiler 

Düngemittel. Die veränderte Bewirtschaftung bewirkte 

eine signifikante Erhöhungen der Erträge der Nicht-Leguminosen 

(+16 %), und ihrer N-Aufnahmen (+19 %) 

und eine signifikante Erhöhung der Rohprotein-Gehalte 

des Getreides (+0,6 % absolut) sowie eine Verminderung 

des Nitratauswaschungspotenzials (ca. 20 %) und 

eine Verminderung bodenbürtiger Lachgasemissionen 

(ca. 40 %). 

Die Ursachen hierfür lagen in höheren N-Inputs via 

biologischer N2-Fixierung, in einer gleichmäßigeren 

N-Bereitstellung innerhalb der Fruchtfolge ( Gesetz 

des abnehmenden Ertragszuwachses), in einer höheren 

N-Versorgung der Nicht-Leguminosen zu Lasten der 

Leguminosen sowie in einer höheren N-Wirksamkeit 

der vergorenen Gärreste im Vergleich zum Ausgangssubstrat. 

Die Vergärung von Ernteresten aus viehlosen 

Fruchtfolgen ermöglichte somit eine „sichere“ N-Zwischenlagerung 

während des Winters und eine günstigere 

Verteilung des Stickstoffs im Anbausystem. 

Vieh haltende Anbausysteme – In den Vieh haltenden 

Anbausystemen zeigte der Vergleich des Stallmistsystems 

versus unvergorene Gülle niedrigere Erträge 

(-5 %) und eine geringere N-Aufnahme (-8 %) im Stallmistsystem. 

Zugleich war im Stallmistsystem die Nitratauswaschungsgefahr 

(+6 %) und die gesamte Höhe 

der gasförmigen N-Verluste (+19 %) höher. 

Die alleinige Vergärung von Gülle zeigte im Vergleich zu 

unvergorener Gülle keine Auswirkungen auf N-Erträge 

bei Kopfdüngung. Eine signifikante Wirkung auf Erträge 

wurde nur bei sofortiger Einarbeitung gemessen. 

Es wurden keine Auswirkungen auf die Nitratauswaschungsgefahr 

festgestellt. Die Ammoniakverluste nach 

der Ausbringung vergorener Gülle waren jedoch höher. 

Die Einbeziehung von Nebenernteprodukten (z. B. 

Aufwüchse von Zwischenfrüchten, Abfallkartoffeln 

etc.) bewirkte eine erhebliche Erhöhung des mobilen 

N-Düngerpools (+54 %), eine Reduzierung der Nitratauswaschungsgefahr 

(-8 %) und eine effizientere N- 

Verwertung durch Nicht-Leguminosen (+12 %). 

Im Hinblick auf die Klimabilanz des gesamten Anbausystems 

waren im Vieh haltenden System die berechneten 

Klimagasemissionen je Hektar Ackerland 

im Stallmistsystem am höchsten. Für das Güllesystem 

wurden deutlich niedrigere Emissionen berechnet, dieser 

Unterschied liegt 

zuvorderst an den 

„Für uns ist diese Menge an 

Fremdsubstrat aber genau 

richtig, weil wir mit dem Mais 

die Betriebssicherheit der 

Anlage gewährleisten“ 

hohen Lachgasemissionen, 

die nach 

heutigem Stand des 

Wissens aus offenen 

Stallmistmieten entweichen. 

Die Vergärung von 

Gülle führt zu einer 

weiteren Verbesserung 

der Klimagasbilanz 

durch eine Vermeidung von Spurengasemissionen 

während der Lagerung (z. B. Methan) und aufgrund der 

Gutschriften als Folge der Einsparung von fossilen Energieträgern. 

Noch günstiger ist die Klimagasbilanz, wenn 

Zwischenfrüchte und Erntereste in das Vergärungskonzept 

integriert werden. 

Zu empfehlen ist an dieser Stelle der sehr ausführliche 

Abschlussbericht zum Verbundvorhaben Biogasanlagen 

im Ökolandbau, Teilvorhaben 1 bis 3, das von der Fachagentur 

Nachwachsende Rohstoffe mit Mitteln des Bundeslandwirtschaftsministeriums 

gefördert worden ist. 

Der Bericht wurde im September 2015 veröffentlicht. 

Autor 


Redakteur Biogas Journal 


Tel. 0 54 09/90 69 426 

E-Mail: martin.bensmann@biogas.org 

Landwirt Arthur Stein 

vor seiner 2010 errichteten 

Biogasanlage 

auf seinem ökologisch 

bewirtschafteten Hof. 

Arthur Stein 

57

Praxis 


Vor der Toreinfahrt der 

Biogasanlage Lebrade- 

Rixdorf. 

„Wir wollen 

dabei bleiben“ 

Die Investitionen sind groß. Dennoch rechne sich die fünffache Überbauung des bestehenden 

Biogasmotors für den Flex-Betrieb, sagen die Anlagenbetreiber. Garant dafür sind eine 

maximale Wärmenutzung sowie ein optimales Zusammenspiel von Motoren, Einspeisemanagement 

und Gas- bzw. Wärmespeichern. 

Von Dierk Jensen 

Ein sonniger Tag im August auf Gut Rixdorf. 

Nach einigen Regentagen ist es im Ort zwischen 

Kiel und Plöner See wieder trocken. 

Die Mähdrescher rücken aus den Maschinenhallen 

aus, sind auf den Feldern im 

Einsatz. Die Ernte nimmt wieder Fahrt auf, Raps und 

Weizen werden auf dem 1.600 Hektar großen Betrieb 

der Agricola GbR gedroschen. Unterdessen läuft die 

gutseigene Trocknungsanlage auf Hochtouren. 

Nur ein paar 100 Meter entfernt befindet sich das 

Schwesterunternehmen, die Biogasanlage der Bioenergie 

Lebrade-Rixdorf GmbH & Co. Anlagenfahrer Stefan 

Bern schließt die Tür des großen Containers auf, 

in dem seit Sommer 2016 ein 2-Megawatt-Gasmotor 

vom Hersteller Jenbacher untergebracht ist. Kein Motorenlärm 

ist zu hören. Stattdessen Stille. Das Aggregat 

steht. „Der Motor lief heute Morgen von 7.00 bis 10.00 

Uhr, jetzt bleibt der Motor bis zum späten Nachmittag 

abgestellt, dann wird er wieder hochgefahren“, erklärt 

Bern den Flex-Betrieb. 

Der beeindruckende Motor ist eine von mehreren Investitionen, 

die notwendig waren, um die im Jahr 2011 mit 

einem 550 kW großen BHKW gestartete Biogasanlage 

für einen zukunftsgewandten Flex-Betrieb fit zu machen. 

Dabei ging es nicht nur um die netzkompatible 

Stromproduktion, sondern zugleich auch um eine bedarfsgerechte 

Wärmeerzeugung – sowohl für die gutseigenen 

Gebäude in Rixdorf als auch im benachbarten 

Lebrade, sodass inzwischen mehr als 90 Gebäude in 

der Gemeinde mit der Abwärme der Biogasanlage sicher 

versorgt werden. 

Viele Anpassungen notwendig 

All das erforderte eine vollständige Neukonzeptionierung 

der bestehenden Anlage. Neben dem 2-MW-Motor 

und einem neuen Trafo mussten auch ein neuer Wärmespeicher 

und ein neuer Gasspeicher mit einem gänzlich 

neuen Rohrsystem errichtet werden. Als Berater für die 

Positionierung des Stromverkaufs kauften sich die Rixdorfer 

zusätzlich Fachleute von der GesamtBetriebs- 

Beratung Landwirtschaft (GBB) ein. Ganz abgesehen 

davon erforderte die fünffache Überbauung der alten 

Anlage ein aufwändiges Genehmigungsverfahren, außerdem 

musste die Software komplett neu konfiguriert 

werden. Für all dies mussten die Rixdorfer Biogaserzeuger 

tief in die Tasche greifen. Rund 2 Millionen Euro In- 

58


Praxis 

Blick über die Fermenter 

respektive Gasspeicher hin zum 

Kirchturm von Lebrade. 

Fotos: Dierk Jensen 

Der neue 15.500 m 3 Gasspeicher ist 

Garant für die Flexibilisierung. 

vestitionssumme stehen zu Buche, rund 180.000 Euro 

flossen für das Pilotprojekt aus staatlichen Töpfen. 

Trotz dieses hilfreichen Fördergeldes ist das eine Stange 

Geld, das sieht Wilken von Behr, Betriebsleiter der 

Agricola GbR und zugleich Chef der Biogasanlage, ohne 

Umschweife ebenso. „Aber wir wollten unbedingt dabei 

bleiben, nicht nur 20 Jahre“, bekennt sich von Behr in 

seinem Büro im historischen Gutshaus zu einer langfristigen 

Biogas-Perspektive. Dabei sei der Motor mit 

der Flexprämie von jährlich 130 Euro pro Kilowatt über 

eine Laufzeit von 10 Jahren schon nach 7 Jahren bezahlt, 

rechnet er vor. 

Die übrige Million für die Peripherie nimmt dagegen 

eine längere Laufzeit in Anspruch. Sein Credo deshalb: 

„Die Zukunft liegt nicht in der Flexibilisierung, sondern 

in der bleibenden Flexibilisierung!“ Während er 

dies sagt, wandern seine Augen auf das Display seines 

Smartphones, das auf dem Arbeitstisch liegt. Es gibt 

ihm über eine App einen genauen Einblick ins Geschehen 

der Biogasanlage. „Der Umbau hin zu einer flexiblen 

Fahrweise und einer neuen Software und moderner 

Kommunikationstechnik bringt uns neben allen 

wirtschaftlichen Vorzügen noch einen großen Vorteil“, 

räumt von Behr frank und frei ein, „wir sind früher bei 

Störmeldungen immer aus dem Büro gerannt, waren 

permanent in Stress, 

das ist jetzt nicht 

„Das war alles goldrichtig, 

was wir gemacht haben“ 

mehr der Fall.“ 

Biogas 4.0 in Rixdorf? 

Ein bisschen 

schon. Stellvertretend 

steht dafür der 

große Gasspeicher 

mit 15.500 Kubikmeter 

Fassungsvermögen, der direkt neben den 

Fermentern steht. „Die Moschee“ wird der 20 Meter 

hohe Gasspeicher aufgrund seiner Größe und seiner 

gewölbten Gestalt von manchem Anwohner in der Um- 

Bürgermeister Jörg Pruß 

„ Er wollte wieder ohne! 

Da habe ich nein gesagt!“ 

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59

Praxis 


Betriebsleiter Wilken 

von Behr in seinem 

Büro. 

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gebung scherzhaft genannt. 

Ob der Bürgermeister von Lebrade, 

Jörg Pruß, auch diesen 

Ausdruck benutzt, bleibt sein 

Geheimnis. Dafür sagt er eines 

gerne mit Nachdruck: „Das war alles goldrichtig, was 

wir gemacht haben.“ Damit meint er die Gründung der 

Genossenschaft Bioenergieversorgung Lebrade im Jahr 

2010, deren Vorsitzender er heute ist. 

Die Genossenschaft besteht aus mittlerweile mehr als 

70 Hausbesitzern, die von der benachbarten Biogasanlage 

insgesamt rund 1,2 Millionen Kilowattstunden 

Wärme im Jahr beziehen. In eigener Regie planten und 

bauten die Genossen ein Wärmenetz, wofür sie 600.000 

Euro EU-Mittel einwerben konnten. Bei der Verlegung 

der Wärmerohre wurde huckepack ein Breitbandkabel 

eingegraben; damit brachten die Entrepreneure für Biogaswärme 

schnelles Internet nach Lebrade. 

„Die Bürger sind dabei“, freut 

sich Sozialdemokrat Pruß über eine 

Zwei-Drittel-Anschlussrate. Dies ist 

sicherlich auch dem günstigen Hausanschluss 

inklusive Wärmetauscher 

für eine Einmalzahlung von 750 Euro 

geschuldet. Darüber hinaus ist der Wärmepreis 

von 8 Cent pro Kilowattstunde, 

den die Wärmeabnehmer an die Genossenschaft 

zu entrichten haben, überzeugend, zumal 

Kosten für Schornsteinfeger, Wartung und Rücklagen 

weggefallen. „Wir haben die Klimaziele von 2050 schon 

heute erfüllt“, stellt der Bürgermeister zufrieden fest. 

Kirche heizt mit Öl 

Nur die Kirche im Ort hat sich nicht beteiligen wollen, 

weil Biogas aus Energiepflanzen nicht in ihr ethisches 

Konzept passe, bedauert er, stattdessen hat sich die 

Lebrader Kirchengemeinde für eine neue 15.000 Euro 

teure Ölheizung für ihr Gotteshaus entschieden. „Oh, 

mein Gott!“, möchte man den ostholsteinischen Protestanten 

entgegenhalten, geht so irdische Energiewende? 

Während hier und da offenbar noch Widersprüche 

herrschen, sind die Betreiber der Bioenergie Lebrade- 

Rixdorf mit einer Jahresproduktionsmenge von rund 

4,8 Millionen Kubikmeter Biogas schon längst in der 

Gegenwart angekommen. Sie sind in den hochflexiblen 

und preisvolatilen Strommarkt eingestiegen, leisten 

Netzstabilität und kommen obendrein im ersten Betriebsjahr 

auf eine Wärmenutzung von 83 Prozent. „Wir 

wollen noch besser werden, unser Ziel ist, auf über 90 

Prozent zu kommen“, blickt von Behr ehrgeizig auf die 

nächsten Jahre und hofft auch, dass auf der Stromseite 

noch höhere Erlöse als bisher winken. 

So hat er die Vermarktung des Stroms in die Hände des 

Stromhändlers Neas gelegt, der in der dänischen Stadt 

Aalborg seine Geschäfte abwickelt. Neas hat im virtuellen 

Kraftwerk nach eigenen Angaben Kraft-Wärme- 

Kopplungsanlagen im Volumen von 6.000 Megawatt 

gebündelt und vermarktet diese an der Börse. Neas gibt 

auch den Erzeugungsfahrplan für das BHKW in Rixdorf 

vor. Dabei spielt der großdimensionierte Gasspeicher 

hinsichtlich einer tatsächlich wirtschaftlichen Flexibilisierung 

eine entscheidende Rolle. 

Gas kann 56 Stunden gespeichert werden 

„Unsere Altanlage mit 500 kW, unsere Bemessungsgrundlage, 

erzeugt pro Stunde rund 275 Kubikmeter 

Biogas. Wir können dieses Gas rund 56 Stunden lang 

speichern, ohne dass wir Strom erzeugen“, verrät von 

Behr und verweist auf ein Wochenende hin, das genau 

diese Zeitspanne abdeckt. Aber nicht nur die richtigen 

Dimensionen der Speicher sind bedeutsam, sondern 

auch die technischen Detail-Innovationen, die in den 

Schnittstellen zwischen Gasspeicher, Motor und Wär- 

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60


mespeicher umgesetzt worden sind, tragen 

zum wirtschaftlichen Gelingen bei, so von 

Behr weiter. Nicht unerwähnt sollte bleiben, 

dass der Wirkungsgrad des 2-MW-Motors 

bei bemerkenswerten 44 Prozent liegt 

und damit wesentlich weniger Gas die gleiche 

Stromleistung im Vergleich zu älteren 

und kleineren Modulen erzielt. Damit nun 

die effizienten Motoren den Flex-Betrieb 

auch gut bewältigen, hat Anlagenfahrer 

Stefan Bern die Gaskühlung ständig im 

Blick. Das Gas muss im Temperaturbereich 

zwischen 25 und 30 Grad Celsius vor dem 

Verdichter ankommen, damit jegliche Kondensation 

vermieden wird. Zudem halten 

die Betreiber den Jenbacher bei 65 Grad 

Celsius warm, damit er die Starts von Null 

auf Hundert auch gut verkraftet. 

„Starten und Stoppen wird im kommunalen 

Klärgasbereich seit jeher betrieben, 

damit kommen unsere Motoren gut klar“, 

verweist Joachim Pott auf einen großen 

Erfahrungsschatz des Herstellers. Der 

Vertriebsleiter von Jenbacher für Norddeutschland 

verschweigt allerdings auch 

nicht, dass sowohl Anlasser als auch diverse 

Lager (Pleuel, Kurbelwelle etc.) bei 

einem Flex-Betrieb höheren Abnutzungen 

ausgesetzt sind und früher ausgetauscht 

werden müssen. 

Auf der Suche nach günstigeren 

Inputstoffen 

Aber nicht nur die Technik und die Flexibilisierung 

haben Behr und Bern im Blick. 

Ebenso versuchen sie, die Gärbiologie 

noch weiter zu verbessern. Gegenwärtig 

werden die Fermenter täglich mit rund 4 

Tonnen Hühnertrockenkot, 10 Kubikmetern 

Gülle und 22 Tonnen Mais gefüttert. 

Der Methan-Gehalt im Biogas liegt aber 

bei bescheidenen 52,5 Prozent. Das sei 

durchaus steigerungsfähig, wissen der 

62-jährige Betriebsleiter und sein Anlagenfahrer, 

der als Bauernsohn und gelernter 

Heizungsbauer ein Verständnis für alle 

Aspekte der Biogasproduktion mitbringt. 

Beide sind daher offen gegenüber neuen 

Fütterungsmethoden, die eventuell für 

noch höhere Methan-Erträge sorgen. Darüber 

hinaus schielt von Behr nach noch 

günstigeren Inputstoffen. 

Doch mag er Langzeitprognosen nicht 

mehr abgeben, zu oft schon sind diese 

durch plötzliche Wechsel in der Politik 

oder auch durch globale Verwerfungen widerlegt 

worden. Dabei kann von Behr auf 

einen langen Erfahrungsschatz als Energiewirt 

zurückblicken. Denn schon weit vor 

dem Bau der Biogasanlage beschäftigte er 

sich mit nachhaltiger Energieerzeugung 

aus eigener Kraft. Sein Fokus lag aber zu 

Beginn gar nicht auf Biogas, sondern vielmehr 

auf holzige Biomasse, genauer gesagt 

auf Holzhackschnitzel. So baute der 

Betriebsleiter des Rixdorfer Gutes im Jahr 

2006 einen Holzhackschnitzelkessel, in 

dem ein Teil des anfallenden Schnittholzes 

von rund 80 Kilometer Feldbaumreihen (in 

Schleswig-Holstein „Knicks“ genannt) und 

die Biomasse von 36 Hektar schnellwachsendem 

Gehölz eingefahren wird. Früher 

beheizte der Holzhackschnitzelkessel die 

Getreidetrocknung und die Gebäude des 

Gutes, das urkundlich zum ersten Mal im 

14. Jahrhundert erwähnt wurde und heute 

im Eigentum von Graf von Westphalen und 

Käthe Hirschberg ist. 

Heute liefert die Biogasanlage die Wärme, 

während der Holzhackschnitzelkessel 

für die Lastspitzen zuständig ist. Zudem 

trocknet die Abwärme der Biogasanlage die 

vom landwirtschaftlichen Betrieb erzeugten 

Holzhackschnitzel in einer großen, mit 

Photovoltaik bedachten Lagerhalle. Von 

dort wird das getrocknete Brennmaterial 

zum 15 Kilometer entfernten Kessel eines 

Krankenhauses in Bad Malente transportiert. 

Zwar funktioniert die Wärmelieferung 

mit fester Biomasse, doch sieht von Behr 

für den Anbau von schnellwachsendem 

Gehölz im größeren Stil – entgegen einst 

gehegter Hoffnungen – keine große Zukunft 

mehr, wenngleich sie eine nicht wegzudenkende 

Größe in der Wärmewende seines 

Betriebes und der Gemeinde Lebrade ist. 

Trotz einiger Rückschläge besteht kein 

Zweifel: Wenn von Behr in einigen Jahren 

die Verantwortung für Landwirtschaft und 

Energieerzeugung an Jüngere abgeben 

wird, dann hat er sich in Sachen Energiewende 

nichts vorzuwerfen: Er hat die außerordentlichen 

Chancen, die ihm der begüterte 

Betrieb bot, voll ausgeschöpft. Er hat 

vielen demonstriert, wie ein Zusammenspiel 

von Photovoltaik, fester Biomasse und 

Biogas zukunftsfähig funktionieren kann. 

Autor 

Dierk Jensen 


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kann Biogas liefern: 

Bei Tag und Nacht, 

bei Wind und Wetter. 

Regional. Verlässlich. 

Klimafreundlich. 

Shop 

Fachverbands-Flyer 

Der Fachverband Biogas e.V. stellt sich vor 

DIN lang-Format, 6 Seiten 

Bestellnr.: KL-001 

für Mitglieder kostenlos 

Tel. 030 2758179-0 

Fax 030 2758179-29 

berlin@biogas.org 

Hauptstadtbüro 

Invalidenstr. 91 

10115 Berlin 

Dem Klimaschutz verpflichtet. 


Angerbrunnenstraße 12 

85356 Freising 

Tel. 08161 984660 

Fax 08161 984670 

info@biogas.org 

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neu 

Engagiert. Aktiv. Vor Ort. 

Für Betreiber. 

Wissenschaftler. 

Hersteller. 

Institutionen. 

Interessierte. 

Biogas Journal 

Sonderhefte 

Die aktuellen Hefte finden Sie 

auf der Homepage (www.biogas.org) 

DIN A4-Format 

Bestellnr.: BVK-14 

Preis auf Anfrage 

Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 50073 | 18. Jahrgang 

www.biogas.org März 2015 

Bi GaS Journal 


Flexbetrieb: eine ökonomische 

Analyse S. 10 an den Fahrplanbetrieb S. 

Gasspeicher: Anforderungen 

30 

www.biogas.org Februar 2016 

Bi GaS Journal 


Neue TRGS 529 

ernst nehmen S. 12 

SondeRheFt 

Stadtwerke Rosenheim bilden 

Kleinanlagenpool S. 65 

Direkt vermarktung 

BHKW 

Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 5 073 | 19. Jahrgang 

Sicherheitsrelevante 

dokumentationspflichten S. 24 

d 

SoNdeRheFT 

www.biogas.org April 2016 

Bi gAS Journal 

Statements zum einsatz 

von Prozesshilfsstoffen S. 38 


Wildpflanzen: verbesserte 

Saatmischungen S. 6 

! 

SICHERHEIT 

Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 5 073 | 19. Jahrgang 

neues vom Mais-Silphie- 

Mischanbau S. 19 

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Sommersubstrat: Buchweizen 

und Quinoa S. 24 

EnErgiEpFlAnzEn 

BGJ Energiepflanzen 2016 BUCH.indd 1 18.03.16 14:36 

Broschüre 

Biogas-Wissen 

Grundlegende Informationen rund um 

die Biogasnutzung in Deutschland 

DIN A5-Format, 28 Seiten 

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bis zu 20 Ex. kostenlos 

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bei größerer Menge 

bitte nachfragen 

Fachverband_Biotonnenaufkleber_RZ.pdf 3 03.05.16 13:43 

Biogas 

Regional. Verlässlich. Klimafreundlich. 

Vielen Dank, dass Sie trennen!* 

1kg Bioabfall Biogasanlage Dünger 

*Aus einem Kilogramm Bioabfä len produziert eine Biogasanlage 240 Wh Strom. 

Je weniger Plastik in der Biotonne landet, desto sauberer der Dünger und desto höher die Energieausbeute! 

BIOGAS Wissen_Kompakt 

6h Strom 


Broschüren 

Biowaste to Biogas 


Bestellnr.: KL-021 (englisch) 

Branchenführer 

Güllekleinanlagen 


Bestellnr.: BVK-42 (deutsch) 

ein Heft kostenlos 

bei mehreren Heften berechnen 

wir Versand und Verpackung 

Biogas safety first! 


Bestellnr.: KL-024 (englisch) 

ein Heft kostenlos 

bis 10 Stück 5 Euro / ab 10 Stück 4 Euro 

ab 20 Stück 3 Euro pro Broschüre 

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BIOGAS Know-how_1 

Biowaste 

to Biogas 

BIOGAS Know-how_2 

BIOGAS Wissen_1 

Branchenführer 

BIOGAS 

Safety first! 

Guidelines for the safe use 

of biogas technology 

Güllekleinanlagen 

- - - 116 mm - - - - - - - - - - - > < - - - - - - - - - - - 118 mm - - - - - - - - - - - >< - - - - - - - - - - - 118 mm - - - - - - - - - - - > < - - - - - - - - - - - 116 mm - - - - - - - - - - - > 

mer 

ert und je nach Bedarf in Energie umgewandelt 

al kein Wind weht und keine Sonne scheint. 

Stromnetze und ist für die technische Umsete 

von entscheidender Bedeutung. 

Energiedörfer mit Biogas 

Biogas eignet sich hervorragend für die 

lokale Energieversorgung – und für neue 

Energiekonzepte in Kommunen und 

Regionen. Zahlreiche Wärmenetze, die 

teilweise genossenschaftlich betrieben 

werden, unterstreichen dieses Potenzial. 

Regionale Wertschöpfung 

Biogasanlagen produzieren dort Energie, 

wo sie gebraucht wird: In den Regionen. 

Das Geld für den Bau, den Betrieb und 

die Instandhaltung der Anlagen bleibt 

vor Ort – und fließt nicht in die Taschen 

der Ölmultis. Das sichert die regionale 

Energieversorgung und ist ein aktiver 

Beitrag zur Friedenspolitik. 

Faltblatt 

Biogas to go 

Der Fachverband Biogas e.V. ist mit über 

4.800 Mitgliedern die größte deutsche 

und europä ische Interessenvertretung der 

Biogas-Branche. 

Ziel der Verbandsarbeit ist es, die Biogaserzeugung 

und -nutzung für die bundes weite 

Strom-, Wärme- und Kraftstoff versorgung zu 

erhalten und auszubauen. 

Handliche Fakten zur 

Biogasnutzung 

11,8 x 11 cm 

Bestellnr.: BVK-37 


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A +49 (0)8161 984 660 

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darüber 50 Cent / Heft 

Wissen_to go 

BIOGAS 

Biogas to go 

Handliche Fakten 

zur Biogasnutzung 

Biogas kann alles 

Biogas ist der vielseitigste erneuerbare Energieträger. Das umweltfreundliche 

Gas kann sowohl zur Strom- und Wärmegewinnung wie 

auch als Kraftstoff eingesetzt werden. Damit ist Biogas eine wichtige 

Säule für die bürgernahe und bezahlbare Energiewende! 

Strom aus Biogas 

Biogas versorgt schon heute Millionen Haushalte in 

Deutschland mit klimafreundlichem Strom. Bei der 

Stromgewinnung im Blockheizkraftwerk entsteht automatisch 

auch Wärme. 

Wärme aus Biogas 

Mit Biogaswärme können zum Beispiel private Haushalte, 

kommunale Einrichtungen wie Schulen, Schwimmbäder 

und Turnhallen, Gewerbebetriebe oder Gewächshäuser 

beheizt werden. 

Kraftstoff aus Biogas 

Zu Biomethan aufbereitetes Biogas kann als klimafreundlicher 

und effizienter Kraftstoff von jedem CNG 

(compressed natural gas)-Fahrzeug getankt werden. Mit 

dem Biomethanertrag von einem Hektar Wildpflanzen 

kann ein Pkw einmal um die Erde fahren. 

Samentütchen 

Bunte Pflanzenmischung für Garten und Balkon 


für Mitglieder kostenlos 

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FLOWER POWER — Blühstreifenmischung 

Biogas bringt Farbe ins Feld 

Bunt blühende Pflanzen auf dem Acker und im Garten sehen 

nicht nur hübsch aus, sie bieten auch vielen Insekten und 

Wildtieren wertvollen Lebensraum. 

Biogasanlagen können aus ihnen am Ende des Sommers sogar 

noch Strom und Wärme erzeugen. 

Treiben Sie’s bunt und säen Sie mit. Für mehr Artenvielfalt! 

Inhalt (4 gr) Ringelblume, Sonnenblume, Malve, 

Phacelia, u.a. 

Aussaat 

April bis Mai (1gr/ m²) 


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Regional. Verlässlich. Klimafreundlich. Biogas kann’s! 

Machen Sie mit! 

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62

Um die Erderhitzung zu stoppen müssen wir auf Erneuerbare Energien umsteigen. 

Sonne und Wind stehen uns unbegrenzt und kostenlos zur 

Verfügung. Aber nicht immer. Deshalb brauchen wir zusätzliche regenerative 

Quellen, die verlässlich zur Verfügung stehen. So wie Biogas. 

Das in den Fermentern bei der Vergärung von Gülle, Bioabfall und 

Energiepflanzen entstehende Gas kann gespeichert und je nach Bedarf 

kurzfristig in Strom und Wärme umgewandelt werden. So wird der 

Wind- und Solarstrom genutzt, wenn er entsteht - und Biogas springt ein, 

sobald Sonne und Wind eine Pause machen. 

Die Biogasanlage Biogas GmbH hat zwei Blockheizkraftwerke (BHKW) mit 

einer Leistung von je 250 kW. Darin wird aus Biogas Strom und Wärme 

erzeugt. 

Die Kraftwerke werden von den Stadtwerken XY ferngesteuert. Je nach 

Strombedarf können sie an- oder abgeschaltet werden. Wenn das 

Stromnetz voll ist, wird das Biogas in der Kuppel des Fermenters 

gespeichert. Und wenn Strombedarf besteht, können die BHKWs 

innerhalb weniger Sekunden ihre maximale Leistung von 500 kW abrufen. 

Biogasanlage Biogas GmbH 

Planeten. 

Die im Fermenter befindlichen Bakterien wandeln die Biomasse, z.B. biologische Abfälle, 

nachwachsende Rohstoffe und Gülle, zu Biogas und Gärprodukten um. Das erzeugte Biogas 

wird in der Gashaube aufgefangen und von hier über Gasleitungen zum Blockheizkraftwerk 

(BHKW) transportiert. Im BHKW wird aus dem Biogas Strom und Wärme erzeugt. 

Bei der Ausgestaltung von Biogasanlagen gibt es eine Vielzahl unterschiedlicher Systeme, 

Techniken und Funktionsweisen. Der übliche Aufbau umfasst folgende Komponenten: 

1 

2 

6 

9 

3 

5 4 

3 

12 

8 

1 Lager für die zu vergärende Biomasse 

(Silo, Annahmestelle, Güllegrube) 

2 ggf. Aufbereitung, Sortierungs oder 

Reinigungssysteme für die zu vergärende 

Biomasse oder Reststoffe 

3 Einbring / Pumptechnik transportiert 

die Biomasse in die Fermenter bzw. 

aus diesen heraus 

4 Rührwerke vermischen die Bakterien 

im Fermenter mit der frischen Biomasse 

5 Heizung – die übliche Gärtemperatur 

liegt bei 40 °C 

6 Gasspeicher zur kurz und mittelfristigen 

Speicherung des Biogases 

7 Gasreinigungssysteme zur 

Entschwefelung und Entwässerung 

2 

1 

9 

3 

8 

7 

5 

8 

8 

11 

3 

Erdgasnetz 

10 

Strom 

Wärme 

8 Pumpleitungen für Gärsubstrate 

und Biogasleitungen 

9 Sicherheitstechnik: Drucksicherungen, 

Sicherheitsventile 

10 Blockheizkraftwerk für die gleichzeitige 

Strom und Wärmeproduktion 

11 ggf. Aufbereitungstechnik für die 

Umwandlung von Biogas zu Biomethan 

12 Lagerbehälter für die ausgefaulten 

Gärprodukte (ggf. mit entsprechender 

Technik zur Weiterverarbeitung 

(Fest/Flüssigtrennung, Trocknung, 

Pelletierung etc.) 

6 

5 

7 

8 

8 

1 

2 

9 

3 

5 4 

3 

12 

8 

1 Lager für die zu vergärende Bioma se 

2 gf. Aufbereitung, Sortierungs oder 

Reinigung systeme für die zu ver 


die Bioma se in die Fermenter bzw. 

(Silo, Annahmeste le, Gü legrube) 

gärende Bioma se oder Reststo fe 


ma se 



6 Ga speicher zur kurz und mi telfristigen 


6 

Wärme 

8 

7 

5 

8 


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


1 

2 

9 

3 

5 4 

3 

12 

8 

1 Lager für die zu vergärende Bioma se 


2 gf. Aufbereitung, Sortierungs oder 

Reinigung systeme für die zu vergärende 

Bioma se oder Reststoffe 


die Bioma se in die Fermenter bzw. 



im Fermenter mit der frischen Bioma 

se 



6 Ga speicher zur kurz und mi telfristigen 


7 Gasreinigung systeme zur 

Entschwefelung und Entwä serung 

11 gf. Aufbereitungstechnik für die 



Gärprodukte ( gf. mit entsprechender 


(Fest/Flü sigtrennung, Trocknung, 

Pe letierung etc.) 

1 

Strom 

10 

Erdgasnetz 

6 

Wärme 







11 gf. Aufbereitungstechnik für die 



Gärprodukte ( gf. mit entsprechender 



Pe letierung etc.) 



2 ggf. Aufbereitung, Sortierungs- oder 


Biomasse oder Reststo fe 

3 Einbring- / Pumptechnik transportiert 




im Fermenter mit der frischen Bio- 


6 Gasspeicher zur kurz- und mi telfristigen 


7 Gasreinigungssysteme zur Entschwefelung 

und Entwässerung 






Strom- und Wärmeproduktion 

11 ggf. Aufbereitungs technik für die 

Um wandlung von Biogas zu Bio- 




(Fest-/Flüssigtrennung, Trocknung, 


masse 


methan 

8 

7 

5 

8 

11 

Strom 

10 

Erdgasnetz 

Fast jede Pflanze kann in Biogasanlagen vergoren und zu Strom 

und Wärme umgewandelt werden – auch jene, die in der Lebensund 

Futtermittelproduktion keine Verwendung finden. 

Das bei der Energieerzeugung freigesetzte CO 2 entspricht in etwa 

der Menge, die die Pflanzen während Ihres Wachstums gebunden 

haben. 

Durchwachsene Silphie 

Franken-Therme Bad Windsheim 

Biogasanlage Bad Windsheim 

Regionale Biogasanlage 

Biogas trägt dazu bei, dass unsere Felder bunter und artenreicher 

werden. Blühende Pflanzen sehen nicht nur schön aus, sie bieten 

vor allem Lebensraum für Insekten und Wildtiere und verbessern 

die Bodengesundheit. 

Die Pflanzen benötigen in der Regel keine Pflanzenschutzmittel, 

schonen die Umwelt und schützen den Boden vor Auswaschung. 

Wildpflanzenmischung 

Wärmeabnehmer Freibad 







1 

2 

9 

3 

5 4 

3 

12 

8 























1 

2 

9 

3 

5 4 

3 

12 

8 



2 ggf. Aufbereitung, Sortierungs- oder 



3 Einbring- / Pumptechnik transportiert 







6 Gasspeicher zur kurz- und mittelfristigen 










1 

2 

9 

3 

5 4 

3 

12 

8 

















6 

6 














8 

7 

5 

8 

Wärme 






Strom- und Wärmeproduktion 






(Fest-/Flüssigtrennung, Trocknung, 


FV Anlagenschild A0 quer.indd 1 11.02.16 16:10 

6 

8 

7 

5 

8 

Wärme 

8 

7 

5 

8 

Wärme 

11 

Strom 

11 

11 

Erdgasnetz 

10 

Strom 

Strom 

Erdgasnetz 














10 

10 

Erdgasnetz 


Shop 

Zum Ende des Sommers geht 

der Fachverband mit einem 

neuen Portfolio an Schildern 

an den Start: 

Variable Schilder 

zu einem von Ihnen gewählten Thema 

mit unterschiedlichem Layout und 

unterschiedlicher Farbgebung 

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Diese Biogasanlage 

schützt unser Klima 


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So funktioniert eine Biogasanlage 

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

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



Feldschilder 

Alternative Energiepflanzen 

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Dieses Feld liefert Energie 

und schützt das Klima 


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Maisfeld 

DIN A0-Format 

Bestellnr. FA-002 




Diese Biogasanlage erzeugt Strom 

wenn er gebraucht wird 


Biogas ist flexibel! 



Franken-Therme Bad Winsheim 

Biogas Wärme 

Die Franken-Therme ist an das Fernwärmenetz der Stadtwerke Bad 

Windsheim angeschlossen. 30 Prozent des Wärmeangebotes der Stadtwerke 

werden von der Biogasanlage der Bio-Energie Bad Windsheim 

erzeugt. 

Als Kunde der Stadtwerke profitiert die Franken-Therme direkt von der 

umwelt- und klimafreundlichen Wärmegewinnung aus Biogas. So 

werden die Thermal-Badelandschaft, das Dampferlebnisbad und die 

Sauna zu rund einem Drittel mit Biogaswärme beheizt. 

Schild 

„So funktioniert eine Biogasanlage“ 

Zeigen Sie Wanderern und Gästen die Funktionsweise 

einer Biogasanlage 

DIN A0-Format 


50 Euro 

(zzgl. Versandkosten*) 

Klimaschutz. . 

Die Erderhitzung ist die größte Bedrohung für den Fortbestand unseres 

Wir müssen unser Klima schützen und den Ausstoß von CO 2 

drastisch reduzieren. Jetzt. 

Mit den Erneuerbaren Energien haben wir die Chance, dies zu schaffen. 

Biogasanlagen leisten einen wichtigen Beitrag auf unserem Weg in eine 

klimafreundliche Zukunft. 


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


Diese Biogasanlage schafft 




12 

5 4 

.durch Biogas 

regionale Wertschöpfung 


Energie für die Region… 

Seit dem Jahr 2009 erzeugt die Biogasanlage Biogas GmbH Strom für 700 

Haushalte und versorgt außerdem 26 Privathaushalte, die Schule, das 

Altenheim und das Rathaus mit umweltfreundlicher Wärme. Die Substrate 

für die Energieerzeugung bezieht die Biogasanlage vo lständig von 

Landwirten aus der Umgebung. Das nach der Vergärung entstehende 

Gärprodukt geht als hochwertiger Dünger zurück auf die Felder. 

Die Kilowa tstunde Biogaswärme kostet die Haushalte im Schni t zwei Cent weniger 

als die Wärme aus Heizöl. 

Durch das bei den Heizkosten gesparte Geld konnte Neustadt neue Sportgeräte für 

die Schule kaufen und den Gemeinschaftsraum im Altenheim renovieren. 

Der Bau der Anlagenteile, die Wartung und Erweiterung der Biogasanlage generiert 

weitere Jobs bei Handwerksbetrieben in der Umgebung. 

Vom Anbau vielfältiger Energiepflanzen profitieren die Bienen und mit ihnen die 

Imker in der Region. 

Die Biogasanlage Biogas GmbH erzeugt im Jahr 300.000 Kilowattstunden 

Strom. Das entspricht dem Verbrauch von 100 durchschnittlichen 

Haushalten. 

Die bei der Stromerzeugung anfa lende Wärme wird im Sta l und im 

Wohnhaus eingesetzt und außerdem zur Holztrocknung genutzt. In der 

Summe spart diese Biogasanlage 450 Tonnen CO 2 ein, die beim Einsatz 

fossiler Energieträger wie Kohle und Öl freigesetzt worden wären. 

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


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

Die im Fermenter befindlichen Bakterien wandeln die Biomasse, 

z.B. biologische Abfälle, nachwachsende Rohsto fe und Gülle, 

zu Biogas und Gärprodukten um. 

Das erzeugte Biogas wird in der Gashaube aufgefangen 

und von hier über Gasleitungen zum 

Blockheizkraftwerk (BHKW) transportiert. 

Im BHKW wird aus dem Biogas 

Strom und Wärme erzeugt. 

Wärme 


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

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




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


im Fermenter mit der frischen Bio 


Entschwefelung und Entwä serung 

Immer wenn wir Energie brauchen, kann Biogas liefern: Bei Tag und Nacht, bei Wind und Wetter. www.biogas.org 

11 

Strom 

10 







Erdgasnetz 

Vorteile 

– Die Biogaswärme wird in einer Biogasanlage in Bad Windsheim erzeugt: 

Dies stärkt die Unabhängigkeit von fossilen Energieimporten und fördert 

die Wirtschaftskraft in der Region. 

– Durch die umweltfreundliche Biogaswärme werden pro Jahr rund 

300.000 Liter Heizöl eingespart und damit knapp 800 Tonnen 

Kohlendioxid (CO 2 ) weniger ausgestoßen. 

– Neben der Wärme erzeugt die Biogasanlage der Bio-Energie 

Bad Windsheim jährlich Strom für mehr als 1.200 Haushalte. 

Bei der Ausgestaltung von Biogasanlagen 

gibt es eine Vielzahl unterschiedlicher 

Systeme, Techniken und 

Funktionsweisen. Der übliche Aufbau 

umfasst folgende Komponenten: 

FV Schild - so funktioniert eine Anlage A0 quer.in d 1 16.06.16 1: 0 

Anlagenschild (individuell) 

Informieren Sie Wanderer und Gäste über Ihre Biogasanlage 

DIN A0-Format 



Diese Biogasanlage erzeugt 

Strom und Wärme 


Biogasanlage Bad Windsheim 

Die Fakten … 

Leistung der Anlage 

400 kW el 

Mit Strom versorgte Haushalte 800 

Wärmebereitstellung 

Schwimmbad und Wärmenetz 

Eingesetzte Substrate Gülle, Mist, 

Landschaftspflegematerial, 

Maissilage, Grassilage 

Besonderheit an der Anlage 

Gärpoduktaufbereitung (Herstellung eines hochwertigen Düngers) 



Logo 

… sprechen für sich! 

Die deutschen Biogasanlagen erzeugen schon heute 

Strom für Millionen Haushalte 

Biogasanlagen reduzieren den CO 2 -Ausstoß 

und produzieren nahezu klimaneutral Strom und Wärme 

Biogas-Strom stabilisiert das Stromnetz 

und sichert eine gleichmäßige Versorgung 

Biogasanlagen 

sichern vielen Landwirten die Existenz 

In Biogasanlagen vergorene Gülle stinkt nicht und ist 

ein hervorragender Dünger 

Biogasanlagen bringen 

Arbeitsplätze und Wertschöpfung 

in die ländliche Region 

Wärmeschild groß 

(allgemein) 

mit allgemeinen Informationen 

zum Einsatz von Biogaswärme 

DIN A0-Format 



BIOGAS Wärme 




(individuell) 

mit Ihren individuellen Angaben 

zum Wärmenutzungskonzept 

DIN A0-Format 




Wärmeschild klein 

(für Privathaushalte) 

DIN A5-Format, Blech 


Wir heizen mit 

BIOGAS 

Wärme 

Umweltfreundliche Wärme – vom Land, für’s Land 

Biogas Wärme … 

… aus der Region 

In Deutschland gibt es viele tausend Biogasanlagen, die umweltfreundliches 

Biogas erzeugen. Dieser Energieträger wird mittels eines Motors Unabhängigkeit von fossilen Energieimporten und fördert die Wirtschaftskraft in 

Biogaswärme wird in einer nahe gelegenen Biogasanlage erzeugt. Dies stärkt die 

im Blockheizkraftwerk in Strom umgewandelt. Die dabei frei werdende der Region. 

Wärme sichert die lokale Versorgung und dient als Heizenergie in: 

Viele Dörfer und Kommunen setzen auf Biogas, um eine autarke Energieversorgung 

• öffentlichen Einrichtungen, z.B. Schwimmbädern, Schulen, Turnhallen vor Ort anzubieten. 

• Wohngebieten und Bioenergie-Dörfern 

Mit Biogaswärme können die jährlichen Kosten für Wärmeenergie deutlich gesenkt 

• Ställen und Gewächshäusern 

und langfristig stabil gehalten werden. 

• Unternehmen, z.B. Gärtnereien, Gastronomie, Industrie 

Durch die umweltfreundliche Biogaswärme wird Heizöl bzw. Erdgas eingespart und 

damit weniger Kohlendioxid (CO 2 ) ausgestoßen. 




bis zu 35 Stck. kostenlos für Mitglieder 


*Versandkosten für Schilder 22,90 Euro 

Bestellungen bitte per E-Mail an info@biogas.org 


63

Wissenschaft 


Ungeeignete Messmethoden führen 

zu falschen Rentabilitätsprognosen 

Es bestehen berechtigte Zweifel an der Zuverlässigkeit der Maßstäbe zur Messung der Erträge von Biogasanlagen. 

Damit verbunden ist die Frage, welchen Wert die Inputstoffe haben und welchen Gasertrag sie in der 

Realität liefern. Insbesondere vor dem Hintergrund, dass eingelagerte Gärsubstrate im Laufe ihrer Lagerdauer 

einem biologischen Abbau unterliegen. 

Von Dipl. Des. (FH) Rainer Casaretto, Prof. Dr. Jens Born und B.Sc. Corin Dirk Nikoleiski 

Der Biogas-Branche mag es gehen, 

wie es will – entscheidend 

ist für die Autoren die Frage: 

„Wie geht es den Eigentümern 

von Biogasanlagen?“ Für Viele 

entpuppte sich der euphorisch beschrittene 

Weg vom „Landwirt zum Energiewirt“ 

wahrlich als Irrfahrt und ökonomisches 

Abenteuer. Neben vielen andere Gründen 

haben auch die – aus Sicht der Autoren – 

ungeeigneten Methoden einen Anteil an 

den enttäuschten Erwartungen. 

Liegen einer Rentabilitätsprognose nicht 

die Methoden zugrunde, die für die besonderen 

Gegebenheiten des Betriebes einer 

Biogasanlage geeignet sind, wird sich die 

Prognose nicht erfüllen. 

Die Autoren sind daher folgenden Fragen 

nachgegangen: 

1. Sind die bisher verwendeten Standardmessverfahren 

geeignet, obwohl sie für 

die Tierernährung und die Klärtechnik 

entwickelt wurden? 

2. Entsprechen sie noch dem Stand des 

heutigen analytischen (bio)chemischen 

Wissens? 

3. Inwieweit wurde mit Näherungen 

(Beispiel Säurekorrektur) und realitätsfernen 

Annahmen (KTBL-Werte) 

gearbeitet? 

In Teil 1 unserer Ausführungen widmen wir 

uns der Bestimmung der anorganischen 

Masse anhand der DIN EN 12879. 

In Teil 2 betrachten wir Massen-Energiebilanzen 

und Silierverluste. Teil 3 widmet sich 

der Ermittlung von Trockenrückstand (TR), 

organischem Trockenrückstand (oTR) und 

Säurekorrekturen. Im 4. Teil geht es um die 

Gasertragsermittlungen nach der VDI 4630, 

die Anwendbarkeit des Hohenheimer Gasertragstests, 

die Aussagekraft der FoTS nach 

Weißbach, die Bedeutung der Weender Futtermittelanalytik 

und der Verdaulichkeitsquotienten 

nach Baserga. Zu allen Teilen 

stellen wir die ökonomischen Konsequenzen 

aus den von uns beobachteten Unsicherheiten 

bei Anwendung und Vergleich mit den 

von uns ermittelten Abweichungen dar, und 

im abschließenden Fazit entwerfen wir die 

aus unserer Sicht nötigen Konsequenzen. 

Methodenkritik Teil 1 

Die Bestimmung der anorganischen Masse 

anhand der DIN EN 12879 

Die BIOGAS-AKADEMIE ® hatte das Kompetenzzentrum 

Biomassenutzung, FuE- 

Zentrum FH Kiel GmbH mit der Durchführung 

einer Zeitreihenstudie beauftragt. Die 

Arbeiten wurden an der Fachhochschule 

Flensburg durchgeführt, die in der Zeit von 

Mai 2014 bis April 2015 wöchentlich die 

Proben von fünf Biogasanlagen im Rahmen 

dieser Zeitreihe untersuchte. Im Mai 2014 

gingen Proben aus der einsilierten Ernte des 

Jahres 2013 ein und ab Dezember 2014 

die einsilierte Ernte des Jahres 2014. 

Die Proben stammten von Anlagen aus 

Schleswig-Holstein und Sachsen, wobei 

die elektrische Dimension der Anlagen bei 

rund 1,5 Megawatt lag. Anlage 1 wird als 

Trockenfermentationsanlage betrieben, 

Abbildung 1: Gleichgewichtsdrücke bei der thermischen 

Zersetzung der Erdalkalimetallcarbonate. Bei der Zersetzungstemperatur 

erreicht der CO 2 

-Partialdruck den Wert des normalen 

Luftdrucks 

1.013 hPa 

CO 2 

-Druck 

Anlage 2 als Gülleanlage. 

Beide Anlagen 

verwenden jedoch die 

gleiche Maissilage, 

weshalb sie statistisch 

als eine Anlage betrachtet 

werden. Anlage 

5 hatte die Rohstoffe 

in Schichten 

einsiliert und fällt daher 

für die anstehende 

Betrachtung aus, da 

wir uns in diesem Kapitel 

ausschließlich 

mit der Maissilage 

beschäftigen wollen. 

Statistisch betrach- 

Zersetzungstemperatur 

540 °C 900 °C 1.270 °C 1.420 °C 

MgCO 3 

CaCO 3 

SrCO 3 

BaCO 3 

500 1.000 1.500 

Temperatur (°C) 

64


Wissenschaft 

Abbildung 2 zeigt die bei 550 °C und 2 Stunden Glühzeit 

nicht vollständig veraschten Kohlenstoffe. 

Abbildung 3 zeigt die bei 800 °C und 2 Stunden Glühzeit 

vollständig veraschten Kohlenstoffe. 

Abbildung 4: aTR-Zeitreihe – im Versuch gemessene 

Ergebnisse im Vergleich zu den KTBL-aTR-Werten 

Abbildung 5: TR-Zeitreihe – im Versuch gemessene 

Ergebnisse im Vergleich zu den KTBL-TR-Werten 

aTR 

120 

122 124 

118 

116 

114 

112 

110 

108 

106 

104 

102 

100 

98 

96 

94 

92 

90 

88 

86 

84 

µ 

KTBL-aTR 

1 2 4 6 

8 

10 

0,06 

12 

14 

16 

0,05 

18 

0,04 

20 

22 

0,03 

24 

0,02 

26 

28 

0,01 

30 

32 

34 

36 

38 

82 

46 

80 

48 

78 

7674 

72 

70 

68 66 64 62 60 58 56 545250 

40 

42 

44 

TR 

122124 

120 

118 

116 

114 

112 

110 

108 

106 

104 

102 

100 

98 

96 

94 

92 

90 

88 

86 

84 

µ 

1 2 

KTBL-TR 

8 

10 

12 

14 

16 

18 

20 

22 

24 

82 

46 

80 

48 

78 

76 74 72 70 68 66 64 62 60 58 56 545250 

4 

0,40 

0,35 

0,30 

0,25 

0,20 

0,15 

0,10 

0,05 

6 

26 

28 

30 

32 

34 

36 

38 

40 

42 

44 

tet werden somit die Anlagen 1, 3 und 4. 

Nach DIN EN 12879 erfolgt die Ermittlung 

des Glührückstandes im Muffelofen 

bei 550 Grad Celsius (°C). Abbildung Nr. 1 

wurde dem Lehrbuch Allgemeine und Anorganische 

Chemie [Michael Binnewies et al. 

2004] entnommen und graphisch überarbeitet. 

Innerhalb des Temperaturbereiches 

von 550 bis 800 °C werden nicht mehr anorganische 

Substanzen als bei 550 Grad Celsius 

zersetzt, weshalb sich eine Differenz 

ausschließlich auf die Veraschung von organischer 

Masse zurückzuführen lässt. 

Abbildung Nr. 4 zeigt das Ergebnis bei 

800 °C von 119 bereinigten (125 unbereinigt) 

Maissilageproben in aufsteigender 

Sortierung des Trockenrückstandes aus dem 

genannten Zeitraum (aTR=anorganischer 

Trockenrückstand). Die Bereinigung beruht 

auf offensichtlichen Probenahmefehlern im 

Vergleich zur jeweiligen Vor- und Nachwoche. 

Da die Betreiber gleichzeitig die Probennehmer 

waren, wurden zum Beispiel 

Proben der vollkommen regendurchnässten 

Anschnittfläche genommen, die sich deutlich 

von den anderen Proben unterschieden. 

Nach den KTBL-Faustzahlen Biogas, 3. 

Ausgabe 2013, liegt der anorganische Anteil 

der Maissilage (rote Linie im Diagramm) 

bei 5,00 %, der organische Anteil oTR als 

Differenz von TR und aTR bei 95 %. Durch 

die Dreifachbestimmung wurden 375 Proben 

verascht. Der bereinigte Mittelwert der 

anorganischen Masse (grüne Linie im Diagramm 

der Abbildung 4) beträgt 3,49 % 

bei einer Standardabweichung von 0,68 %. 

In der Praxis zeigt sich durch Anwendung 

der höheren Temperatur ein organischer Anteil 

von rund 96,51 %, was sich positiv auf 

die prognostizierten Gaserträge auswirkt. 

Die Verteilung der Häufigkeit der aTR-Gehalte 

gliederten wir in bestimmte Intervalle, 

siehe Tabelle 1. Lediglich 18 % der Proben 

liegen im Bereich von >4 % bis 5 % aTR. 

Gemessene TR-Gehalte: Abbildung Nr. 5 

65

Wissenschaft 


Tabelle 1: Verteilung der Häufigkeit der 

aTR-Gehalte in Intervalle gegliedert 

Intervall Absolut = 119 Relativ 

0,02 0,03 0,04 0,05


Wissenschaft 

Tabelle 3: Vergleich der KTBL-Prognosen von 2009 und 2013 

hinsichtlich anorganischer Massen und TR-Gehalten 

kg TR kg oTR kg aTR % aTR 

KTBL 2013 3.500 kg 3.325 kg 175 kg 5 % 

KTBL 2009 3.300 kg 3.135 kg 165 kg 5 % 

»Mit N·DYN hole ich 

mehr Energie 

aus meiner Anlage.« 

N·DYN Da ist mehr drin. 

Tabelle 4: Verteilung der Häufigkeit 

der aTR-Gehalte (siehe Abbildung 6) 

in Intervalle gegliedert (Anlage 3, Sachsen) 

Intervall Absolut = 50 Relativ 

0,0250 0,0300 0,0350 0,0400 0,0450 0,0500

Wissenschaft 


Abbildung 8: Maissilage – Masseströme und deren energetische 

(Basis KTBL mit 1.120 kWh/t) sowie ökonomische Verteilung 

Maissilage: 32% TR, 97% oTR 

Erwerbsmassen im Wert von 450.000 € (11.200.000 kWh) 

im Zeitstrahl von Anfangsbestand bis Endbestand 

10.000 t 

8.000 t 

6.000 t 

4.000 t 

2.000 t 

0 

aTR 

© 

B I O G A S - A K A D E M I E ® 

oTR 

Wasser 

Verdorben (336.000 kWh) 

aTR 162 € 

oTR 5.238 € 

Wasser 8.100 € 

Summe 13.500 € 

wMethodenkritik Teil 2 

Massen-Energiebilanzen und Silierverluste 

Veratmung (224.000 kWh) 

oTR 90 € 

Wasser 8.910 € 

Summe 9.000 € 

Gärsaft (1.120.000 kWh) 

aTR 122 € 

oTR 3.929 € 

Wasser 40.950 € 

Summe 45.000 € 

Fermenter 

(9.520.000 kWh) 

aTR 4.037 € 

oTR 130.424 € 

Wasser 248.040 € 

Summe 382.500 € 

Abbildung Nr. 8 zeigt beispielhaft die Masseströme 

einer Anlage und deren energetische 

(Basis KTBL mit 1.120 kWh/t) sowie 

ökonomische Verteilung. § 44c „Sonstige 

gemeinsame Bestimmungen für Strom aus 

Biomasse gemäß EEG 2017 (1): Der Anspruch 

nach § 19 Absatz 1 für Strom aus 

Biomasse besteht unbeschadet des § 44b 

nur, 1. wenn der Anlagenbetreiber durch 

eine Kopie eines Einsatzstoff-Tagebuchs 

mit Angaben und Belegen über Art, Menge 

und Einheit sowie Herkunft der eingesetzten 

Stoffe nachweist, welche Biomasse und 

in welchem Umfang Speichergas oder Grubengas 

eingesetzt werden.“ 

Die BIOGAS-AKADEMIE ® erstellt Gutachten 

für die Kreditwirtschaft. In ihrem 

Archiv befinden sich mehr als 300 

Umweltgutachten, da zu jedem Fall die 

Unterlagen der vergangenen drei Jahre 

angefordert werden. In keinem einzigen 

Umweltgutachten konnte der Umweltgutachter 

flüssigen Mais, flüssige Zuckerrübe, 

flüssigen Roggen oder flüssiges Gras 

erfassen, da dafür keine Messvorrichtungen 

an den Anlagen bestehen (ihnen ist 

kein Vorwurf zu machen). 

Das Fehlen dieser Messvorrichtungen ist 

dann sehr sachlogisch, wenn man den 

Aussagen aus Wissenschaft und landwirtschaftlichen 

Landesämtern folgt. „Für 

Mais läge der extrapolierte TS-Schwellenwert 

unter den o. g. Druckverhältnissen 

bei etwa 21-22 % [140], mit 30 % TS- 

Gehalt sind Stapelhöhen bis 12 m ohne 

Gärsaftabfluss theoretisch möglich“ [Kahlstatt 

1999, Seite 8]. 

Ebenso auch: „Dies und die Tatsache, dass 

heute teils sehr hohe Stapelhöhen vorliegen, 

ist der Grund für die Anhebung der Grenze 

in der Trockenmasse der Gesamtpflanze 

von 28 auf 30 % TM, unterhalb der ein 

Anfall von Gärsaft zu erwarten und die für 

die Bemessung des Auffangbehälters und 

die Zulässigkeit von Foliensilos ohne dichte 

Bodenplatte von Bedeutung ist“ [LfL-Information, 

8. Auflage 2013, Seite 9]. 

Wenn kein Gärsaft anfällt, gibt es auch 

keine Notwendigkeit zur Installation einer 

Messvorrichtung. Demnach ist eine solche 

Messvorrichtung unnötig, da oberhalb eines 

Trockenrückstandes von 30 % kein 

Gärsaft austritt und für Biogasanlagen 

höhere TR-Gehalte geerntet werden. Die 

Versuchsanlage Grub verfügt über eine 

Siloanlage mit entsprechenden Messvorrichtungen. 

Die Abmessungen lauten wie folgt: 

4 Silos mit: B = 4,50 m, L = 27,0 m, H = 

1,45 m, Rauminhalt je Kammer = 175 m³. 

1 Traunsteiner Silo mit: B = 7,50 m, L = 

27,0 m, H = 1,45 m. 1 asphaltierte Platte 

mit: B = 9,80 m, L = 27,0 m, H = 1,45 m 

[Kahlstatt 1999, Abb. 12]. Flüssiger Mais 

spielt in der Ernährung von Tieren keine Rolle 

und Siloanlagen zur Tierernährung unterscheiden 

sich signifikant von Siloanlagen 

zur Konservierung für Biogasanlagen, deren 

Abmessungen eher B = 40 m, L = 80 m, 

H = 5 m betragen. 

Foto Nr. 1 zeigt eine Siloanlage, die im 

Januar 2017 noch mit Flatterband abgesperrt 

war, da Lebensgefahr durch aus 10 

Metern Höhe herabstürzende gefrorene 

Massen gegeben war. Foto Nr. 2 zeigt ein 

Beispiel für die Technik, mit der Maissilage 

für eine Biogasanlage verdichtet wird. 

Hier werden Verdichtungsleistungen und 

Stapelhöhen erreicht, die fern der Tierernährung 

sind, und hier tritt – nach Betreiberangaben 

– auch oberhalb von 30 % TR- 

Gehalt ganzjährig Gärsaft aus. 

Werden flüssiger Mais, flüssige Zuckerrübe, 

flüssiger Roggen und flüssiges Gras 

nicht bilanziert, entstehen einerseits virtuelle 

Vermögensmassen in der Handelsbilanz 

und andererseits freut sich der Betreiber 

über die Gasausbeute jeder Tonne, 

die von den (nicht geeichten) Wiegezellen 

seines Beschickers erfasst wurden. Die 

Aussage: „Ich erreiche 130 % der KTBL- 

Werte“ ist dann nicht verwunderlich. 

Ökonomische Betrachtung II 

Ein Anlagenbetreiber lagert 10.000 Tonnen 

Maissilage ein. Die Betreiberrealität 

kann beispielhaft wie folgt beschrieben 

werden: Über die geeichte Fahrzeugwaage 

werden eingehende 10.000 Tonnen Masse 

im Wert von 450.000 Euro erfasst und der 

Buchhaltung aufgegeben. Die Silierverluste 

werden auf 500 Tonnen bzw. 22.500 

Euro geschätzt. Die nicht geeichten und 

oftmals nachlässig kalibrierten Wiegezellen 

des Beschickers erfassen die Mengen, 

die in die Gärstrecke eingetragen werden, 

und weisen 8.500 Tonnen aus. Der Rest- 

68


Wissenschaft 

Foto 1 

Foto 2 

Verwendete Abkürzungen: 

Abkürzung Beschreibung Einheit 

GM 

EM 

TR 

aTR 

oTR 

μ 

KTBL 

Gärmassen: Von den (nicht 

geeichten) Wiegezellen 

des Beschickers erfasstes 

Erntegut nach der Konservierung 

und den damit 

verbundenen Silierverlusten 

Erwerbsmassen ohne 

Silierverluste 

Trockenrückstand: Trocknung 

bei 105 °C bzw. bis zur 

Gewichtskonstanz 

anorganischer Trockenrückstand: 

Glührückstand 

bei der Veraschung im 

Muffelofen 

organischer Trockenrückstand: 

Differenz von TR 

und aTR 

Mittelwert 

Kuratorium für Technik 

und Bauwesen in der 

Landwirtschaft 

t 

t 

% 

% 

% 

Fotos: Rainer Casaretto 

bestand beträgt demnach 1.000 Tonnen 

bzw. 45.000 Euro und wird ebenfalls der 

Buchhaltung aufgegeben. 

Da 1.000 Tonnen als flüssiger Rohstoff 

der Gärstrecke zugeführt und nicht erfasst 

wurden, beträgt der reale Restbestand 0 

Tonnen oder 0 Euro, was nicht auffällt, 

da im Silo auch noch Ware des Vorjahres 

eingelagert war und lediglich optisch 

abgeschätzt wurde. Folglich weisen Handelsbilanz, 

Einsatzstofftagebuch und Umweltgutachten 

keine korrekten Werte aus. 

Bilanziell besteht hier ein erhebliches Risiko 

der mehrjährigen Kumulation, wenn 

schon nach einem Jahr 45.000 Euro zu 

bewerten sind. Die Erwerbsmassen im 

Wert von 450.000 Euro in Abbildung 8 

verteilen sich im Rahmen der Konservierung/Lagerung 

in: 

a. Veratmungsverluste im Wert von 

9.000 Euro. 

b. Nicht mehr fermentierbare Ware 

im Wert von 13.500 Euro. 

c. Den Gärsaft im Wert von 

45.000 Euro und 

d. die Gärmasse im Wert von 

382.500 Euro. 

Ebenso ist das Risiko möglicher Rückforderungsansprüche 

auf erhaltene EEG-Vergütungen 

zu beachten, wenn durch flüssige 

NawaRo vergütungsrelevante Grenzen 

nicht eingehalten werden. Eine telefonische 

Betreiberbefragung vom 1. August 

2017 bei fünf Anlagen mit jeweils 1,5 

MW Leistung brachte eine grobe Schätzung 

der austretenden Gärsäfte zwischen 

5 % (bei 40 % TR, 5 Metern Stapelhöhe 

und 100 % Mais) bis 40 % (bei 26 % TR, 

8 Metern Stapelhöhe und 100 % Zuckerrüben). 

Die Bandbreite der Schätzungen wird naturgemäß 

durch TR-Gehalt, Stapelhöhe, 

Dichte und Rohstoff beeinflusst. Insbesondere 

Schichtensilagen aus Mais und 

Zuckerrübe oder Mais und Roggen weisen 

demnach sehr hohe Werte aus. Genaue 

Messungen oder aktuelle und belastbare 

Studien liegen allerdings zurzeit noch 

nicht vor. 

Fazit: Die Methoden der Masseerfassung 

sind ungenau, führen zu falschen Rentabilitätsrechnungen 

und die Gärsaftmengen 

sollten dringend im Rahmen einer 

Studie überprüft werden. 

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Wissenschaft 



Die Ermittlung von Trockenrückstand (TR), organischem Trockenrückstand (oTR) und Säurekorrekturen 

Die Bestimmung des Trockenrückstands 

(TR) erfolgt durch das Behandeln der 

Substratproben bei 105 °C bis 110 °C so 

lange, bis sich das Gewicht nicht ändert. 

Die Intention ist, dass dann das gesamte 

Wasser aus der Frischmasse verdampft ist. 

Allerdings verdampfen dabei auch in der 

Frischmasse enthaltene organische Flüssigkeiten, 

die aber leicht vergärbar sind 

und zur Biogasbildung beitragen. 

Alle darauf aufbauenden Analysen (oTR) 

und Biogasertragsabschätzungen sind also 

Tabelle 10: Anwendung des höheren oTR-Gehaltes 

zu niedrig. Das ist bei Maissilage, in der der 

Anteil gering ist, eher unerheblich als im 

Fall von Zuckerrüben, bei denen dieser Anteil 

signifikant hoch ist. Um diesen Fehler 

zu vermeiden, wurde die sogenannte Säurekorrektur 

eingeführt. Sie besteht in der 

Untersuchung dieser organischen Flüssigkeiten 

aus der Probe mittels eines analytischen 

Standardverfahrens, der Chromatographie. 

Dieses Verfahren gestattet es nicht 

nur, die verschiedenen Substanzen zu trennen, 

sondern so jede organische Substanz 

t EM % TR % oTR t oTR % oTR / TR kWh / t EM 

10.000 35,00 96,51 3.378 33,78 1.138 

Tabelle 11: Werte des austretenden Gärsaftes 

t GM % TR % oTR t oTR % oTR / TR kWh / t GM 

1.000 9,00 96,51 87 8,69 293 

Tabelle 12: Bewertung der Gärmasse im Silo nach Abzug der Gärsaftverluste 

t GM % TR % oTR t oTR % oTR / TR kWh / t GM 

9.000 37,89 96,51 3.291 36,57 1.232 

in der Probe zu quantifizieren. Aus diesen 

Informationen lassen sich dann die Gaserträge 

ermitteln, die bei der TR-Bestimmung 

unberücksichtigt geblieben sind. Dieses 

Verfahren liefert unserer Erfahrung nach 

sehr genaue Biogasertragsabschätzungen. 

WEIßBACH & STRUBELT (2008 a, 2008 

b, 2008 c) schlugen ein Verfahren vor, 

bei dem die chromatographisch gewonnenen 

Daten in Klassen (organische Säuren, 

einwertige und zweiwertige Alkohole etc.) 

zusammengeführt und dann die Gaserträge 

über eine empirisch ermittelte Regressionsgleichung 

abgeschätzt werden. 

Der organische Trockenrückstand wird, wie 

schon in Teil 1 beschrieben, durch Veraschung 

im Muffelofen ermittelt. Auch hier 

führen „falsche“ Methoden mit zu geringen 

Temperaturen dazu, dass der organische 

Anteil geringer ausgewiesen wird, als er tatsächlich 

ist. Dazu eine beispielhafte Darstellung 

mit 10.000 Tonnen Erwerbsmasse 

(EM) Mais: Über die geeichte Fahrzeugwaage 

werden 10.000 Tonnen EM Mais im 

Wert von 450.000 Euro oder 11.378.021 

kWh mit einer Energiedichte von 1.138 

kWh pro Tonne EM erfasst und einsiliert. 

Im Silierprozess tritt Gärsaft (Siliersaft) im 

Wert von 45.000 Euro oder 292,578 kWh 

mit einer Energiedichte von 293 kWh pro 

Tonne Gärmasse aus, siehe Tabelle 11. Es 

verbleiben im Silostapel 405.000 Euro 

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Wissenschaft 

Tabelle 13: Auswirkungen der Säurekorrektur 

45 € / t GM für Ware mit 35% TR (10.000 t GM = 450.000 €) 

t GM % TR t TR % oTR t oTR € 

Vor der Korrektur gem. Trockenschrank: 

10.000 31,46 3.146 95,30 2.998 404.527 

Korrektur durch Chromatographen: 

10.000 34,61 3.461 95,75 3.313 444.986 

Korrektur durch Schätzgleichung: 

10.000 33,55 3.355 95,61 3.208 431.357 

oder 11.085.443 kWh mit einer Energiedichte 

von 1.232 kWh pro Tonne Gärmasse, 

siehe Tabelle 12. Von diesem Silostapel 

wird eine Probe gezogen und im Labor 

analysiert. Bei der Trocknung verdampfen 

die organischen Flüssigkeiten und die ausgewiesene 

organische Masse ist geringer 

als die tatsächliche organische Masse. Die 

Methode weist also zu geringe Werte aus. 

Tabelle 14: Einfluss verschiedener Flüchtigkeitsquoten 

von Milchsäure auf TR- und oTR-Gehalt 

Selbst eine Korrektur, mit der die organische 

Masse wieder erhöht wird, erfasst 

den Gärsaft nicht und weist immer noch 

weniger organische Masse aus, als dem fermentativen 

System tatsächlich zugeführt 

wurde. Durch den Silierprozess hat sich 

zudem der Wert der Ware erhöht, da seine 

Umsetzungsgeschwindigkeit, die Vergärbarkeit, 

durch den Silierprozess verbessert 

% TR t TR % oTR t oTR € 

3 % 33,49 3.349 95,60 3.202 430.586 

8 % 33,55 3.355 95,61 3.208 431.357 

16 % 33,64 3.364 95,62 3.217 432.514 

wurde, was sich in der benötigten Verweilzeit 

bzw. im benötigten Faulraumvolumen 

niederschlägt. 

Ökonomische Betrachtung III 

In Tabelle 13 sind die Auswirkungen der 

Säurekorrektur dargestellt. Die Schätzgleichung 

beinhaltet eigene Flüchtigkeitsquoten 

und Standardabweichungen für 

die Einzelpositionen: Milchsäure, Fettsäuren, 

1,2-Propandiol und Alkohole. Allein 

die Anwendung der Schwankung der 

Flüchtigkeitsquote der Milchsäure auf den 

angegebenen Höchstwert von 16 % den, 

angegebenen Mittelwert von 8 % und den 

niedrigsten Wert von 3 % führt zu den Zahlen 

in Tabelle 14. 

Es ist daher sicher anzunehmen, dass 

eine Anwendung der Flüchtigkeitsquoten 

auf die anderen Bestandteile (Tabelle 14 

betrachtet nur die Auswirkung der Milchsäure) 

die gesamte Schwankungsbreite 

erhöht. Für die Bepreisung angelieferter 

Siloware nach deren TR-Gehalt spielt jede 

Säurekorrektur eine entscheidende Rolle 

für Verkäufer und Käufer. Für die Siloverwiegung 

gilt ein Eichintervall von drei 

Jahren und eine Systemgenauigkeit von 

0,2 %. Die Ergebnisse geeichter Waagen 

werden deshalb im Geschäftsverkehr als 

wahre Werte anerkannt. Führt ein Verzicht 

auf die Schätzgleichung und die Vornahme 

der Korrektur durch die vorliegenden Werte 

der Chromatographie zu einer „wahreren“ 

Bepreisung? 

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Wissenschaft 



Gasertragsermittlungen nach der VDI 4630, die Anwendbarkeit des Hohenheimer Gasertragstests, die Aussagekraft 

der FoTS nach Weißbach, die Bedeutung der Weender Futtermittelanalytik, der Verdaulichkeitsquotienten 

nach Baserga und der KTBL-Richtwerte 

Es gibt verschiedene Methoden zur Vorhersage 

möglicher Biogaserträge. Jede 

Methode führt zu anderen Ergebnissen. 

Rentabilitätsberechnungen werden also, je 

nach zugrundeliegender Methode, zu unterschiedlichen 

Aussagen führen. 

KTBL 

Allgemein anerkannt sind die Faustzahlen 

Biogas des KTBL, 3. Auflage 2013. Dort 

werden auf Seite 133 Richtwerte für die 

Gasausbeute angegeben, weshalb es von Interesse 

ist zu wissen, auf welchen Methoden 

sie beruhen. Auf den Seiten 125 bis 130 

werden verschiedene Methoden (Batchversuche, 

kontinuierliche Versuche, Rechenmodelle) 

beschrieben und ihre jeweiligen 

Vor- und Nachteile genannt. 

Zusammenfassend ist das Ergebnis auf den 

Seiten 126 und 132 wie folgt zu lesen: „Verlässliche 

Methode, um die Biogas- und Methanausbeuten 

von Substraten zu ermitteln 

und so ihren Einsatz ökonomisch zu bewerten. 

Die Werte entsprechen Biogasausbeuten 

von Praxisanlagen bei ausreichender hydraulischer 

Verweilzeit (ca. 100 Tage) und 

intakter Gärbiologie (Essigsäureäquivalent 

unter 100 mg/1) […] Bei den Richtwerten 

für die Gasausbeuten handelt es sich um 

statistisch abgesicherte Angaben aus Laboruntersuchungen, 

die zusätzlich mit einer 

Expertengruppe abgestimmt sind.“ 

VDI 4630 

„Gärtests erlauben keine Aussagen zur 

Biogasausbeute unter Praxisbedingungen 

aufgrund möglicher negativer oder 

positiver Synergieeffekte“ (VDI 4630, 

November 2016, Seite 46). Die VDI 

4630 definierte bis November 2016 ein 

Abbruchkriterium von 1 % des bis zu diesem 

Zeitpunkt angefallenen Biogasgesamtvolumens 

(VDI 4630, August 2004, 

Seite 30). Ab November 2016 gilt: „Als 

Abbruchkriterium für den Versuch gilt, 

dass die tägliche Biogasrate an drei aufeinanderfolgenden 

Tagen unter 0,5 % des 

bis zu diesem Zeitpunkt angefallenen Biogasgesamtvolumens 

beträgt“ (VDI 4630, 

November 2016, Seite 63). 

Die Änderung ab November 2016 führt im 

Vergleich zur vorherigen Norm bei schwer 

abbaubaren Rohstoffen zur Messung höherer 

Gasproduktionen. Wenn das vorhandene 

Volumen (Verweilzeit) der Gärtestdauer entspricht, 

wird die Prognose damit der Realität 

nahekommen. Wenn sich der Gärtest 

hingegen auf eine Monovergärung bezieht, 

bleiben alle Einflüsse der Rezeptur unberücksichtigt 

und es gilt die Aussage der 

Norm auf Seite 46. 

HBT (Hohenheimer 

Biogasertragstest) 

Erfolgt der Gärtest nach der HBT-Methode, 

vermerkt Ohl in „Ermittlung der Biogasund 

Methanausbeute ausgewählter Nawaro“ 

2011: 

1. „Die Substrate erreichen im Batch-Test 

wesentlich geringere Gaserträge als im 

HBT“ (Seite 144). 

2. „Demzufolge sind die im HBT ermittelten 

Gaserträge durchschnittlich 

1,14-mal höher als die im Batch bestimmten 

Gaserträge“ (Seite 145). 

3. „Für alle pflanzlichen Substrate liegt 

die mit dem HBT gemessene immer 

über der theoretisch berechneten Methanproduktion“ 

(Seite 170). 

Da die Rohstoffe für den HBT auf 1 mm 

Korngröße vorvermahlen werden müssen 

und nur sehr wenige Praxisanlagen über 

entsprechende Vermahlungssysteme verfügen, 

muss die Relevanz der Aussage dieser 

Methode bei Rentabilitätsprognosen berücksichtigt 

werden. Gehen viele HBT-Ergebnisse 

in andere statistische Daten ein, 

führt dies zu einer Aussageverschiebung. 

FoTS 

Frühzeitig und richtig erkannte Weißbach 

die Untauglichkeit der Ergebnisse aus der 

Weender-Analyse für die Vorhersage von 

Biogaserträgen. Mit seinem Rechenmodell 

zur fermentierbaren – in Abgrenzung zur verdaulichen 

– organischen Trockensubstanz 

fand eine Konzentration auf die Belange 

der Biogasproduktion und Abwendung von 

Methoden aus der Tierernährung statt. Ganz 

unabhängig von der grundsätzlichen Unterscheidung 

zwischen Rechenmodellen und 

belastbaren Messungen wird die Anwendung 

der FoTS-Formel durch die jeweilige Rezeptur, 

die der Betreiber einsetzt, begrenzt. 

Wir wissen insgesamt noch viel zu wenig 

über die Wechselwirkungen, die sich aus 

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72


Wissenschaft 

Tabelle 15: Pauschale Annahmen von Biogasbildungsraten nach Baserga 

den Rezepturen ergeben, um Rentabilitätsprognosen 

auf der Basis von Rechenmodellen 

eine hinreichende Verlässlichkeit 

zuschreiben zu können. 

Weender Futtermittelanalytik 

Einer der Grundfehler der Methode liegt in 

der Tatsache, dass Verdaulichkeit mit Vergärbarkeit 

gleichgesetzt wird. Ein weiterer 

Fehler liegt in der Bestimmung der Rohfaser 

durch Säuren, die auch Teile des Lignin 

mit auflösen, und der pauschalen Annahme 

eines Stickstoffgehaltes von 16 % für die 

Bestimmung des Rohprotein. Ein weiterer 

wichtiger Kritikpunkt ergibt sich in der Betrachtung 

des Lignins. Die drei primären 

Zimtalkohole, die Lignin darstellen, gehören 

zu den Phenolen, und die Abbauprodukte 

der Phenole hemmen den Biogasprozess 

vollständig, wenn eine Konzentration von 

30 Milligramm pro Kilogramm Gärmasse 

(mg/kg GM), bestimmt als Phenolindex, 

überschritten wird. 

Auch im Fermenter findet sich gelöstes Lignin 

aus halmgutartiger Biomasse, ob nun 

l N 

Biogas je kg 

% Methangehalt 

Kohlenhydrat 790 50 

Fett 1.250 68 

Protein 700 71 

Tabelle 16: Biogasausbeute nach Weißbach im Vergleich zu Baserga 

% TR 

Maissilage 

ø 

l N 

/ kg 

TR 

Biogasausbeute nach 

Weißbach 

Min 

l N 

/ kg 

TR 

CH 4 

nach Weißbach 

CH 4 

nach Baserga 

% TR Maissilage ø l N 

/kg TR ø l N 

/kg TR 

35 336 291 

11.200.000 kWh benötigen demnach bei 45 € / t GM: 

Max 

l N 

/ kg 

TR 

ø 

l N 

/ kg 

TR 

Biogasausbeute nach 

Baserga 

Min 

l N 

/ kg 

TR 

35 661 600 728 576 526 610 

Tabelle 17: Ermittelter Methangehalt von Maissilage mit 35 % TR 

nach Weißbach im Vergleich zu Baserga 

Tabelle 18: Auswirkungen der Bewertungsmethoden auf die benötigten 

Rohstoffmengen und Rohstoffkosten 

Baserga 11.037 t 496.675 € 110,36 % 

Weißbach 9.542 t 429.402 € 95,41 % 

KTBL 10.000 t 450.000 € 100,00 % 

Max 

l N 

/ kg 

TR 

aber frisches Gras mehr und früher Lignin 

in Lösung gibt als Maissilage mit 35 % TR 

und welchen Umfang die damit verbundene 

Phenolhemmung verursacht, wird bisher 

von keiner gängigen Methode für Biogas 

bestimmt. Eine Aussage hierzu wäre jedoch 

mit Blick auf Rezeptur und Rentabilität hilfreich 

(H. J. Uphoff 2017). 

Verdaulichkeitsquotienten 

nach Baserga 

Da die Pauschalen Annahmen, siehe Tabelle 

15, lediglich grobe Werte liefern, kritisiert 

Weißbach: „Neben dieser und anderen 

Schwächen der Methode, die hier nicht 

alle diskutiert werden können, besteht ihr 

Hauptmangel darin, dass sie im Vergleich 

zu zahlreichen Messungen aus Fermentationsversuchen 

wesentlich zu niedrige 

Gasausbeuten ergibt“ [aus Landtechnik 

6/2008]. 

Wendet man die verschiedenen Methoden 

(mit TR-Bezug und ohne Säurekorrektur) 

auf die gleiche Zielgröße von 11.200.000 

kWh an, ergeben sich unterschiedliche Gärmassen 

und bei 45 Euro pro Tonne Gärmasse 

mit 35 % TR unterschiedliche Rohstoffkosten, 

siehe Tabelle 18. 

Fazit der Kapitel 1 bis 4: Eine 

Biogas-Anlage funktioniert nicht 

wie ein Kuhmagen! 

Allein die Fähigkeit, die Kuh Elsa füttern zu 

können, ist kein überzeugendes Argument 

für den Betrieb einer verfahrenstechnischen 

Produktionsanlage zur Herstellung 

explosionsgefährlicher Gemische. Rentabilitätsprognosen 

auf Basis ungeeigneter 

Methoden führen zu einer unwahren Abschätzung 

der Rohstoffkosten, Einzelwertberichtigungen 

in der Kreditwirtschaft und 

Vermögensverlusten bei den Betreibern/ 

Investoren. Die Kompetenz zur Beurteilung 

vorgelegter Rentabilitätsprognosen für 

Biogasprojekte ist innerhalb der Kreditwirtschaft 

unterschiedlich. Gleichzeitig spielen 

vielfach deren Regionalprinzip und der Verkaufserfolg 

von Herstellern geeigneter oder 

weniger geeigneter Biogasanlagen in dieser 

Region ebenfalls eine Rolle. 

So haben Banken sich in der Folge ihre 

ganz individuellen und institutseigenen 

Risikoportfolien geschaffen. Eine Überprüfung 

des Bestandes anhand objektiver Kriterien 

kann nicht nur Klarheit bringen, sie 

vermeidet nachweislich Ausfälle. Es sind 

Überarbeitungen und Neuentwicklungen 

der analytischen Bewertungsmethoden – 

zugeschnitten auf die Bedürfnisse der Biogasbranche 

– und auf der Basis modernster 

(bio-)chemischer Analytik erforderlich, die 

dann als Standardverfahren zugänglich sind 

und die Verlässlichkeit von Rentabilitätsprognosen 

deutlich verbessern. 

In Kürze werden die Autoren weitere ausführliche 

und rein wissenschaftliche Arbeiten 

hierzu veröffentlichen. 

Hinweis: Die Literaturangaben können bei 

Bedarf bei den Autoren angefordert werden. 

Autoren 

Dipl. Des. (FH) Rainer Casaretto 

B I O G A S - A K A D E M I E ® 

E-Mail: info@biogas-akademie.de 

Prof. Dr. Jens Born 

Hochschule Flensburg 

E-Mail: jens.born@hs-flensburg.de 

B.Sc. Corin Dirk Nikoleiski 

Hochschule Flensburg 

E-Mail: corin.nikoleiski@hs-flensburg.de 

73

Wissenschaft 


Schaum: Er kann 

grob- oder so feinporig 

wie Badeschaum sein. 

Manchmal ist er eher flüssig 

oder flockig wie Eischnee, 

selten sogar fest wie Bauschaum. 

Seine Ausdehnung 

kann von wenigen Zentimetern 

bis zu einigen Metern 

reichen, alles ist möglich. 

Dem 

Schaum 

auf der 

Spur 

Schaum gehört zu den häufigsten Prozessstörungen 

bei der Produktion von Biogas. 

Seine Bekämpfung kann schwierig und 

teuer sein. 


Auch bei den Betreibern der Agrarenergie 

Andelbach führte der Schaum im 

Fermenter über Jahre hinweg zu erheblichen 

Betriebskosten und Sorgen. 2008 

wurde die schlüsselfertige Biogasanlage 

am Ortsrand von Markgröningen eingeweiht. Seitdem 

betreiben die drei Landwirte Ernst Reutter, Waldemar 

Schöwe und Werner Zibold die Anlage. Gemeinsam bilden 

sie die Agrarenergie Andelbach GmbH & Co KG. 

Rund 20 Betriebe aus dem nahen Umkreis liefern der 

Gemeinschaft etwa 13.000 Tonnen Substrat im Jahr. 

Die Anlage leistet 550 Kilowatt elektrisch pro Stunde, 

insgesamt sind das gut 4,6 Millionen Kilowattstunden 

im Jahr. Ein Teil der entstehenden Wärme, etwa 50 Prozent, 

nutzt eine Körperbehindertenschule mit Heimbetrieb 

in der Nähe. 

Nach den ersten reibungslosen Anfangsjahren gingen 

2011 die Probleme los: „Ohne besondere Vorzeichen 

blähte sich das Gärsubstrat im Fermenter“, berichtet 

Ernst Reutter. Es bildete sich ein starker Schaum, der 

sich in eine zähe Masse verwandelte. Mit der Folge, 

dass das Gärsubstrat nicht mehr, wie es technisch vorgesehen 

war, über einen freien Überlauf vom Fermenter 

in den Nachgärer gelangte. „Das bereitete mir schlaflose 

Nächte, weil ich größere Anlagenschäden befürchtete“, 

erinnert sich der Energiewirt. 

Vor allem sorgte er sich um den Fermenter, denn dieser 

ist mit einer befahrbaren Betondecke überdacht, die 

auf 60 Zentimeter hohen Unterzügen aufliegt. Durch 

das Aufblähen und die Schaumbildung kam das Gärsubstrat 

vermehrt mit den Unterzügen in Kontakt. 

Dadurch wurde die Drehbewegung im Behälter an der 

Oberfläche deutlich behindert. „Erreichte die Schaummasse 

die Unterzüge, konnte das Gas nicht mehr über 

den Gasauslass hinaus“, erklärt der Landwirt. Weil das 

Gas nicht ungehindert in Richtung Gasauslass entweichen 

konnte, bildete sich ein hoher Druck in den Hohlräumen 

zwischen den Unterzügen. Ein Teil des Gases 

wurde über die Noteinrichtung der Über- und Unterdrucksicherung 

in die Umgebung abgeblasen. „Ich befürchtete 

eine Verschmutzung der Gasleitungen oder 

sogar das Anheben des Fermenterdaches“, berichtet 

Reutter. 

Teure Prozessstörung 

Die Sorgen waren nicht unbegründet, denn Schaum 

gehört zu den häufigsten Prozessstörungen bei der 

Produktion von Biogas. Seine Bekämpfung kann teuer 

werden. Die Kosten reichen von einigen hundert Euro 

für erhöhten Personalaufwand und den Einsatz von 

Antischaummitteln bis zu einer halben Million für die 

Reparatur eines beschädigten Dachs. Oft verschmutzt 

„nur“ die Überdrucksicherung und es kommt zur Störung 

von Messsonden und Rezirkulationspumpen. 

Wenn jedoch Schwebestoffe, die in der Flüssigkeit 

vorhanden sind, zur Schaumstabilisierung beitragen, 

kann eine derartige Mischung eine hohe Festigkeit 

erreichen, wenn sie trocknet. „Schwere Betriebsstörungen 

können die Folge sein, wenn der Schaum die 

Gasleitungen und sicherheitstechnische Einrichtungen 

verstopft“, weiß Dr. Ing. Lucie Moeller. So verwandelte 

sich bei einer Abfallanlage in Sachsen der gesamte Fermenterinhalt 

in eine riesige Schaummasse. 

„Dabei wurde die Behälterdecke beschädigt und es 

entstand ein Gesamtschaden von etwa einer halben 

Million Euro“, berichtet die Fachfrau vom Helmholtz- 

Zentrum für Umweltforschung (UFZ) in Leipzig. Die 

Wissenschaftlerin erforschte im Rahmen des geförderten 

Verbundprojektes „Optgas“ die Ursachen der 

Schaumbildung in Biogasanlagen. Dabei untersuchten 

verschiedene Forscher unter Leitung des Geo- 

ForschungsZentrum (GFZ) deutschlandweit Störungen 

der anaeroben Gärung. Dazu gehörte auch der Betriebsalltag 

in schäumenden Praxisanlagen. 

Über die wichtigsten Ergebnisse berichtet das Fokusheft 

Schaumbildung in Biogasanlagen (www.ufz.de/ 

biogas-schaum). Auch die Erkenntnisse, die bei der Biogasanlage 

von Ernst Reutter gesammelt wurden, sind 

darin zu finden. Hans Joachim Nägele von der Landesanstalt 

für Agrartechnik und Bioenergie der Universität 

Hohenheim berichtet im Heft über die umfassende Erforschung 

der Schaumproblematik bei der Agroenergie 

Andelbach. „Herr Nägele begleitete mich sehr engagiert 

bei der umfangreichen Suche nach den möglichen Ursachen“, 

erinnert sich Reutter, dafür sei er dankbar. 

74


Wissenschaft 


Im Jahr 2014 

baute Ernst Reutter 

eine Exzenterschneckenpumpe 

ein, damit hörten 

die Sorgen um die Schaumproblematik 

auf. 

Den Ursachen auf der Spur 

Bei den untersuchten Anlagen zeigte sich, dass viele Faktoren 

bei der Schaumbildung eine Rolle spielen können. Häufige 

Verursacher sind die Substrate, eine Übersäuerung oder die 

Betriebsführung. Aber auch eine Überfütterung, Nährstoffmangel, 

plötzliche Temperaturschwankungen, eine schlechte 

Durchmischung und Ablagerungen im Reaktor können zur 

Schaumbildung führen. Kritisch ist auch das Anfahren der 

Anlage oder ein schneller Substratwechsel. 

Die Wissenschaftler fanden auch heraus, dass das Phänomen 

meist nicht an einer Störung der Mikrobiologie lag, denn die 

Laborwerte wie FOS/TAC, flüchtige organische Säuren, Ammonium-Stickstoff 

etc. waren meist unauffällig. Auch bei der 

BGA Andelbach ergab die Untersuchung des Gärsubstrats auf 

prozessbiologische Parameter und Spurennährstoffe keine wesentlichen 

Störungen. „Es zeigte sich nur ein geringer Nährstoffmangel, 

den wir schnell ausgleichen konnten“, erinnert 

sich Reutter, dies hätte aber keinen wesentlichen Einfluss auf 

die Schaumbildung gehabt. 

„Zunächst vermuteten wir, dass der Fermenter nicht genug 

durchmischt wurde“, so der Landwirt. Dafür sprach, dass in 

den Rührpausen der Füllstand innerhalb weniger Minuten 

stark anstieg. Nur durch häufiges intensives Rühren bekam 

Reutter den Schaum in den Griff. Der Eigenstromverbrauch 

stieg auf rund 300 kWh am Tag. In seiner Not testete der Energiewirt 

verschiedene Einstellungen des Rührwerks, änderte die 

Drehrichtung und variierte die Rührzeiten, doch die positiven 

Effekte blieben aus. 

Um das Gärsubstrat pumpfähig zu bekommen, vermischte er 

im Pumpenschacht einen Teil aus dem Fermenter mit dem 

aus dem Nachgärer. „Zuerst tauschten wir die Rührwerksflügel 

durch eine optimierte Variante aus“, berichtet er, doch das 

reichte nicht. In der Hoffnung, die Lage zu verbessern, baute 

er ein neues Rührwerk, einen Strömungsbeschleuniger, ein. 

„Dadurch stieg der Eigenverbrauch noch einmal um 50 kWh 

pro Tag, doch das Gärgut schäumte weiter“, sagt er bedauernd. 

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Einsatzzwecke zur Verfügung. Anlagenbetreiber 

können das verflüssigte CO 2 

auch an einen 

externen Abnehmer verkaufen und so eine 

zusätzliche Einnahmequelle erschlieβen. 

Die Menge an Treibhausgasen, die in die 

Atmosphäre gelangen, geht gegen Null. 

Das macht diese Technologie zu einer 

zukunftsweisenden Investition. 

Viele Maßnahmen blieben ohne Erfolg 

Auch eine Temperaturerhöhung im Fermenter um 3 Grad 

Celsius auf 53 Grad, die über etwa drei Wochen gehalten wurde, 

brachte keine Besserung. Eine weitere mögliche Ursache 

für die starke Schaumbildung konnte auch die zugelieferte 

75 

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Wissenschaft 


Das Pumpenhaus 

beherbergt die neue 

Pumpe. Rechts im Bild 

ist eines der beiden 

Rührwerke zu sehen, 

die den zähen, schaumigen 

Fermenterinhalt 

nicht allein bewältigen 

konnten. 

Der Blick in den 

Fermenter bestätigt, 

dass die große 

Schaumproblematik 

überwunden ist. 

Gülle sein. Sie kam aus fünf verschiedenen landwirtschaftlichen 

Betrieben. Eine Fütterung von Kraftfutter 

oder die Verwendung von Reinigungsmitteln kann auch 

Schaum auslösen. Um dies auszuschließen, wurde 

über einen Zeitraum von vier Wochen auf Gülle verzichtet. 

„Für die Fließfähigkeit gab ich in dieser 

Zeit ständig Wasser (5 m³/Tag) hinzu“, 

erinnert sich der Landwirt. 

Auch dies blieb ohne Erfolg. 

Eine weitere Maßnahme 

war die Verringerung 

der Raumbelastung 

im Fermenter, die 

häufig von Experten 

empfohlen wird. Sie 

verschlimmerte das 

Problem: „Am Abend 

zeigte der Fermenter 

eine starke Schaumbildung, 

die das bekannte 

Maß übertraf“, 

so Nägele. Die Zugabe von 

Pflanzenöl in sehr kurzen Zeitabständen 

über mehrere Tage hinweg 

brachte Hilfe. 

Ein Einsatz von Enzymen kann gleichfalls helfen. In 

Absprache mit dem Hersteller wurden diese acht Wochen 

beigefügt. „Nach etwa vier Wochen bemerkte ich, 

dass das Fermentersubstrat etwas flüssiger wurde“, so 

Reutter. Doch auf die Schaumbildung zeigten die Enzyme 

keine Wirkung. Insgesamt führten alle bis dahin 

bekannten, von Experten empfohlenen Maßnahmen 

bei dieser Biogasanlage zu keiner Lösung. 

Das Ende des Schaums 

Im Jahr 2014 baute Reutter eine Exzenterschneckenpumpe 

ein, die seitdem den 

Überlauf unterstützt. Dadurch sank 

der Füllstand im Fermenter und 

das Substrat konnte sich ungehindert 

ausdehnen. Die Angst 

vor einem Behälterschaden 

war damit gebannt, leider 

blieb der Rührwerkseinsatz 

hoch. „Aus heutiger Sicht 

kann nur vermutet werden, 

dass die Schaumbildung 

an der Biogasanlage auf die 

Inputsubstrate aus Mais und 

Gras zurückzuführen war“, berichtet 

Nägele. 

Die Versuche hätten „sehr zuverlässig 

eine Neigung zur Schaumbildung 

bei den Inputsubstraten“ gezeigt. Verdächtig 

waren auch die sehr hohen Trockensubstanzgehalte. 

Weil das Lager jedoch voll mit Mais- und 

Grassilage war, konnte nicht darauf verzichtet werden. 

„Ich bekam die Empfehlung, darauf zu achten, dass 

der Trockensubstanzgehalt unter 35 Prozent bleibt“, 

erinnert sich der Landwirt. Schließlich verbesserte die 

Fütterung des Fermenters mit „neuen“ Silagen die 

Bläh- und Schaumwirkung deutlich. Der Fermenterinhalt 

floss wieder und musste nicht mehr abgesenkt 

werden und die Rührwerke liefen deutlich weniger. 

Was kann vorbeugen? 

Bei anderen Biogasanlagen halfen verschiedene Maßnahmen 

gegen den Schaum: Oftmals brachte eine 

Optimierung der Rührintervalle, eine Veränderung des 

Substrats, des Fütterungszyklus oder die Zugabe von 

Spurenelementen den Erfolg. Ein langsames Anfahren 

der BGA und ein behutsamer Substratwechsel beugten 

dem Problem vor. Zur Vorbeugung eignet sich auch der 

„Leipziger Schaumtester“. Er wurde vom UFZ entwickelt 

und wird von der Firma Eismann & Stäbe GbR 

produziert. Mit ihm ist es ohne aufwendige Analytik 

möglich, Substrate vor Ort auf ihre Schaumneigung zu 

untersuchen. 

Dafür werden Proben des Gärsubstrats und des neuen 

Substrats in das Testset gefüllt und verrührt. Im Gerät 

verbleibt die Mischung bei konstanter Temperatur. 

Nach etwa 14 Stunden liegt das Ergebnis vor: Gefahr 

besteht, wenn sich Schaum zeigt. Ohne Schaumbildung 

ist auch im Fermenter nicht damit zu rechnen. 

Autorin 




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Spitzendünger: Die 

Gärreste aus den 

Biogasanlagen der 

Landwirte in Nicaragua 

lassen die Natur 

sprießen. 

Energiewende à la Nicaragua 

Die Viehwirtschaft ist eine der wirtschaftlichen Säulen Nicaraguas. Dank kostengünstiger 

Technologie verbessern viele Landwirte seit Kurzem außerdem mit Biogas aus den Reststoffen 

Einkommen und Lebensqualität. Ein Besuch im Herzen Zentralamerikas 

Von Oliver Ristau 

Managua 

Es ist 5.45 Uhr, als Guillermo Largaespada die 

Hauptstraße verlässt. Die dicken Reifen des 

Geländewagens graben sich in den erdigen 

Weg, der den Hügel hinaufführt, und wirbeln 

roten Staub auf. Die Morgenröte ist schon verschwunden, 

aber noch steht die Sonne nicht über dem 

Horizont. In der Ferne zeigt sich die Bergkette der Kordilleren. 

Durch das geöffnete Fahrerfenster strömt kühle 

Luft in das Fahrzeug. An einer Kehre weist Largaespada 

mit dem Arm aus dem Fenster auf ein silbernes Silo. 

„Das ist ein Kühllager für die Milch. Hier treffen sich 

Händler, um Milch zu kaufen und zu verkaufen“, sagt er 

und lenkt den Wagen weiter bergauf. „Wir müssen weiter. 

Um 6.00 Uhr wird auf der Farm gemolken.“ 

Largaespada ist Nicaraguaner und arbeitet für die niederländische 

Nichtregierungsorganisation (NGO) SNV. 

Die leitet in dem zentralamerikanischen Land ein Programm, 

das Landwirten die Vorteile näherbringen will, 

eigenes Biogas aus Kuhdung zu erzeugen. Es läuft seit 

2012 und hat geholfen, bisher über 1.000 Anlagen 

verschiedener Größe zu realisieren. Finanziert wird es 

neben SNV von der Interamerikanischen Entwicklungsbank, 

dem Nordic Development Funds (NDF), hinter 

dem Finanzinstitutionen aus fünf nordischen Ländern 

stehen, und der niederländischen NGO Hivos. 

Largaespada ist für die kommerziellen Kunden des 

Programms zuständig – also für Landwirte, die deutlich 

mehr produzieren als zur Selbstversorgung nötig 

wäre. Heute führt sein Weg als erstes zu einem mittelgroßen 

Milchbauern. Üppiges Grün prägt die wellige 

Landschaft links und rechts. Weiden mit hüfthohem 

Gras und große Laubbäume ziehen vorbei. Die Region 

Chontales im Herzen Nicaraguas ist das Zentrum der 

Viehwirtschaft. 

Milch und Fleisch sind wichtige Exportgüter, sorgen für 

etwa 20 Prozent der Wirtschaftsleistung des Landes. 

„Nicaragua hat rund 6 Millionen Rinder. Damit kommt 

auf jeden Einwohner eine Kuh“, sagt er und lacht. Kurz 

darauf versperrt ein Gatter den Weg. Largaespada steigt 

aus, um das Tor zu öffnen und passiert die Stelle. Nur 

78


International 

noch ein kurzes Stück, dann ist die 

Farm erreicht. Der Biogas-Experte 

parkt den Wagen vor einem unverputzten, 

aus grauen Steinen gemauerten 

Stall, begrenzt von einem 

Holzgatter, hinter dem rund 20 Kühe 

warten. 

Zwei junge Arbeiter mit Baseballmützen 

kommen auf ihn zu. Sie 

schütteln Hände und begrüßen sich. 

Es sind die Manager der Farm. Der 

Chef ist der 22-jährige Norlan Avan. 

Er lebt hier oben, seit er 5 Jahre alt 

ist, wie er später erzählen wird. Jetzt 

sind erst einmal die Kühe an der Reihe. 

Es ist 6.00 Uhr. Die Sonne geht 

auf und schickt ihre ersten gleißenden 

Strahlen herab. 

Biogas für die Melkmaschine 

Der Boden des Stalls ist mit trockener 

Erde bedeckt, verdichtet von den 

Hufen der Tiere: Darauf verteilen sich 

Kuhfladen und Stroh. An einer aus 

Holzlatten gezimmerten Führung, in 

der die Kühe eine nach der anderen 

hineingetrieben werden, stehen zwei 

Melkschemel und eine Apparatur 

aus Schläuchen und Pumpen, die 

Melkmaschine. Sie arbeitet erst seit 

Kurzem hier oben, berichtet Largaespada. 

Einen Stromanschluss gibt 

es nicht. Aber seit der Eigentümer 

Biogas aus Kuhdung erzeugt und das 

in einem Gasmotor zum Antrieb der 

Maschine verbrennt, ist das anders. 

Norlan Avan zündet den Motor. Ein 

Höllenlärm breitet sich aus. Zum Anfahren braucht er 

Benzin. Nachdem der Motor eine halbe Minute gelaufen 

ist, legt Avan einen Hebel um, damit das Biogas 

einströmen kann. Doch jetzt beginnt der Motor zu 

wackeln. „Der Gasdruck reicht nicht“, ruft er seinem 

Kompagnon zu, der aufsteht und aus dem Stall eilt. An 

der Längsseite liegt ein etwa 6 Meter langer Behälter 

aus schwarzer Kunststofffolie auf der Erde. Er sieht aus 

wie ein überdimensionierter schwarzer Müllbeutel. Das 

ist der Fermenter, der das Biogas enthält. 

In der Mitte ist ein Ventil angeflanscht, über das das 

Gas abgenommen werden kann. Doch die Oberfläche 

des Beutels ist schlaff. Avans Kollege nimmt einen 

großen Stein und legt ihn darauf. Das Geräusch der 

Melkmaschine aus dem Stall ändert sich nicht. Noch 

immer holpert der Motor. Dann greift er nach einen 

10-Kilo-Sack mit Speisesalz, der bereitliegt und wuchtet 

ihn auf den Gassack. Ein zweiter folgt. Einen Augenblick 

später ändert sich der Klang der Maschine. Jetzt 

scheint der Druck zu reichen. Der Motor läuft jetzt rund. 

Fotos: Andreas Betten 

16 Eimer Dung – 48 Eimer Wasser 

40 Minuten später sind die Kühe gemolken. Während 

sich sein Kollege auf ein Maultier schwingt und die 

Milch in Kanistern links und rechts am Sattel befestigt 

talwärts zur Kühlstation bringt, berichtet Avan über 

seine Erfahrungen mit dem Biogas: „Das System arbeitet 

jetzt seit einem halben Jahr. Wir haben vorher 

von Hand gemolken. Das ist jetzt viel angenehmer, 

schneller und auch besser für die Qualität der Milch, 

weil hygienischer.“ Täglich wird genug Gas produziert, 

um die Melkmaschine mit vier Anschlüssen für alle 20 

Tiere zu versorgen. 

„Dafür brauchen wir jeden Tag 16 Eimer Kuhdung und 

48 Eimer Wasser“, erklärt er und demonstriert das an 

einer der Kurzseiten des Fermenters. Der ist mit einem 

quadratischen Auffangbehälter aus schwarzem Kunststoff 

verbunden. Dort füllt er Inputstoffe hinein, die 

Dank der Abschüssigkeit in den tiefer liegenden Sack 

fließen. Wasser ist in der tropischen Region über das 

Jahr gesehen übrigens keine Mangelware. Jährlich fal- 

Wellige Landschaft: 

Das Landesinnere 

Nicaraguas prägen 

Weiden und Berge. 

Melken mit Biogas: 

Ein Gasmotor sorgt für 

bessere Bedingungen 

im Stall. 

79

International 


Fermenter aus Kunststoff: 

Hier produzieren 

Dung und Wasser bei 

Nolan Avan Biogas für 

den Gasmotor und zum 

Kochen. Im Vordergrund 

die Zuführung. 

Fotos: Oliver Ristau 

Festkuppel: Der in 

den Boden gemauerte 

Fermenter bei Milchbaron 

Wilmer fasst 27 

Kubikmeter und wird 

täglich mit 300 Litern 

Dung gefüttert. 

len hier laut offiziellen Klimadaten rund 1.200 Millimeter 

Niederschläge. Das sind 70 Prozent mehr als in 

Deutschland. 

„Den Kuhdung haben wir vorher den Abhang runtergekippt“, 

sagt Avan und weist mit der Hand hinter den 

Stall, wo es steil abwärts geht. Jetzt wird er mit Spaten 

in Eimern gesammelt. Wichtig ist, dass möglichst keine 

Erde in den Fermenter gelangt. Denn die vergärt nicht 

und setzt sich am Boden des Systems ab, wodurch es 

an Leistung verliert. Alle paar Wochen muss der Sack 

deshalb ausgespült werden, wie Berater Largaespada 

berichtet. Und er fügt hinzu: „Der Landwirt plant den 

Stall mit einem Steinboden zu versehen. So wird er den 

Kuhdung künftig mit weniger Verunreinigungen einsammeln 

können.“ 

Wertvoller Dünger 

Neben dem Gas ist es vor allem der flüssige Gärdünger, 

der den Farmern Freude bereitet. Der Biodünger 

treibe das Pflanzenwachstum an. „Das Gras wächst 

besser als vorher“, lobt Avan die Qualität und zeigt auf 

eine Weide, wo kräftiges Futter für die Kühe sprießt. 

Pro Jahr erzeugt der 40 Kubikmeter fassende Fermenter 

365 Kubikmeter des Düngers. Die Gasausbeute 

beträgt laut SNV-Berechnung 3.320 Kubikmeter. Entwickler 

und Hersteller ist das mexikanische Unternehmen 

Biobolsa. 

Weil das Biogas vor der Nutzung im Motor gefiltert 

werden muss, wird es zunächst aus dem Fermenter 

in einen kleinen Nebenraum des Stalls geleitet. Dort 

stehen zwei Filterapparaturen. Die eine enthält laut 

Largaespada Kokosfasern, die Wasser im Gas aufnehmen 

können. Schwefel wird mit einem Aktivkohlefilter 

entnommen. Neben dem Motor gibt es auf dem Hof 

einen zweiten Verbraucher. Eine Abzweigung des Gasschlauchs 

führt am Stall vorbei zu einem Essensplatz, 

an dem die Farmarbeiter ihre Mahlzeiten wie Bohnen, 

Reis und Fleisch zubereiten oder Kaffee kochen. Früher 

80


International 

geschah das ausschließlich 

über Feuerholz. Jetzt stehen 

dort zwei mobile Kochplatten, 

die mit dem Biogas betrieben 

werden. „Wir grillen 

heute deutlich seltener“, sagt 

Manager Avan. 

che beladen mit Vieh auf der Ladefläche. Juigalpa ist 

ein zentrales Umschlagszentrum für Kaffee und Kühe. 

Am Rand des ältesten Teils, der von Kopfsteinpflaster 

und kleinen Kolonialstilhäusern geprägt ist, führt eine 

Landstraße ins Tal. Von oben sind die großen Weiden zu 

sehen, die zum Gut zählen. 

Fernandez ist ein kräftiger Mann, der mit seinem karierten 

Hemd, dem Seidentuch, den Jeans mit Gürtel und 

Metallbeschlägen und den schwarzen Cowboystiefeln 

den Prototyp eines lateinamerikanischen Viehbarons 

abgeben könnte. In einem der landestypischen Schaukelstühle 

aus Holz auf seiner Veranda erzählt er von den 

vielen Vorteilen, die die Technologie seiner Farm bringt. 

„Wir nutzen das Gas einmal für unsere Küche, wo bis- 

Milch-Handelskammerchef 

Fernandez 

und Biogas-Experte 

Largaespada (rechts) 

im Gespräch. 

Foto: Andreas Betten 

Amortisation: 

anderthalb Jahre 

Für den Eigentümer rechnet 

sich die Investition. Laut 

dem SNV-Vertreter hat er für 

die Biogasanlage gut 5.500 

Euro bezahlt. Jetzt spare er 

jährlich 1.600 Euro an Feuerholz, 

320 Euro Benzin für 

die Melkmaschine und erhält 

Dünger im Gegenwert von 

1.700 Euro. Für ihn hat sich 

die Anlage in anderthalb Jahren 

amortisiert. 

Als Avans Kollege auf dem Maultier mit den leeren 

Milchkanistern zurückgekehrt, ist es Zeit für Largaespada 

aufzubrechen. Sein Job als Berater ist wichtig, 

denn für die kommerziellen Betreiber der Biogasanlagen 

ist Planung und technische Begleitung die einzige 

Unterstützung, die sie bekommen. Eine finanzielle Förderung 

erhalten nur die Haushalte, die das Biogas zur 

Selbstversorgung nutzen. 

Nun geht es zu seinem größten Kunden, dem Farmer 

Wilmer Fernandez, Präsident der Handelskammer 

Nicaraguas für den Milchsektor (Canislac). Die 

schnurgerade Asphaltstraße, die am Fuße der Hügel 

aus Richtung Managua herkommt, führt in die Provinzhauptstadt 

Juigalpa. Bunte Lkw sind unterwegs, man- 

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Wasser marsch: Dank 

des Biogasmotors kann 

Landwirt Fernandez 

seine Farm im Tal 

auch in der Trockenzeit 

bewässern und spart 

Viehtransporte auf die 

Almen. 

her mit Feuerholz gekocht wurde. Wir erhitzen damit 

auch Wasser, um die Milchkannen zu desinfizieren.“ 

Fernandez ist einer der größten Rinderzüchter der Region 

mit vier verschiedenen Farmen und 300 Tieren. 

Am Stammhof leben 25 Kühe. 

Einfaches Festkuppelsystem 

Was den Agrarökonom besonders interessiert, ist die 

Wirtschaftlichkeit des Systems. „Es ist nicht nur so, 

dass ein solches System sehr rentabel ist. Die Anschaffung 

rechnet sich nach zwei Jahren. Es eröffnet auch 

viele Einsatzmöglichkeiten.“ Fernandez will das bei einem 

Rundgang über die Farm verdeutlichen. Ein paar 

Meter geht es zu den Ställen, dann fällt das Gelände 

ein paar Meter in Richtung eines kleinen Flusses ab. 

Unten breitet sich eine Grasfläche mit 

teils kräftig grüner, teils vertrockneter 

Vegetation aus. Dazwischen wachsen 

Bäume. Am Fuße des Hügels steckt 

eine große kreisrunde Betonplatte in 

grüner Farbe im Boden, auf der die 

Worte Biogas Nicaragua zu lesen sind. 

Fernandez führt den Hügel hinab 

zu seinem Festkuppel-System. Die 

Ausführung wurde von der SNV und 

einheimischen Experten entwickelt. 

Herzstück ist der gemauerte Fermenter 

in Form einer bauchigen Kugel, der 

in die Erde eingegraben ist und dessen 

Kuppel von der großen runden Betonplatte 

abgedeckt wird. Nicht zu sehen 

ist, dass der Fermenter unterirdisch 

mit einem zweiten Behälter verbunden 

ist, dessen Tiefe geringer ist. 

Über einen externen Zugang, der etwas 

höher liegt und aussieht wie ein 

Brunnenschacht, kann die Mischung aus Kuhdung und 

Wasser dem Fermenter zugeführt werden. Und so funktioniert 

das Festkuppelsystem: Das Gas, das von den 

Bakterien aus dem Kuhdung weitgehend unter Sauerstoffabschluss 

erzeugt wird, steigt in die Kuppel, wo 

es über eine Leitung abgenommen werden kann, und 

drängt die Flüssigkeit in den Ausgleichsbehälter. Wird 

Gas entnommen, schwappt die Flüssigkeit zurück. 

Flüssige Gärreste sammeln sich im Ausgleichsbehälter 

und können dort zur Düngung entnommen werden. 

Fotos: Oliver Ristau 

Biogas-Bewässerung spart Viehtransporte 

Täglich befüttern Fernandez‘ Arbeiter das System, das 

über ein Gärvolumen von 27 Kubikmetern verfügt, mit 

300 Kilo Dung. „Davon fällt hier auf der Farm mehr 

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als genug an“, sagt er und geht über die Wiese, wo der 

Gasmotor in einem kleinen gemauerten Häuschen mit 

Wellblechdach untergebracht ist. Der kann aus dem 

Biogas eine elektrische Leistung von 2,5 kW gewinnen. 

Optimiert ist der Gasmotor auf das Gas aus dem 

Fermenter nicht. Bei höherer Methankonzentration 

könnte er eine Leistung von 3 kW abgeben. 

Nichtsdestotrotz ist Fernandez zufrieden. Denn der 

Motor gibt ihm mehr Flexibilität bei der Versorgung 

seiner Kühe. Der Landwirt erklärt: „In der Trockenzeit 

von Januar bis April fällt hier auf dem Grundstück zu 

wenig Regen. Es gibt dann nicht genügend Gras für 

das Vieh. In der Vergangenheit haben wir die Tiere mit 

Transportern zu höhergelegenen Weiden bringen müssen, 

wo ausreichend Futter zur Verfügung stand. Das 

hat Arbeit, Zeit und Kraftstoff gekostet. Jetzt haben wir 

eine andere Lösung.“ 

Er bittet seinen Vorarbeiter, den Motor anzuwerfen. Der 

zündet sofort und es dauert nicht lange, bis mehrere 

in Reih und Glied stehende Sprenkelanlagen einsetzen 

und Wasser eruptionsartig auf der Weide verteilen. 

Elektrisch angetriebene Pumpen schaffen das Wasser 

aus dem nur ein paar Meter entfernt vorbeifließenden 

Fluss herbei. Würde er sich für die Wasserpumpe 

Strom aus dem Netz besorgen, käme ihn das deutlich 

teurer, rechnet Fernandez vor: „Normalerweise kostet 

der Strom rund 8 US-Cent je Kilowattstunde. Doch für 

solche speziellen Anwendungen müsste ich 40 Cent 

bezahlen. Das ist viel zu teuer“, sagt er mit zusammengezogenen 

Augenbrauen und winkt ab. 

Gut für die Lungen 

Guillermo Largaespada diskutiert noch ein wenig mit 

dem Grundbesitzer. Schließlich verabschieden sich 

beide voneinander. Bevor der Tag zur Neige geht, will 

der SNV-Berater noch einen dritten Hof aufsuchen. Er 

lässt die kleine Hazienda und die Stadt Juigalpa hinter 

sich. Über die Hauptstraße geht es Richtung Atlantikküste 

und nach einer Viertelstunde hoch in die Hügel. 

Von dem Feldweg aus sind extensive Weiden zu sehen, 

auf denen nur wenige Tiere grasen. 

Vorbei an einer ärmlichen Siedlung, wo Kinder und 

Jugendliche am Straßenrand dem Auto nachsehen, 

erreicht er die beiden Häuser von Reynalda Arguello 

und ihrem Sohn Geovani. Der hat für beide Familien 

eine Festkuppelanlage gebaut, mit 9 Kubikmetern 

Fassungsvermögen deutlich kleiner als die von Großlandwirt 

Fernandez. Das Gas dient ausschließlich zum 

Kochen und ersetzt Feuerholz, wie Mutter Reynalda 

betont: „Vorher gab es so viel Rauch in der Küche und 

das war nicht gut für die Lungen. Außerdem geht das 

Wenn der Motor 

stottert: Um den 

Gasdruck zu erhöhen, 

legt der Farmarbeiter 

einen Sack Salz auf den 

Fermenter. 

83

International 


Biogas statt Feuerholz: 

Mit dem 9 Kubikmeter 

Festkuppelsystem 

können die beiden 

Haushalte der Arguellos 

je fünf Stunden lang 

kochen. 

Zufrieden dank Biogas: Reynalda Arguello und ihr Sohn Geovani 

freuen sich darüber, dass die Küchen rauchfrei bleiben. 

Foto: Andreas Betten 

Foto: Oliver Ristau 

Essen kochen jetzt sehr viel schneller.“ Sie teilt sich 

das Gas mit der Familie ihres Sohnes. Rechnerisch 

können beide damit etwa fünf Stunden lang kochen. 

Dem Sohn hat es vor allem der Dünger angetan. „Der 

ist von bester Qualität“, sagt er und präsentiert den 

quaderförmigen Zugang, aus dem er sich entnehmen 

lässt. „Schauen Sie, wie kräftig die Bananen wachsen“, 

weist er auf ein paar Stauden gleich nebenan. 

Einfach haben es die Arguellos, ohne elektrischen 

Strom, aber idyllisch mit dieser Landschaft aus grünen 

Hügeln, die sich bis zum Horizont ausbreiten. In der 

warmen Luft flattern unter blauem Himmel zahlreiche 

Schmetterlinge. 

Einige weitere Familienmitglieder sind zusammengekommen, 

es wird viel gelacht, zwei kleine Mädchen 

toben durch den Garten, ein Schwung freilaufender 

Hühner pickt im Gras. „Ich finde das mit dem Biogas 

sehr gut. Aber nicht jeder kann sich das leisten“, sagt 

eine Schwester Geovanis. Immerhin 2.500 Euro kostet 

das System inklusive Arbeitsaufwand. Selbst wenn 

der Zuschuss von 20 Prozent abgezogen wird, den 

das Biogasprogramm Nicaragua dazugibt, entspricht 

die Investition in etwa dem nicaraguanischen Durchschnittseinkommen. 

Doch neben den Ersparnissen für Feuerholz und Dünger 

gibt es für Geovani noch einen anderen handfesten 

Vorteil. Er ist einer von 120 Maurern, die von der SNV 

ausgebildet wurden, um im ganzen Land solche Festkuppelsysteme 

zu bauen. Mehr als ein Dutzend hat er 

bereits realisiert. Als der Tag sich allmählich dem Ende 

neigt und der Himmel in prächtigen Farben von rot 

bis lila leuchtet, ist es Zeit für Guillermo Largaespada 

aufzubrechen. Der Job gebe ihm Zufriedenheit, sagt 

er, während er den Motor startet. „Wir versuchen, das 

Leben der Bauern zu verbessern, ihnen neues Wissen 

zu bringen. Sie können den Wandel sehen“, sagt er 

und rollt den Hügel hinab. Einer davon ist, dass bei 

den Arguellos zum Abendessen kein Qualm mehr aus 

den offenen Fenstern ihrer Küchen dringt. 

Autor 

Dipl.-Pol. Oliver Ristau 

Redaktion und Kommunikation 

Sternstraße 106 · 20357 Hamburg 

Tel. 040/38 61 58 22 

E-Mail: ristau@publiconsult.de 

Weite Wege: Das Biogasprogramm 

Nicaragua der SNV hat bisher 

etwa 1.000 Landwirte erreicht. 

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Foto: Andreas Betten


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85

Die Klimagelder 

können kommen – 

Biogas ist bereit 

Fotos: www.landpixel.de 

„What was once unthinkable has now become unstoppable“, kommentierte der ehemalige UN-Generalsekretär 

Ban Ki-Moon das Pariser Klimaabkommen im Dezember 2015, das am 4. November 2016 in Kraft getreten 

ist. Einer der Eckpfeiler zur Erreichung der Klimaziele ist die Klimafinanzierung. Die Biogasbranche leistet viel 

zur Reduzierung von CO 2 

-Emissionen. Aber lassen sich auch mit den unterschiedlichen neuen Klimageldern 

Biogasprojekte finanzieren und umsetzen? 

Von Alexander Linke und Clemens Findeisen 

Seit 1992 ist die Klimarahmenkonvention 

(United Nations 

Framework Convention on Climate 

Change – UNFCC) das 

maßgeblich völkerrechtliche 

Vertragswerk im Bereich Klimasschutz. Im 

Jahr 2015 kam es in Paris zu einem Durchbruch 

in den internationalen Klimaverhandlungen, 

dort wurden drei langfristige 

Ziele beschlossen: 

1. Die globale Erderwärmung auf deutlich 

unter 2 Grad, möglichst 1,5 Grad im 

Vergleich zum vorindustriellen Niveau 

begrenzen. 

2. Die Anpassung an den Klimawandel 

erhält dasselbe politische Gewicht wie 

die Minderung von Treibhausgas (THG)- 

Emissionen. 

3. Umlenkung der Finanzströme in 

Richtung einer klimaresilienten und 

emissionsarmen Entwicklung. 

Des Weiteren bilden den Kern des Klimaabkommens 

die sogenannten nationalen Klimaschutzbeiträge 

(Nationally Determined 

Contributions – NDCs), mit denen sich die 

Unterzeichnerstaaten zu nationalen Klimaschutzmaßnahmen 

verpflichtet haben. 

Und schließlich wird der Klimafinanzierung 

immer mehr Bedeutung zugemessen, um 

die entsprechenden Ziele auch umzusetzen 

zu können. Eine neue Chance für die Biogasbranche? 

CO 2 

-Reduktion dank 

Biogasanlagen 

Die 9.000 Biogasanlagen in Deutschland 

konnten mit ihrer installierten elektrischen 

Leistung von zirka 4 Gigawatt in 2016 rund 

19 Millionen Tonnen CO 2 

einsparen. Neben 

der Substitution von fossilen Energieträgern 

können zusätzlich unkontrollierte 

Methan-Emissionen vermieden werden, 

die bei der Lagerung von Biomasse entstehen 

und in die Atmosphäre entweichen. So 

ist es möglich, dass bei der Vergärung von 

Reststoffen Negativemissionen pro produzierter 

Kilowattstunde durch die Nutzung 

der Biogastechnologie angerechnet werden 

können (Gutschriften). 

Laut dem Umweltbundesamt gingen von 

1990 bis 2015 die Methan-Emissionen 

in Deutschland um 2,6 Millionen Tonnen 

(Mio. t) auf 2,2 Mio. t zurück. Besonders 

stark sanken die Emissionen im Bereich 

der Abfallablagerung. Die zur Deponierung 

vorgesehenen Abfallmengen gingen auch 

aufgrund der Nutzung der Biogastechnologie 

stark zurück. Könnte nicht Biogas vor 

diesem Hintergrund sehr viel zu den neuen 

ambitionierten Klimazielen beitragen? 

Sind die Klimagelder schon bereit? Was 

ist eigentlich Klimafinanzierung? Gibt es 

schon funktionierende Klima-Instrumente, 

die Erneuerbare Energien und insbesondere 

Biogas fördern und finanzieren? 

Klimafinanzierung bezieht sich im weitesten 

Sinne auf alle Finanzströme, die die 

Reduzierung von THG-Emissionen und die 

Anpassung an die negativen Auswirkungen 

des Klimawandels unterstützen. Im 

Kontext der Klimaverhandlungen wird der 

86


International 

Begriff internationale Klimafinanzierung 

in einem engeren Sinne verwendet. Der 

Begriff beschreibt also den Transfer von 

öffentlichen finanziellen Ressourcen und 

dadurch mobilisierten (privaten) Mitteln 

von Geberländern an Entwicklungs- und 

Schwellenländer zur Unterstützung von 

Anpassungs- und Minderungsmaßnahmen. 

Eine international akzeptierte Definition 

von Klimafinanzierung gibt es bisher nicht, 

weshalb deren Messung uneinheitlich ist. 

Grund dafür sind strittige Elemente einer 

solchen Definition aufgrund von Kontroversen 

in den internationalen Klimaverhandlungen. 

Zum Beispiel zur Frage, ob als Klimafinanzierung 

nur öffentliche oder auch 

private Finanzströme oder nur Finanzströme 

von Industrienationen an Schwellenoder 

Entwicklungsländer gelten sollten. 

Milliardenbeträge sollen 

transferiert werden 

Ein wichtiger Bestandteil der Klimafinanzierung 

sind finanzielle Beiträge von Industrieländern 

an Entwicklungs- und Schwellenländer. 

Die internationale Gemeinschaft 

hat sich auf der Klimakonferenz 2009 in 

Kopenhagen geeinigt, bis zum Jahr 2020 

jährlich 100 Milliarden (Mrd.) US-Dollar 

(USD) zu mobilisieren. So hat Deutschland 

beispielsweise 2015 zugesagt, die bilaterale 

Klimafinanzierung bis zum Jahr 2020 

auf 4 Mrd. Euro zu verdoppeln. 

Die globale Klimafinanzierungsarchitektur 

ist sehr komplex und verändert sich stetig. 

Die wichtigsten öffentlich finanzierten Elemente 

der globalen Klimafinanzierungsarchitektur 

umfassen: 

ffBilaterale Kanäle: Der Großteil der 

öffentlichen Klimafinanzierung wird 

durch bilaterale Kanäle bereitgestellt. 

So stellen Regierungen finanzielle Ressourcen 

aus ihren Haushalten bereit. 

Dies geschieht entweder in Form von 

Regierungszusagen oder von eigenen 

Klimafonds, wie der Internationalen Klimaschutzinitiative 

(IKI) in Deutschland 

oder des Internationalen Klimafonds 

im Vereinigten Königreich. Diese Mittel 

werden hauptsächlich von nationalen 

Durchführungsorganisationen der 

technischen Zusammenarbeit, wie der 

Deutschen Gesellschaft für Internationale 

Zusammenarbeit (GIZ) GmbH, 

oder der finanziellen Zusammenarbeit, 

wie der unterschiedlichen Sparten der 

KfW-Bankengruppe (beispielsweise 

KfW-Entwicklungsbank oder die Deutsche 

Entwicklungs- und Investitionsgesellschaft 

mbH – DEG), umgesetzt. 

ffMultilaterale Kanäle: Regierungen 

stellen Haushaltsmittel auch über UN- 

Organisationen – multilaterale Entwicklungsbanken 

(MDBs) und Fonds – zur 

Verfügung: 

ZZDer finanzielle Mechanismus der 

Klimarahmenkonvention umfasst 

die Globale Umweltfazilität [Global 

Environment Facility (GEF)] und die 

von ihr verwalteten Klimafonds Least 

Developed Countries Fund (LDCF) 

und Special Climate Change Fund 

(SCCF) sowie den GCF. 

ZZZur Verfügung gestellt werden auch 

andere Klimafonds wie der im Kyoto- 

Protokoll verankerte Anpassungsfonds 

(Adaptation Fund) sowie Fonds 

außerhalb der Klimarahmenkonvention, 

zum Beispiel die Climate Investment 

Funds (CIFs) der Weltbank. 

ZZMultilaterale Entwicklungsbanken 

stellen eine Vielzahl von Finanzierungs- 

und Beratungsinstrumenten 

bereit und fungieren manchmal auch 

als Umsetzungsorganisationen internationaler 

Klimafinanzierungsmittel. 

Sie können auch eigene Mittel (die 

sie am internationalen Kapitalmarkt 

aufnehmen) mit öffentlichen Klimafinanzierungsbeiträgen 

kombinieren 

(„blending“). 

ffRegionale und nationale Institutionen 

in Partnerländern: Einige Entwicklungs- 

und Schwellenländer haben 

eigene Klimafinanzierungsinstitutionen 

für den Zugriff auf und die Verwaltung 

von internationaler Klimafinanzierung 

etabliert. Beispiele sind der Amazon 

Fund in Brasilien, der Indonesia Climate 

Change Trust Fund (ICCTF), der 

National Environment Fund of Benin, 

der Rwanda Climate Change and Environment 

Fund (FONERWA), der South 

African Green Fund oder der CDM Fund 

in China. 

Die meisten dieser Fonds werden durch 

multilaterale oder nationale Institutionen 

verwaltet und die Förder- und Finanzierungsmittel 

können oftmals nicht direkt 

durch private Unternehmen beantragt 

werden. Internationale oder nationale 

Durchführungsorganisationen können hier 

Projektvorschläge einreichen, die dann in 

der Abwicklungsphase eventuell auch Förderungen 

oder Finanzierungen für private 

Unternehmen bereitstellen. Neue Initiativen, 

wie die zum Beispiel von Deutschland 

initiierte NDC-Partnerschaft, helfen aber 

dabei, einen Überblick über die verschiedenen 

Finanzierungs- und Unterstützungsangebote 

zu bekommen. 

Ein Beispiel für ein konkretes Projekt aus 

diesen vorgenannten Klimafonds ist das 

„Extended Biogas Program“ in Nepal, das 

durch den Climate Investment Fund finanziert 

und durch die Weltbank abgewickelt 

wird. In der Umsetzung kooperiert die Weltbank 

mit der staatlichen Agentur „Alternative 

Energy Promotion Centre“ (AEPC). Im 

Rahmen dieses Projektes werden sowohl 

private Unternehmen als auch Kommunen 

bei der Entwicklung und Umsetzung von 

Off-Grid-Biogasprojekten unterstützt. 

Aufwändig, passende Geldgeber 

zu finden 

Die Identifikation und Nutzung geeigneter 

internationaler Klimafinanzierungsquellen 

ist sowohl für viele Entwicklungsländer als 

auch für private Investoren aufgrund der 

Vielzahl und Heterogenität der Zugangsmodalitäten 

eine große Herausforderung. Zudem 

ist die Beantragung und Abwicklung 

von internationalen Klimafinanzierungsfonds 

mit einem nicht zu unterschätzenden 

Aufwand verbunden. 

Neben öffentlichen Mitteln aus den Staatshaushalten 

von Industrie- und Entwicklungsländern 

spielen auch private Investitionen 

in der Klimafinanzierung eine überaus 

wichtige Rolle. Es gibt eine Vielzahl an 

Akteuren im Privatsektor, die mit eigenen 

Mitteln in Klimaschutz- und Anpassungsmaßnahmen 

investieren oder dafür Kapital 

bereitstellen. Diese können in zwei Gruppen 

eingeteilt werden: Unternehmen der „Realwirtschaft“ 

(zum Beispiel nationale oder internationale 

Industrieunternehmen, kleine 

und mittlere Unternehmen, Projektentwickler) 

sowie Finanzierer (Banken, Leasinggesellschaften, 

Eigenkapitalfonds, Mikrofinanzierungsorganisationen, 

institutionelle 

Investoren, Stiftungen, Versicherer). 

Der Green Climate Fund (GCF) ist aktuell 

der neueste und größte multilaterale Klimafonds. 

Aktuell (Stand Juli 2017) ist der 

GCF mit Kapitalzusagen von 10,3 Mrd. 

USD ausgestattet, arbeitet mit 48 akkre- 

87

International 


ditierten Institutionen zusammen und hat 

bisher Förderzusagen für 43 Projekte gegeben 

(entspricht einem Fördervolumen 

von 2,2 Mrd. USD). Private Unternehmen 

können nicht direkt Mittel aus dem GCF 

beantragen, dies dürfen nur sogenannte 

„akkreditierte Institutionen“, die zuvor einen 

strengen Prüf- und Aufnahmeprozess 

durchlaufen mussten (http://www.greenclimate.fund/how-we-work/tools/entitydirectory). 

Biogas-Projektierer sollten die 

EBRD kontaktieren 

Es dürfen auch nur akkreditierte Institutionen 

Förderanträge (sogenannte „Funding 

Proposals“) an den GCF stellen. Beispielsweise 

wurde ein Projekt der Europäischen 

Bank für Wiederaufbau und Entwicklung 

(EBRD) zur Finanzierung von nachhaltigen 

Energieprojekten in ausgewählten Ländern 

in der MENA-Region, Süd-Osteuropa und 

Zentralasien durch den GCF genehmigt. 

Die EBRD erhält hierbei Klimafinanzierungsmittel 

direkt vom GCF, mischt diese 

mit eigenen Mitteln („blending“) und 

investiert dieses Kapital in Erneuerbare- 

Energien-Projekte, darunter auch Biogas. 

Interessierte Unternehmen, die aussichtsreiche 

Projektideen haben, können hier 

direkt mit der EBRD bzw. mit lokalen Partnerbanken 

der EBRD in den jeweiligen Ländern 

in Kontakt treten. 

Aus deutscher Sicht sind folgende internationale 

Klimafinanzierungsfazilitäten und 

-instrumente hervorzuheben: 

ffInternationale Klimaschutzinitiative 

(IKI): Die Internationale Klimaschutzinitiative 

des Bundesministeriums 

für Umwelt, Naturschutz, Bau und 

Reaktorsicherheit (BMUB) finanziert 

seit 2008 gezielt Klima- und Biodiversitätsprojekte 

in Entwicklungs- und 

Schwellenländern und ist ein wichtiger 

Bestandteil der deutschen Klimafinanzierung. 

ffNAMA Facility: Hier werden Fördermittel 

für national angemessene 

Minderungsmaßnahmen (NAMAs) 

zur Verfügung gestellt. Neben dem 

BMUB wird diese Fazilität auch durch 

Großbritannien, Dänemark und die EU- 

Kommission finanziell unterstützt. 

ffKlimapartnerschaften mit der Wirtschaft 

(DEG): Mit diesem Programm 

fördert die DEG den Technologie- und 

Know-how-Transfer, um den Aufbau 

einer klimaschonenden Wirtschaft zu 

unterstützen. 

ffdeveloPPP.de: Mit develoPPP.de fördert 

das Bundesministerium für wirtschaftliche 

Zusammenarbeit und Entwicklung 

(BMZ) entwicklungspolitisch sinnvolle 

Projekte von privaten Unternehmen in 

Entwicklungs- und Schwellenländern. 

ffDas Instrument „upscaling“ der DEG 

hat bis dato nur Projekte bis 500.000 

Euro finanziert. Nun wurde dies bis auf 

2,5 Millionen EUR ausgeweitet. Eine 

tolle Möglichkeit für Biogasprojekte in 

Entwicklungs- und Schwellenländer. 

CDM-Markt zurzeit uninteressant 

Der direkte Zugang des Privatsektors zu 

internationaler Klimafinanzierung, beispielsweise 

für Projektentwickler aus der 

Biogasbranche, gestaltet sich bis dato 

schwierig. Dies war noch vor einigen Jahren 

anders, als privaten Projektentwicklern 

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International 

der CDM-Marktmechanismus unter dem 

Kyoto-Protokoll als Finanzierungsquelle 

zur Verfügung stand. Durch den starken 

Preisverfall der Emissionszertifikate bietet 

der CDM-Markt aktuell keinen geeigneten 

finanziellen Anreiz für Projektentwickler. 

Derzeit sind etwa 8 Prozent aller registrierten 

CDM-Projekte der Kategorie „Methane 

avoidance“ zuzuordnen. Wie bereits ausgeführt 

arbeiten die meisten Klimafinanzierungsfazilitäten 

mit internationalen oder 

nationalen Durchführungsorganisationen, 

beispielsweise multilateralen oder bilateralen 

Entwicklungsbanken, zusammen. Entwicklungsbanken 

stellen aber oftmals nur 

großvolumigen Investitionsprojekten eine 

direkte Kreditfinanzierung zur Verfügung. 

Kleinere Investitionsprojekte können aber 

eventuell durch lokale Partnerbanken, die 

durch Entwicklungsbanken über Kreditlinien 

refinanziert werden, unterstützt werden. 

Neben Kreditprogrammen könnte für Biogasunternehmen 

auch der Zugang zu Risikokapital 

(zum Beispiel Eigenkapital oder 

nachrangige Darlehen) interessant sein. 

Ein Beispiel ist der Fonds „Asia Climate 

Partners“ (ACP), an dem auch die ADB 

beteiligt ist. Dieser Private-Equity-Fonds 

stellt Risikokapital für Erneuerbare Energie, 

Ressourceneffizienz und Umwelttechnologien 

in Asien zur Verfügung. Bislang 

wurde dieser Fonds zwar nicht durch Klimagelder 

finanziert, kürzlich hat die ADB 

aber eine Aufstockung des Fonds für Mezzaninfinanzierung 

bei den Climate Investment 

Funds beantragt. 

„GEEREF Next“-Globalfonds als 

Finanzierungsquelle ausloten 

Ein anderes Beispiel ist der von der Europäischen 

Entwicklungsbank (EIB) aufgelegte 

Fonds „GEEREF Next“, der auch vom 

Green Climate Fund (GCF) finanziert wird. 

Es handelt sich hier um einen Globalfonds 

(„fund of funds“), der in Entwicklungsländern 

in private Eigenkapitalfonds mit dem 

Fokus Erneuerbare Energie und Energieeffizienz 

investiert. 

Spannend für Entwickler von Erneuerbaren 

Energien und insbesondere Biogasprojekten 

in Entwicklungs- und Schwellenländern 

sind auch Projektvorbereitungsprogramme 

wie beispielsweise das Private Finance 

Advisory Network (PFAN) und das Finance 

Catalyst Programm (Teil des Africa-EU Renewable 

Energy Cooperation Programme 

RECP). 

PFAN unterstützt beispielsweise vielversprechende 

Projekte in einem frühen 

Stadium und bietet Mentoring für die Entwicklung 

von Business-Plänen, um so die 

Chancen auf eine erfolgreiche Finanzierung 

und Umsetzung zu erhöhen. Es wurden 

bereits über 296 Energieprojekte aus 

den Bereichen Biogas, Biomasse, Wind, 

Solar, Transport, Energieeffizienz und Wasserkraft 

in die Pipeline aufgenommen. 86 

davon bekamen bereits eine Finanzierungszusage. 

Ähnlich der Finance Catalyst, der 

durch Beratung Projektentwickler dabei 

unterstützt, Projektansätze „bankable“ zu 

machen und den Zugang zu kommerziellen 

Finanzierungsquellen zu erleichtern. 

Fazit: Die Bedeutung der internationalen 

Klimafinanzierung für die Umsetzung 

von Erneuerbare-Energien-Projekten wird 

noch weiter zunehmen. Die internationale 

Klimafinanzierungsarchitektur ist jedoch 

aktuell komplex und unübersichtlich. Die 

wichtigste Empfehlung an Biogasunternehmen 

ist, sich laufend über relevante neue 

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International 


Projekte und Programme zu informieren 

und frühzeitig mit den Durchführungsorganisationen 

Kontakt aufzunehmen. Eine 

besondere Bedeutung haben multilaterale, 

bilaterale oder regionale Entwicklungsbanken 

und Eigenkapitalfonds, da diese auch 

ohne internationale Klimafinanzierung immer 

an gut vorbereiteten Projekten Interesse 

haben. 

Da das Investitionsvolumen vieler Erneuerbarer-Energien-Projekte 

(vor allem PV 

und Biogas) oftmals zu gering für eine direkte 

Projekt- oder Unternehmenskreditfinanzierung 

von Entwicklungsbanken ist, 

spielen Kreditlinien von lokalen Kommerzbanken 

eine wichtige Rolle. Eine professionelle 

Ansprache solcher internationaler 

Finanzierungsinstitutionen und Fonds 

will gut geplant und vorbereitet sein. Ein 

überzeugender Geschäftsplan, ein verlässlicher 

lokaler Partner und bei Bedarf 

die Unterstützung externer Berater sind 

dafür wichtige Voraussetzungen. Die Dynamik 

in der Klimafinanzierung ist gerade 

ziemlich hoch, deshalb sollte die deutsche 

Biogasbranche hier kontinuierlich am Ball 

bleiben. 

Weiterführende Links: 

EU Global Climate Change Alliance (GCCA): https://www.gcca.eu/ 

NAMA Facility: http://www.nama-facility.org/ 

Global Environment Facility (GEF): https://www.thegef.org/ 

Green Climate Fund (GCF): https://www.greenclimate.fund/home 

Internationale Klimaschutzinitiative: https://www.international-climate-initiative.com/ 

Klimapartnerschaften mit der Wirtschaft (BMUB): https://www.deginvest.de/Internationale-Finanzierung/DEG/Unsere-Lösungen/Klimapartnerschaften/index.html 

Private Finance Advisory Network (PFAN): https://cti-pfan.net/ 

The Finance Catalyst: https://www.africa-eu-renewables.org/finance-catalyst/ 

Upscaling der DEG: 

https://www.deginvest.de/Internationale-Finanzierung/DEG/Unsere-Lösungen/Up-Scaling/ 

NDC Funding and Initiatives Navigator: https://www.ndcpartnership.org/initiatives-navigator 

Autoren 

Alexander Linke 

Berater für Klimafinanzierung im 

Kompetenzzentrum für Klima und Umweltpolitik 

Deutsche Gesellschaft für 

Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH 

Tel. 0 61 96/79 11 94 

E-Mail: alexander.linke@giz.de 

Clemens Findeisen 

Berater Entwicklungszusammenarbeit 

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Tel. 0 8161/98 46 811 

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Aus der 

Verbandsarbeit 

Bericht aus der Geschäftsstelle 

Heißer Herbst steht bevor! 

Dem Land, dem Verband und der Biogasbranche steht ein 

ereignisreicher Herbst bevor. Neben der omnipräsenten Bundestagswahl 

finden im September die ersten Ausschreibungen für 

Biomasse statt. Zudem wurden neue Regelwerke veröffentlicht, 

zu denen Stellungnahmen zu verfassen sind. 


Der September wird spannend! 

Die Biogasbranche 

wartet gespannt auf das 

Ergebnis der ersten Ausschreibung 

für Biomasse. 

Wie viele Biogasanlagen beteiligen 

sich? Welche Größe haben die Anlagen? 

Wie viele Anlagen sind Neu- beziehungsweise 

Bestandsanlagen? Noch 

ist vieles unklar. Dennoch bereitet sich 

das Hauptstadtbüro bereits auf alle 

möglichen Szenarien vor und erarbeitet 

die daraus resultierenden Forderungen 

an die Politik. 

Die befindet sich zum Ausschreibungstermin 

noch mitten im Wahlkampf. Auch 

das Hauptstadtbüro befindet sich seit 

Wochen im Wahlkampfmodus. Innerhalb 

der Kampagne des BEE (Bundesverband 

Erneuerbare Energie) sind die 

Mitarbeiter stark eingebunden. Insbesondere 

die Planung und Durchführung 

der Sommertour mit Diskussionsterminen 

in den Wahlkreisen wichtiger Politiker 

war sehr zeitaufwändig. Gleichzeitig 

wurden Vorschläge für die Wahlprogramme 

der Parteien und die Koalitionsverhandlungen 

entwickelt und verbreitet. 

Darüber hinaus wurde eine gemeinsame 

Erklärung mit der Gaswirtschaft zur Rolle 

von grünem Gas in der Energiewende 

abgestimmt und veröffentlicht. 

Ländergespräche zur Umsetzung 

der Düngeverordnung 

Trotz des endgültigen Inkrafttretens 

der Düngeverordnung am 2. Juni 2017 

bestehen weiterhin viele Unklarheiten, 

wie diese konkret vollzogen werden soll. 

Eine von vielen Fragen ist, ob gewerbliche 

Biogasanlagen zukünftig pauschal 

neun Monate Lagerkapazität vorhalten 

müssen oder ob ausreichend vertragliche 

gesicherte Fläche den Betreiber 

davon befreit. Ebenfalls unklar ist die 

Umsetzung der Düngebedarfsermittlung, 

wenn in einem Jahr mehrere 

Kulturen aufeinanderfolgen. Um diese 

und weitere Fragen mit den einzelnen 

Ländern zu klären, wurden nach dem 

Austausch mit dem bayerischen Landwirtschaftsministerium 

inzwischen 

auch Gespräche mit den zuständigen 

Ministerien in Thüringen, Rheinland- 

Pfalz und Nordrhein-Westfalen geführt. 

Zudem wurde ein auf Grundlage der 

Gespräche und Rückmeldungen aus 

den zahlreichen Vorträgen in den Regionalgruppen 

erarbeiteter Fragenkatalog 

mit entsprechenden Forderungen 

des Fachverbandes an alle Landwirtschaftsminister 

der Länder versandt. 

Insbesondere wird damit auf die steigende 

Bürokratie durch Doppelregelungen 

und Benachteiligungen von 

92

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

gewerblichen Biogasanlagen durch die 

geplante Stoffstrombilanz hingewiesen. 

Die Stoffstrombilanzverordnung soll am 

22. September und damit noch vor der 

Bundestagswahl im Bundesrat verabschiedet 

werden, damit die Stoffstrombilanz 

pünktlich zum 1. Januar 2018 eingeführt 

werden kann. Die Ländergespräche sollen 

dazu beitragen, noch die eine oder andere 

Veränderung zu erreichen. 

Gelbdruck zur TRwS 391-1 im 

August veröffentlicht 

Am 1. August ist der Gelbdruck (= Entwurf) 

der „Technische Regel wassergefährdender 

Stoffe (TRwS) – Biogasanlagen, ‒ Teil 

1: Errichtung und Betrieb mit Gärsubstraten 

landwirtschaftlicher Herkunft“ bei der 

DWA erschienen. Diese technische Regel 

beinhaltet Anwendungshinweise zur 

Umsetzung der Anlagenverordnung zum 

Umgang mit wassergefährdenden Stoffen 

(AwSV), die seit dem 1. August gültig ist. 

Damit ist das öffentliche Beteiligungsverfahren 

eingeleitet. Das heißt: Bis zum 31. 

Oktober 2017 besteht die Gelegenheit, zu 

dem Entwurf Stellung zu nehmen. Natürlich 

wird auch der Fachverband Biogas eine 

Stellungnahme erarbeiten. Im September 

erfolgt dabei eine umfangreiche Beratung 

innerhalb der zuständigen Gremien innerhalb 

des Verbandes. 

Der genannte Gelbdruck bezieht sich nur 

auf den Bau von Neuanlagen und verweist 

in vielen Bereichen auf die noch 

nicht final veröffentlichte technische Regel 

für den Bau von JGS (Jauche, Gülle, 

Silagesickersaft)-Anlagen. Insbesondere 

der Bestand muss sich noch gedulden, da 

hierfür ein eigenständiges Regelwerk vorgesehen 

ist, dessen Gelbdruck noch nicht 

veröffentlicht wurde. 

Entwurf der TRAS 120 

„Biogasanlagen“ veröffentlicht 

Ebenfalls im August hat die Kommission 

für Anlagensicherheit den Vorentwurf 

der Technischen Regel Anlagensicherheit 

(TRAS) 120 „Biogasanlagen“ veröffentlicht. 

Bei dem sehr umfangreichen Regelwerk 

(über 70 Seiten) handelt es sich um 

eine Erkenntnisquelle, die den Stand der 

Technik im Bereich der Anlagensicherheit 

(Qualifikation der Branche, Gasspeicher, 

Brandschutz, Betriebsorganisation und 

-dokumentation etc.) beschreibt. 

Sie ist somit mindestens für BImSchG- 

Anlagen und Anlagen im Regelungsbereich 

der Störfallverordnung von besonderem Interesse. 

Es ist davon auszugehen, dass sich 

die zuständigen Landesbehörden größtenteils 

bei Neu- und Änderungsgenehmigungen 

auf dieses Regelwerk beziehen werden. 

Bis zum 30. September 2017 besteht hier 

die Möglichkeit, Änderungsvorschläge zu 

dem Vorentwurf einzureichen. Nach Ablauf 

der Frist wird die Kommission für Anlagensicherheit 

die Änderungsvorschläge 

bewerten. Der Fachverband Biogas wird 

sich selbstverständlich auch an diesem 

Verfahren beteiligen und unter Beteiligung 

seiner Fachgremien eine Stellungnahme 

erarbeiten. 

5. Abfallvergärungstag des 

Fachverbandes 

Auf dem 5. Abfallvergärungstag, der am 

13. und 14. September in Papenburg 

stattfindet, werden alle genannten Themen 

aus dem „heißen Herbst“ aufgegriffen. Der 

Fokus liegt dabei auf den Chancen und Risiken 

für Abfallvergärungsanlagen vor dem 

Hintergrund des EEG 2017, den Anforderungen 

aus der AwSV und der TA Luft sowie 

den düngerechtlichen Anforderungen an 

die Ausbringung von Komposten und Gärprodukten. 

Am zweiten Tag bieten wir Ihnen 

die Besichtigung der Biogasanlage mit 

Biomethanaufbereitung und der Power-to- 

Gas-Anlage von Audi in Werlte. 

Erfolg beim Eichrecht 

Am 7. Juli hat der Bundesrat eine wichtige 

Änderung der Mess- und Eichverordnung 

(MessEV) beschlossen, die die Tarawiegung 

bei der Ernte betrifft. Der Fachverband 

Biogas hat durch zahlreiche Briefe und Gespräche 

mit den zuständigen Ministerien 

und Länderregierungen die Änderung mit 

erwirkt. 

Die Änderung wurde nun am 15. August im 

Bundesgesetzblatt veröffentlicht und gilt 

seit dem 16. August. In der Biogasbranche 

ist es üblich, bei der Fahrzeugverwiegung 

im Rahmen von Biomassetransporten ermittelte 

Festtaragewichtswerte auch bei 

mehrmaligem Ent- und Beladen zu verwenden. 

Hierbei wird zum Beispiel zu Beginn 

und Ende eines Erntetages das Leergewicht 

vom Zugfahrzeug inklusive Anhänger ermittelt 

und dieses während des gesamten 

Tages vom Gewicht im beladenen Zustand 

abgezogen, um so die Masse der Ladung zu 

bestimmen. 

Dieser Aspekt war bei der Novellierung der 

MessEV im Jahr 2014 negativ bewertet 

worden. Demnach durften seit dem 1. Januar 

2015 gespeicherte Taragewichte zur 

Bestimmung von Nettogewichtswerten nur 

herangezogen werden, wenn sie unmittelbar 

vor oder nach der Wägung im beladenen 

Zustand ermittelt wurden. Je nach Bundesland 

gab es Übergangsfristen, die aber 

spätestens 2017 ausgelaufen wären. Dies 

hätte in der Praxis zur Folge gehabt, dass 

auch während der Ernte das Leergewicht 

des Gespanns nach jedem Entladen hätte 

bestimmt werden müssen. 

Autor 


Geschäftsführer 


Angerbrunnenstr. 12 ∙ 85356 Freising 

Tel. 0 81 61/98 46 60 


93

Verband 


Regionalgruppe Weser-Ems 

Fachtagung des Netzwerks 

Bürgerenergie 

Von links: Henrik 

Borgmeyer, Matthias 

Schütte, Jens Geveke, 

Horst Seide und 

Ralf Otten. 

Im Auftrag des niedersächsischen Umweltministeriums 

hat das Innovationszentrum Niedersachsen 

das Netzwerk Bürgerenergiegesellschaften gegründet. 

Ziel ist, die Aktivitäten in der Energiewende 

zu bündeln und Möglichkeiten der Vernetzung zu 

generieren. Partner des Netzwerks sind die niedersächsischen 

Organisationen der Erneuerbaren Energien, 

neben dem Fachverband Biogas der Bundesverband 

Windenergie und der BSW sowie die Genossenschaftsverbände. 

In einer ersten Veranstaltung in Verden unter dem 

Motto „Bürgerenergie eine Chance für die Zukunft“, 

tauschten sich rund 120 Aktive aus. Auftakt war ein 

Vortrag des niedersächsischen Umweltministers Stefan 

Wenzel, wo er unter anderem die Bedeutung der Erneuerbaren 

Energien für die Wertschöpfung hervorhob. 

Vor dem Hintergrund war es besonders interessant, das 

Grußwort des Landesvorsitzenden des Verbandes kommunaler 

Unternehmen Frank Wiegelmann zu hören, 

der sich für mehr Kooperation zwischen Erneuerbaren 

und kommunalen Unternehmen aussprach. Gerade bei 

regionalen Versorgungsprojekten könnten hier Synergien 

gehoben werden. 

Im Vortrag des Fachverbandes Biogas wurde die Thematik 

Sektorkopplung und die Möglichkeit der Unterstützung 

der Infrastruktur im Bereich der E-Mobilität 

angesprochen. Großes Hemmnis des technisch einfach 


umzusetzenden Angebots ist die EEG-Umlage auf Eigenstromverbrauch. 

Minister Wenzel versicherte, dass 

er an der Seite der Erneuerbaren sei, um diese abzuschaffen. 

Nicht so viel Einigkeit gab es mit dem Vertreter des 

Bundeswirtschaftsministeriums, Dr. Volker Hoppenbrock. 

Die Umstellung der Förderung auf Ausschreibungen 

wurde von den vielen ehren- und nebenamtlich 

Aktiven in regionalen Initiativen kritisiert, und man 

sah insbesondere die Akteursvielfalt in Gefahr. Hoppenbrock 

verwies auf die Ausschreibungen im Windbereich, 

die diese Ansicht nicht bestätigen würden. Zum 

Thema Biomasse im Strommarkt äußerte er sich ganz 

eindeutig. Eine kleine Menge zu einem relativ hohen 

Preis würde das BMWi unterstützen, aber die Bedeutung 

der Speichermöglichkeit wäre nicht groß genug, 

um die Menge im Strommix zu erhöhen. Hier hat der 

Fachverband schon etwas erreicht, aber es steht harte 

Arbeit für das nächste EEG bevor. 

Nach dieser Auftaktveranstaltung ist geplant, das Netzwerk 

Bürgerenergie in die Verantwortung der Erneuerbaren 

zu übergeben. Eine grundsätzlich gute Idee, die 

aber auch mit finanziellen Mitteln untermauert werden 

muss. 

Wahlen in der Regionalgruppe Weser-Ems 

Die fünf Regionalgruppen im Gebiet des Regionalbüros 

Nord haben sich für die nächsten vier Jahre aufgestellt. 

Mit der Regionalgruppe Weser-Ems fand auch die letzte 

Wahl statt. Ralf Otten wurde als Regionalgruppensprecher 

genauso bestätigt wie sein Stellvertreter Henrik 

Borgmeyer. Betreibersprecher bleibt Matthias Schütte 

und neu als stellvertretender Betreibersprecher wurde 

Jens Geveke gewählt. 

Geleitet wurde die Wahl von Fachverbandspräsident 

Horst Seide, der im Vorfeld der Regularien über die aktuellen 

politischen Gespräche berichtete. In dem interessanten 

Austausch wurde die Situation der Anlagen in 

Weser-Ems diskutiert und auch die Asuwirkungen der 

neuen Gülleverordnung angesprochen. Die Akteure vereinbarten, 

hierzu eine Veranstaltung durchzuführen. 

Autorin 

Dipl.-Ing. agr. Silke Weyberg 

Regionalreferentin Nord 


Ostring 6 · 31249 Hohenhameln 

Tel. 0 51 28/33 35 510 

E-Mail: silke.weyberg@biogas.org 

94


Verband 

Regionalgruppe Schleswig-Holstein 

Treffen mit Landtagsabgeordneten 

und Bundestagskandidaten 

In den Landkreisen Schleswig-Flensburg 

und Nordfriesland müssen Politiker 

nicht von der wirtschaftlichen 

Bedeutung Erneuerbarer Energien für 

die Region überzeugt werden. Da sind 

sich die Politiker parteiübergreifend der 

Bedeutung bewusst. Wo es klemmt und 

wie Abhilfe geschaffen werden kann bei der 

Weiterentwicklung des Sektors, stand im 

Mittelpunkt der Gespräche auf der Biogasanlage 

Linnau. 

Die Kandidaten für den Bundestag Astrid 

Damerow, Petra Nicolaisen (CDU) und Clemens 

Teschendorf (SPD) sowie Claus Jens 

MdL (CDU) und Carsten Peter Brodersen 

(FDP) erfuhren von Peter Jepsen einiges 

über die Entwicklung seiner Biogasanlage. 

Neben der Stromversorgung verfügt 

die Anlage über ein Wärmenetz. Ein großer 

Warmwasserspeicher sichert die ständige 

Versorgung der angeschlossenen Gebäude. 

Ein großes Problem ist die Umsetzung 

der Sektorenkopplung, wurde in den Gesprächen 

deutlich. Die Umwandlung des 

Redispatch-Stroms in Wärme ist technisch 

unproblematisch möglich, aber rechtlich 

nicht. Damit werden Potenziale, die einfach 

gehoben werden könnten, nicht genutzt. 

Netzentgelte und insbesondere 

die EEG-Umlage auf Eigenstrom 

müssen überdacht werden, war 

eine Forderung an die Politik. 

Die letzten EEG-Novellierungen 

haben zudem dazu geführt, dass 

eine starke Verunsicherung bei 

den Biogasanlagenbetreibern 

besteht. Das Gesetz ist mittlerweile 

so kompliziert geworden, 

das klare rechtliche Aussagen, 

auf deren Grundlage kalkuliert 

werden kann, nicht mehr möglich 

sind. Es stellt sich vor der 

nächsten Novellierung des Gesetzes 

die Frage, ob der bestehende Rechtsrahmen 

tatsächlich klare und verlässliche 

Rahmenbedingungen schaffen kann, auf 

deren Grundlage die Energiewende zielorientiert 

weiter geführt werden kann. Es wurden 

durchaus Stimmen laut, die sich ein Leben 

nach dem EEG vorstellen können, aber 

wichtig ist, dass die Subventionierung der 

konventionellen Kraftwerke aufhören muss. 

Die Kandidaten nahmen die Anregungen 

und Probleme sehr offen auf. Das schwierigste 

bei der Umsetzung ist weniger eine 

norddeutsche Einigung, als die Suche nach 


Politikerbesuch auf der Biogasanlage Linnau. 

Bündnispartnern für die richtigen Rahmenbedingungen 

der Energiewende aus dem 

Rest Deutschlands. Es wurde vereinbart die 

Gespräche nach den Bundestagswahlen in 

Berlin oder vor Ort weiter zu vertiefen. 

Autorin 





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Verband 


Regionalgruppe Niederbayern 

Walter Danner geehrt 

Walter Danner (Mitte) 

erhielt die Silberne 

Ehrennadel des Fachverbandes 

Biogas e.V. 

Der 36. Niederbayerische Biogaspraxistag 

am 4. Juli endete diesmal nicht mit einem 

Fachvortrag. Es galt vielmehr einen großen 

Geist, Förderer und Ideengeber zu ehren. 

Robert Wagner hob in seiner Funktion als 

stellvertretender Regionalgruppensprecher in einem 

Rückblick die besonderen Verdienste des ehemaligen 

Regionalgruppensprechers Walter Danner für die Biogasbranche 

hervor. 

Im Namen des Fachverbandes Biogas e.V. verlieh Regionalreferent 

Markus Bäuml an Walter Danner die 

silberne Ehrennadel. Der 

Verband zeichnet damit 

Danners Engagement für 

die Biogasbranche, aber 

vor allem für die Regionalgruppe 

Niederbayern in 

besonderer Weise aus. Mit 

der Überreichung der Ehrennadel 

bedankt sich der 

Verband für Danners unermüdliches 

Einstehen und 

seinen Einsatz über all die 

Jahre von 2003 bis 2016. 

Schließlich sagt die Regionalgruppe 

ihm damit für 

seine positive Kritik, für 

seinen Ideenreichtum und 

seine Zukunftsvisionen. 

Walter Danner verstand 

es gemeinsam mit seinen 


Mitstreitern nicht nur wichtige fachliche Themen zu 

vermitteln, sondern auch den Betreibern die Vorteile 

einer Teilhabe und Mitgliedschaft im Fachverband 

Biogas e.V. aufzuzeigen, und sie regelmäßig zu den 

Veranstaltungen zusammenzurufen. In seiner Zeit 

wuchs die Regionalgruppe von 41 auf über 250 Mitglieder 

an und erreichte mit rund 75 Prozent einen 

beachtlichen Organisationsgrad unter den BGA-Betreibern 

in der Region. 

Der Fachverband Biogas e.V. – und die Regionalgruppe 

Niederbayern im Besonderen – wünschen ihm auf 

seinem weiteren Weg alles erdenklich Gute! Walter 

Danner versicherte in seinem Schlusswort, dass er 

auch weiterhin der Branche treu bleibe, außerdem 

arbeite er bereits an der nächsten visionären Idee für 

eine positiven Fortentwicklung der Branche. 

Autor 

Dipl.-Ing. agr. Markus Bäuml 

Regionalreferent Süd-Ost 


Im Fuhrtal 23 · 93133 Burglengenfeld 

Tel. 0 94 71/601 95 50 

E-Mail: markus.baeuml@biogas.org 

Feldrandüberlader • Betriebsbereite Mais-Maus • Fahrsilo-Beschicker 

Basisfahrzeug: ROPA Lademaus L8.200, bisher in der Rekultivierung im Einsatz, 

Grundmaschine leicht modifiziert, Annahme wurde ersetzt durch großen Überladebunker, 

Zum Überladen von Mais ab Feldrand mit sehr hoher Durchsatzleistung, 

auch für moderne Großhäcksler in Parallelbetrieb geeignet, „Fördern statt Schieben“ 

– auch zur Fahrsilobeschickung von der Seite geeignet, Überladeweite bis 

12 m, sämtliche Bänder wie neu, sehr wenige Betriebsstunden. 

Preis: 30.000 € 

Kontakt: Hr. Schmidmeier, Telefon 0151/18066677 

96


Verband 

Regionalgruppe Südwürttemberg 

Offen angehen: TA Luft und StörfallV 

Gut 20 Biogasanlagenbetreiber 

und Multiplikatoren waren 

der Einladung von Franz- 

Josef Schenk nach Laupheim 

gefolgt, um sich zu den Auflagen 

aus Störfall-Verordnung und Technischer 

Anleitung (TA) Luft zu informieren. 

Zu den Formaldehydgrenzwerten (FA) siehe 

Betreiberfaxe B_2016-10 und Biogas 

Journal, 1_2016. Ergänzend berichtete 

Manuel Maciejczyk, Geschäftsführer des 

Fachverbandes Biogas e.V. vom Nachweis 

über jährlich wiederkehrende Einzelmessungen. 

Der Emissionsminderungsbonus wird aktuell 

diskutiert (Höhe, Übergangsfristen, 

Überwachung), wobei die Behörden die 

BGA-Betreiber sehr skeptisch beobachten. 

Grund hierfür ist die „weite Auslegung der 

Messung“. Unangekündigte Überprüfungen 

per Messwagen sind vorgesehen. Aus 

der TA Luft wird NOx das nächste, wichtigere 

Thema sein, da hier Deutschland 

seine Ziele im Rahmen der EU-Richtlinien 

nicht erfüllt. Zur StörfallV und der damit 

verbundenen Pflicht zur andauernden 

Information der Öffentlichkeit bietet der 

Fachverband seinen korrekt eingestuften 

Mitgliedern den hierzu erforderlichen Service 

kostenlos an: auf einer neuen Website 

www.biogas-störfallverordnung.de 

Von der Schnellmotoren AG erläuterte 

Christian Wollin zur TA Luft zunächst innermotorische 

Veränderungen (Zylinderkopf, 

Kolben, Brennraum und Vorkammer) 

ohne SCR-Kat zu prüfen. Für den Gas- 

Otto-Motor kann der CO-Wert eingehalten 

werden, eine NOx-Absenkung durch Einstellung 

ist möglich, aber mit reduziertem 

Wirkungsgrad (oder Harnstoff) und erhöhtem 

Verbrauch verbunden, FA ist durch 

Oxikats hoher Qualität sicherzustellen und 

CHx muss innermotorisch gelingen. Vom 

Kat-Hersteller Air-Sonic berichtete Stefan 

Fröhlich über die seit 1993 gemachten Erfahrungen 

aus einem der federführenden 

Unternehmen für Abgasreinigungssysteme 

der Branche. Der Oxi-Kat besteht aus KS- 

Folie, Keramik und Platin. Ihn gibt es in 

verschiedenen Bauformen. Ein rascher Ersatz 

sei möglich. Temperaturbedingt müsse 

der Kat vor dem Abgaswärmetauscher 

angeordnet werden. Probleme bereiteten 

Ölschläge, nicht dagegen die Flexibilisierung. 

Die Alterung hänge ab von Temperatur, 

Vergiftung (zum Beispiel Schwefel, 

Phosphor, Silizium) und mechanischen 

Beeinträchtigungen. 

Autor 

Dipl.-Ing. RU Otto Körner 

Regionalreferent Süd 

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Verband 



Biogas-Bus, Biogas-Pkw 

und Biogas-Traktor – 

Fahrzeuge die während 

des CNG-Fahrer-Tages 

auf dem Hof der Familie 

Vees große Anlaufpunkte 

waren. 

Regionalgruppe Nordwürttemberg/Nordbaden 

Statt Dieselgate: Biomethan-CNG 

Im Rahmen eines Tages der offenen Tür/Gläsernen 

Produktion stellten Juliane und Winfried Vees ihren 

Energiehof Weitenau der geladenen Bevölkerung 

und Prominenz in beeindruckender Art und Weise 

vor. Die hier eingesetzte Vielfalt der Möglichkeiten 

mit der Biogastechnologie überzeugte die zahlreichen 

Besucher. Mit Biogas sind Beiträge zur Energiewende 

möglich in „Vor-Ort-Verstromung“, „Wärmenutzung“ 

und „Mobilität (Biomethan-Tankstelle)“. Den eindeutigen 

Schwerpunkt der Veranstaltung bildete dabei der 

CNG-Fahrertag mit der Biomethan-Tankstelle. 

Als besondere Gäste konnte Familie Vees die beiden 

parlamentarischer Staatssekretäre Hans-Joachim 

Fuchtel (Bundesministerium für wirtschaftliche Zusammenarbeit) 

und Norbert Barthle (Bundesverkehrsministerium, 

beide CDU), Bürgermeister Armin Jöchle, 

Vorstand Birgit Maria Wöber vom CNG-Club e.V., und 

Hauptgeschäftsführer Dr. Claudius da Costa Gomez vom 

Fachverband Biogas e.V. begrüßen. Als Befürworter der 

Erdgas-Mobilität (CNG) hob Norbert Barthle die von 

der Bundesregierung verlängerte Steuerbefreiung für 

Erdgas betriebene Fahrzeuge bis 2024 (auslaufend bis 

2026?) als wichtige unterstützende Maßnahme hervor. 

Claudius da Costa Gomez sieht in der Mobilität mit Biogas/Biomethan 

die vordringliche Arbeit des Verbandes 

im Rahmen der Mobilitäts-Energiewende und forderte 

Politik und Industrie zum Handeln auf. Erdgasmobilität 

mit CNG ist unerlässlich als kurz- und mittelfristige 

Brückentechnologie zur Pkw-Mobilität über längere 

Distanzen und ihre „verflüssigte Schwester“ LNG bei 

Lkw, Schifffahrt und Flugverkehr auch dauerhaft für 

diese über Elektromobilität nicht abdeckbaren Mobilitätsarten. 

Die Kosten liegen hier bereits nahe an, und bei Einbeziehung 

externer (zum Beispiel CO 2 

) Kosten sogar unter 

den fossilen Kraftstoffen. Verschiedene Aussteller 

präsentierten um den BiogasBus des Fachverbandes 

Biogas herum Fahrzeuge der Erdgas-Mobilität, so auch 

die Firma New Holland mit einem erdgasbetriebenen 

Traktor. Hier deutet sich ein Wiederaufleben der Autarkie 

landwirtschaftlicher Mobilität über den Umweg 

Biomethan an: früher war es der Zugochse, das Pferd, 

die für Zugleistungen gefüttert wurden, heute eben der 

Schlepper. 

Autor 




Tel. 07 71/18 59 98 44 


98


Regionalgruppe Schwarzwald 

Verband 

Mischen – Fördern – 

Zerkleinern 

VHS erstmals Partner 

für Öffentlichkeitsarbeit 

Eine gelungene Premiere für die 

Vorstellung der flexibilsierten 

Biogasanlage (BGA) auf dem 

Palmhof von Philipp Ewald. 

Rund 30 interessierte Bürger 

von der Baar nahmen das Angebot dieser 

BGA-Führung an. Als Partner hatte Regionalgruppensprecher 

Otto Körner die 

Volkshochschule Baar gewinnen können, 

mit deren Hilfe eine hervorragende Multiplikation 

und Werbung in der Bevölkerung 

erreichbar ist. 

Die Einladung bezog sich auf das herausfordernd 

formulierte Thema „Unsere 

Energiewende gelingt (nur) mit Biogas!“. 

Denn Philipp Ewald hat seine Biogasanlage 

in der elektrischen Leistung fünffach 

überbaut, und das wollte die Regionalgruppe 

der Bevölkerung zeigen und 

erklären. Vorher griff jedoch Otto Körner 

zwei in der örtlichen Presse der letzten 

14 Tage hochgespielte Themen auf. Zum 

einen die steigende Trinkwasserbelastung 

mit Nitrat in einem Wasserschutzgebiet 

(WSG), in dem auch Philipp Ewald einer 

der Bewirtschafter ist. 

Und zweitens das bei manchen Zeitgenossen 

tief sitzende Thema Mais. Zur Nitratbelastung 

in diesem sogenannten Problemgebiet 

ist der Nitratgehalt seit 2001 

von 20 auf heute 30,5 Milligramm pro 

Liter (mg/l) angestiegen – vom EU-Grenzwert 

50 mg/l also noch deutlich entfernt. 

Die Vorinformationen aus dem Wasserund 

dem Landwirtschaftsamt ergaben, 

dass deshalb im Herbst mit den 20 bis 25 

Bewirtschaftern (außer Philipp Ewald) ein 

Gespräch über vorsorgende Maßnahmen 

geführt werden wird. Zum Mais war neben 

den grundlegenden Informationen ein 

quer denkender Ansatz interessant, der 

von Walter Maier, dem Leiter des Landwirtschaftsamtes 

im Schwarzwald-Baar- 

Kreis, kam: die seit 1991 durch Siedlungsentwicklung 

(Wohnen, Gewerbe, 

Verkehr, Rohstoffe usw.) im Landkreis der 

Landwirtschaft entzogene landwirtschaftliche 

Nutzfläche entspricht recht genau 

der heute für Biogas eingesetzten Maisanbaufläche 

– etwa 800 ha! 

Autor 




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Verband 


Bundestagsabgeordnete für Abschaffung 

der EEG-Umlage auf Eigenstrom 

Thorsten Kruse, Geschäftsführer 

der Biogasanlage Rosche 

(bigaro) und Betreibersprecher 

der Regionalgruppe 

Lüneburger Heide, konnte 

trotz Regen rund 200 Gäste 

beim Tag der offenen Tür 

der bigaro begrüßen. 45 Anteilseigner sind 

an der Gesellschaft, die einerseits flexibel 

Strom produziert und andererseits Gas direkt 

einspeist, beteiligt. 

Ein tolles Projekt für eine Diskussion mit 

Bundestagsabgeordneten im Rahmen der 

Sommertour des Bundesverbandes Erneuerbare 

Energie e.V. (BEE). Horst Seide, Präsident 

des Fachverbandes Biogas, machte 

deutlich, dass die Erneuerbaren insgesamt 

in der Lage sind, die Energieversorgung 

zu übernehmen, wenn denn die Rahmenbedingungen 

passen. Das sei im Moment 

nicht der Fall. Die Klimaschutzziele könnten 

mit der Politik auf dem Bremspedal 

nicht eingehalten werden. Steffen Föllner 

vom Bundesverband Windenergie e.V. sekundierte, 

dass es völlig unsinnig sei, Netzengpassgebiete 

zu definieren, in denen 

Regional 

büro 

NORD 

der Windkraftausbau 

gestoppt werde, aber 

gleichzeitig die konventionellen 

Energien 

am Netz blieben. 

Genug Stoff für die 

anschließende Diskussion 

mit den örtlichen 

Bundestagsabgeordenten, 

dem 

verteidigungspolitischen 

Sprecher der 

CDU, Henning Otte, 

der verkehrspolitischen 

Sprecherin der 

SPD, Kirsten Lühmann, 

und der energiepolitischen 

Sprecherin von Bündnis 90/ 

Die Grünen, Julia Verlinden. Außerdem 

dabei Rainer Fabel, Landtagskandidat der 

FDP und selbst Biogasanlagenbetreiber, 

sowie Herbert Rätzmann, Samtgemeindebürgermeister 

von Rosche. Letzterer betonte 

die besondere Bedeutung der Erneuerbaren 

Energien für die Gemeinde. Hier erhielt 

er Unterstützung von allen Beteiligten. 

Von links: Kirsten Lühmann, Henning Otte, Herbert Rätzmann, Silke Weyberg, 

Julia Verlinden und Rainer Fabel. 

Die Einigkeit hörte bei der Bewertung des 

EEG auf. Während Kirsten Lühmann sagte, 

das aktuelle EEG würde die richtigen Rahmenbedingungen 

setzen, sprach Verlinden 

vom Ausbremsen der Erneuerbaren. Einig 

war sie sich aber gemeinsam mit Lühmann, 

dass der Maisdeckel richtig sei. Dem wiedersprach 

Henning Otte, der sich gegen die 

Bevormundung des ländlichen Raums und 

der Landwirtschaft wehrte. Thorsten Kruse 

unterstrich, dass der Maisanbau im Landkreis 

Uelzen vor den Biogasanlagen bei 

rund 16 Prozent Anteil in der Fruchtfolge 

lag und jetzt bei 17 Prozent ohne Maisdeckel. 

Auch Rainer Fabel sprach sich gegen 

unsinnige Bevormundungen aus. 

Beim Thema Probleme der Umsetzung der 

Sektorkopplung wurde schnell klar, dass 

die EEG-Umlage auf Eigenstrom ein großes 

Problem ist. Die Vertreter aller anwesenden 

Parteien sprachen sich daher für 

die Abschaffung dieser Umlage aus. Auch 

die CO 2 

-Bepreisung, wie vom BEE gefordert, 

fand den einmütigen Zuspruch des 

Podiums. 

Fotos: Fachverband Biogas e.V. 

Hausbesitzer mit Wärmeschildern ausgezeichnet 

Beim Tag der offenen Tür der Biogasanlage Rosche 

(bigaro) stellte Geschäftsführer Thorsten 

Kruse die Wärmeversorgung durch die Anlage 

in den Mittelpunkt. Die Wärmeabnehmer wurden 

mit einem Wärmeschild des Fachverbandes 

ausgezeichnet. So kann jeder sehen, dass das 

Haus mit umweltfreundlicher, regional erzeugter 

Wärme versorgt wird. Auch der örtliche Landtagsabgeordnete 

Jörg Hillmer gratulierte zu dem 

Projekt. 

Autorin 





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100


Verband 

Fachverband zeichnet Nahwärmeprojekt 

in Hermeskeil aus 

Wie ein Nahwärmenetz erfolgreich 

die Umwelt schont 

und gleichzeitig wirtschaftlich 

betrieben werden kann, verdeutlicht 

die Versorgergemeinschaft 

„Energiepartner Hermeskeil“ 

seit rund drei Jahren. 

Dort liefert eine örtliche Biogasanlage kontinuierlich 

klimafreundliche Wärme und versorgt 

öffentliche Gebäude wie die Integrierte 

Gesamtschule, das Frei- und Hallenbad, 

die Grundschule, das Rathaus sowie das 

Evangelische Gemeindezentrum. Dieses 

nachhaltige Konzept hat der Fachverband 

Biogas e.V. am 8. August ausgezeichnet. 

Während einer kleinen Feierstunde enthüllten 

die Gesellschafter im Beisein von Landrat 

Günther Schartz ein Biogas-Wärmeschild 

am Frei- und Hallenbad in Hermeskeil, das 

den Badegästen von nun an die ökologischen 

und ökonomischen Vorteile der Biogaserzeugung 

erläutert. „Das klimaschonende 

Nahwärmenetz der Energiepartner Hermeskeil 

ist ein zukunftsweisendes Projekt mit 

Modellcharakter, das die Energiewende vor 

Ort erfolgreich voranbringt“, erklärte Landrat 

Günther Schartz und ergänzte: „Dieses 

sinnvolle Konzept vermindert die Heizkosten 

in öffentlichen Gebäuden und verbessert 

gleichzeitig die Öko-Bilanz.“ 

Regional 

büro 

West 

Ulrich Drochner, Regionalreferent 

West des Fachverbandes 

Biogas, erklärte: 

„Biogas produziert neben 

Strom auch Wärme, mit der 

Gebäude umweltfreundlich 

beheizt werden können. Dadurch 

leistet dieser regenerative 

Energieträger wie hier 

in Hermeskeil einen wichtigen 

Beitrag zur Umstellung 

der Energieversorgung auf 

Erneuerbare Energien. Deswegen 

war es uns wichtig, 

diese gelungene lokale Umsetzung 

der Energiewende 

auszuzeichnen.“ 

Die Gesellschaft der Energiepartner Hermeskeil 

ist ein gemeinsames Unternehmen 

der Verbandsgemeinde Hermeskeil, des 

Landkreises Trier-Saarburg, der Eiden Agro 

GmbH als Betreiber der Biogasanlage in 

Hermeskeil und von innogy. Das Nahwärmenetz 

in Hermeskeil erstreckt sich dabei 

über eine Gesamtlänge von rund 1,5 Kilometern. 

Die Wärme zur Versorgung von 

öffentlichen Gebäuden wird vollständig 

dezentral aus regenerativen Energieträgern 

erzeugt: Für die Grundlastversorgung 

wird die umweltschonende Abwärme aus 

Foto: LBV Sachsen-Anhalt 

Bei der Übergabe des Wärmeschildes dabei, von links: Ulrich Drochner, 

Regionalreferent West des Fachverbandes Biogas e.V., Michael Hülpes, 

Bürgermeister der Verbandsgemeinde Hermeskeil, Biogasanlagenbetreiber 

Markus Eiden, Michael Arens vom Unternehmen innogy sowie 

Günther Schartz. 

der Biogas-BHKW-Anlage der Eiden Agro 

GmbH in Hermeskeil genutzt. In den kalten 

Wintermonaten stützt ein Biomassekessel 

am Standort der Integrierten Gesamtschule 

Hermeskeil die Wärmeversorgung. 

Autoren 

David Kryszons 

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Verband 


Regional 

büro 

ost 

Eindrucksvolle Leistungsschau an den 

Tagen des offenen Hofes 

Traditionell laden viele Agrarbetriebe Anfang 

Juni die Bevölkerung aus dem Umfeld zur Besichtigung 

ihrer Betriebe ein. Die Besucher 

kommen dann nicht nur, um die Möglichkeit 

zu nutzen, mit den Beschäftigten ins Gespräch 

zu kommen, Fragen zu stellen und sich direkt 

vor Ort informieren zu können. 

Zu den landeszentralen Veranstaltungen des Tages 

des offenen Hofes in der Agrargesellschaft Prießnitz 

in Sachsen-Anhalt am 10. Juni und am 17. Juni in 

Tag des offenen Hofes in der Agrargesellschaft Prießnitz in Sachsen-Anhalt am 10. Juni. 

Der Fachverband Biogas e.V. war mit seinem Biogas-Infobus dabei. 

Foto: LBV Sachsen-Anhalt 

der Agrargesellschaft Pfiffelbach in Thüringen hatten 

wir als Fachverband Biogas e.V. die Gelegenheit, uns 

hier als Partner der Landwirtschaft zu präsentieren. Der 

Biogas-Infobus mit seinen vielen Angeboten „drumherum“ 

war immer gut besucht. 

Nach Prießnitz kamen schätzungsweise 6.500 Besucher. 

Der Betrieb organisierte gemeinsam mit EDEKA 

und dem MDR ein informatives und unterhaltsames 

Bühnenprogramm. Flurfahrten, eine umfangreiche 

Technikpräsentation und eine Tierausstellung boten die 

Gelegenheit, eindrucksvoll die Leistungsfähigkeit der 

Landwirtschaft zu demonstrieren. Als besonderer Gast 

konnte der Ministerpräsident des Landes, Dr. Reiner 

Haseloff, begrüßt werden. 

In Pfiffelbach stand das Betriebsfest unter dem Motto 

„Gemeinsam mit der Region – gemeinsam für die 

Region“. Die Verantwortlichen des Betriebes sahen das 

immense Interesse der Bevölkerung sowie die positive 

Resonanz als große Anerkennung der täglichen Arbeit 

der Mitarbeiter der Agrargesellschaft an. Daraus lässt 

sich sehr viel Motivation für die zukünftigen Herausforderungen 

schöpfen. Auch in der Agrargesellschaft 

Pfiffelbach nutzten die bis zu 5.000 Besucher die Flurfahrten, 

Betriebsführungen auch zur Biogasanlage, die 

imposanten Technikvorführungen von Alt bis Neu, die 

Betriebsbesichtigungen vom 50 Meter hohen Kran aus 

und die vielen Informationsstände für den Dialog mit 

den Mitarbeitern des Betriebes. Und der Biogas-Infobus 

des Fachverbandes trug mit zum Erfolg des Festes bei, 

dem besten aller Zeiten, so die allgemeine Meinung. 

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Verband 

Pressefahrt – „Bioenergie: Wirtschaftsund 

Klimafaktor in Thüringen“ 

Das Thüringer Erneuerbare Energien Netzwerk (ThEEN) 

e.V. und der Fachverband Biogas e.V. hatten zu einer 

Pressefahrt am 10. August eingeladen. Erfreulich gut 

war das Medieninteresse. Regionale Thüringer Pressevertreter 

und überregionale Journalisten nahmen teil. 

Ein Kamera- und Reporterteam des MDR begleitete von 

Beginn an die Pressefahrt bis zu ihrem Ende. 

Erste Anfahrstation war die Biogasanlage der GraNott 

Gas GmbH in Grabsleben, die bei einem Betriebsrundgang 

von Geschäftsführer Thomas Balling vorgestellt 

wurde. Die 2010 in Betrieb genommene Einspeiseanlage 

(625 kW installiert, 350 Nm³ Biomethan) wird ab 

diesem Jahr zusätzlich Stroh vergären. Das stieß auf das 

besonderes Interesse der Teilnehmer, die sehr angetan 

waren von den praktischen Erklärungen hinsichtlich 

Technikeinsatz und Technologie zu diesem innovativen 

Verfahren, das deutlich spürbar den bisherigen Maiseinsatz 

in Grabsleben reduzieren wird. 

Passend wurde eine Woche vor dem Termin der Pressefahrt 

der erste Spatenstich für die Erweiterung der 

Anlage auf 1.437 kW und 700 Nm³ vollzogen. Die Fahrt 

wurde fortgesetzt zur Biogasanlage der Naturenergie 

Gotha GmbH in Sundhausen. Die 500-kW-NawaRo- 

Anlage wird mit Maissilage, Triticale-GPS, Hühnertrockenkot 

und Pferdemist betrieben. In der noch jungen 

Anlage (Inbetriebnahme 2014 nach EEG 2012) wird 

neben der aktuellen Teilnahme an der Direktvermarktung 

nach weiteren Möglichkeiten zur Verbesserung der 

Wirtschaftlichkeit gesucht. 

Die vom Geschäftsführer der Biogasanlage, Matthias 

Kley, sehr anschaulich demonstrierten Ideen zur 

effektiven Wärmenutzung wurden von Udo Weingart, 

Vertriebsleiter bei den Stadtwerken Gotha, unterstützt, 

der durchaus Möglichkeiten sieht, die Biogaswärme aus 


Sundhausen in das Wärmenetz der Stadtwerke einfließen 

zu lassen. Also nicht „nur“ die Beheizung des nahegelegenen 

Krankenhauses der Stadt Gotha oder der Aufbau 

einer Fischzuchtanlage stehen in der Diskussion. 

Der Besuch der dritten und letzten Station in der Agrargenossenschaft 

Goldbach begann mit einer von Jana 

Liebe moderierten Pressekonferenz am Betriebssitz in 

Warza. Der Geschäftsführer, Heiko Giese, stellte sein 

Unternehmen im liebevoll vorbereiteten „Traditionskabinett“ 

vor. Schwerpunkt seiner Ausführungen waren 

dabei auch die Vorstellungen, wie ein insgesamt sehr 

gut aufgestellter Agrarbetrieb mit Milchproduktion und 

Biogasanlage die ständig neuen Herausforderungen, 

die das EEG, die Düngeverordnung, die AwSV und die 

Sicherheitsanforderungen an die Betreiber stellen, bewerkstelligen 

kann. 

Herzlichen Dank an alle Teilnehmer und die Organisatoren, 

die zum guten Gelingen der Thüringer Bioenergie- 

Pressefahrt beigetragen haben. 

Autor 

Dipl.-Ing. agr. Volker Schulze 

Regionalreferent Ost 


Pressefahrt des 

Thüringer Erneuerbare 

Energien Netzwerks 

(ThEEN) e.V. und des 

Fachverbandes Biogas 

e.V. am 10. August. 

Unter anderem wurde 

die Biogasanlage 

Sundhausen besichtigt. 

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103

Verband 


2. Silphieblütenfest war wie ein Volksfest 

Regional 

büro 

süd 

Der Energiepark Hahnennest 

(EPH) feierte das zweite Silphieblütenfest 

am Sonntag, 

den 13. August von 10.30 

Uhr bis 18.00 Uhr. Der Fachverband 

Biogas e.V. war mit 

dem BIOGAS-BUS vor Ort und informierte 

über Biogas. Die Fachverbands-Truppe 

hatte jede Menge zu tun und absolvierte 

den Tag mit großer Bravour. Geduldig und 

freundlich wurden die zahlreichen Besucher 

am Bus empfangen. Viele Fragen 

mussten beantwortet werden. 

Das Silphieblütenfest entwickelt sich zu einem 

regionalen Volksfest. Und den BiogasBus finden 

Jung und Alt ganz toll. 

Politik zum Anfassen: Minister Peter Hauck und MdB 

Andreas Jung auf dem Betrieb von Markus Traber. 

Die Kinder vergnügten sich am Glücksrad, 

Maltisch oder mit den Hopps-Kühen. 

Interesse weckten auch die Modell-Biogasanlage 

oder die Biogas-Filme mit dem 

Foto: Otto Körner 

Foto: Doris Eichhorn 

Hackl-Schorsch. Das war bisher einer der 

bedeutendsten Termine für Team und BiogasBus 

überhaupt gemessen an Resonanz 

und interessierten Gästen. 

Die Besucherzahlen wurden von der Presse 

auf etwa 7.000 bis 8.000 geschätzt, die 

durch zahlreiche Attraktionen zum Energiepark 

gelockt wurden. Das begann am 

Freitag mit der Silphie-Partynacht mit DJ 

und Wahl der ersten Silphieblüten-Königin. 

Am Sonntag konnten die Besucher mit der 

Museumsbahn statt mit dem Auto anreisen 

und direkt am EPH aussteigen. Auf dem 

weitläufigen Gelände fanden der Handwerker- 

und Künstlermarkt mit 38 Ständen, 

die Oldtimertraktoren und regional erzeugte 

Produkte sowie der Bienenstand, der 

auch Kurzlehrgänge anbot, große Resonanz 

bei den Erwachsenen. 

Zum EPH selbst gab es Fachinformationen. 

Den Schwerpunkt bildeten Kurzvorträge zur 

Durchwachsenen Silphie, zu ihrem Anbau, 

ihren Vorzügen für die Biogasnutzung und 

der CO 2 

-Speicherung als Geschäftsmodell. 

Der von den vier Hahnenester Landwirten 

geplante 1.000-Kuh-Stall sorgte für große 

Neugier und hohen Informationsbedarf. 

Nicht zu vergessen die allerdings nur mäßig 

frequentierte Landmaschinenausstellung. 

Die Kinder waren begeistert von Hüpfburg 

und High-Jumping-Trampolinen. Und 

beim Silphie-Rätsel konnten tolle Preise 

gewonnen werden, darunter etliche Kinder- 

Traktoren. Kurzum: Die Silphie war in aller 

Munde und sorgte für beste Stimmung auf 

dem Volksfest. 

Silphie: Anbauzahlen 2017 

Nach Durchführung der Aussaat 2017 

stehen die aktuellen Zahlen des Energieparks 

Hahnennest beziehungsweise des 

Donau-Silphie-Projektes der Metzler & 

Brodmann KG fest. Für 2017 wurden etwas 

über 1.100 Hektar (ha) im neuartigen Verfahren 

der Kombinationsaussaat Mais als 

Deckfrucht mit Durchwachsener Silphie als 

Untersaat bestellt. Damit ergibt sich eine 

Gesamtaussaatfläche nach 80 ha in 2015 

und 480 ha in 2016 von aktuell 1.700 ha 

bundesweit. 

Eine beeindruckende Leistung für diese 

neue, umwelt- und bienenfreundliche 

Kultur auf dem Acker. Denn die Metzler & 

Brodmann KG setzt auf eigene Aussaat und 

Betreuung während der ersten fünf Jahre 

für Kunden in ganz Deutschland – eine logistische 

Herausforderung für ein Start-up- 

Unternehmen aus dem Süden der Republik, 

da die Aussaat nicht digital, sondern 

mit Maschinen-Hardware durchgeführt 

werden muss. 

Polit-Talk mit Minister Peter Hauk 

und MdB Andreas Jung 

Auf Einladung des Bundestagsabgeordneten 

Andreas Jung trafen sich etwa 50 

Interessierte auf dem Milchvieh- und Biogasbetrieb 

von Markus Traber in Mühligen- 

Hecheln. Besonderer Gast war der Minister 

für den Ländlichen Raum, Peter Hauk, der 

zu vielen Fragen – unter anderem von der 

ungenügenden Förderung des „Lernortes 

Bauernhof“ über die bei rückläufigen Schülerzahlen 

unklaren Perspektiven der Landwirtschaftschulen 

in Baden-Württemberg 

bis zur neuen Düngeverordnung – Rede und 

Antwort stehen musste. 

Aus Biogassicht stehen sowohl Jung als 

auch Hauk für einen Ausstieg aus der 

Braun- und Steinkohle in der kommenden 

Legislaturperiode – das sei nach den bundespolitischen 

Energie- und Klimaschutzzielen 

zwingend. Und sie unterstützen das 

Nachjustieren des Ausschreibungsrahmens, 

damit 

1. kleinere Biogasanlagen (z. B. 100 bis 

300 kW el 

) eine Chance erhalten und 

2. besonders umweltfreundliche Substrate 

berücksichtigt werden. 

Auch der Umstieg jetzt bestehender Kleinstanlagen 

zum Beispiel unter 100 kWel in 

eine 75-kW el 

-Klasse ohne Rückbau und 

Wiederneubau stieß auf positive Resonanz. 

Eine weitere intensive Abstimmung auf 

Landes- und Bundesebene wurde vereinbart 

mit Blick auf die im Oktober anstehenden 

Koalitionsvereinbarungen. 

Autor 




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Direktvermarktung 

Strommärkte 2016 mit unbefriedigenden 

Preissignalen – 2017 mit positiver Tendenz 

Im Frühsommer 2017 fand sowohl ein 

Austausch der Betreiberexpertengruppe 

Direktvermarktung (12 Betreiber 

aus ganz Deutschland) als auch des 

Arbeitskreises Direktvermarktung (7 

Vermarkter von Biogasstrom) statt. Einer 

der Diskussionspunkte in beiden Gremien 

des Fachverbandes Biogas e.V. war die 

Marktlage bei der Direktvermarktung von 

Strom. 

Die Betreiber konnten anhand eigener Erfahrungen 

in der Direktvermarktung und 

des Einblicks in größere Betreiberpools 

berichten, dass im Jahr 2016 Mehrerlöse 

für den Betreiber zwischen 0,3 und 

0,8 Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh) die 

Regel waren. Dabei ist die sogenannte 

Managementprämie bereits eingepreist. 

Im Vergleich zu den zurückliegenden Jahren 

ist dies eine vergleichsweise niedrige 

und damit unbefriedigende Erlösspanne. 

Hauptursache für den Einbruch sind die 

sinkenden Erlöse auf den Regelenergiemärkten 

aufgrund der steigenden Anzahl 

von Anbietern und damit des Angebots von 

Regelenergie – dazu zählt auch die Biogasbranche, 

die somit in gewisser Weise Opfer 

ihres eigenen Erfolgs geworden ist. 

Ein Großteil der Betreiber agierte 2016 auf 

dem Regelenergiemarkt und war somit von 

der negativen Entwicklung direkt betroffen. 

Lukrativ war in diesem Segment vor allem 

das Anbieten von positiver Regelenergie, 

was jedoch auch mit steigenden Anforderungen 

an die Technik der Anlage und die 

Organisation des Betreibers einhergeht. 

Dies gilt in gleicher Weise für den erlösoptimierten 

Einsatz der Anlagen auf der Grundlage 

täglicher und untertägiger Einsatzfahrpläne 

(„Fahrplanfahrweise“). Je nach 

Umfang der Mengen, deren Erzeugung von 

billigen in teure Stunden verlagert werden 

konnte, waren hier in der Regel ähnliche 

Erlöse wie oben geschildert möglich. 

Flexible Anlagenkonzepte mit 

guten Aussichten 

Die Strombörse kann aber auch schnell 

sehr deutliche Preissignale senden, wie im 

kalten Januar 2017 geschehen. Aufgrund 

von Problemen bei den Atomkraftwerken 

in Frankreich kam es zu einer temporären 

Verknappung der Stromerzeugung, die 

umgehend zu Preisausschlägen an den 

Strommärkten geführt hat. Waren in diesem 

Zeitraum Anlagen flexibel genug, in 

ihrer Fahrweise auf diese kurzfristigen Bewegungen 

zu reagieren, waren ansehnliche 

Mehrerlöse – deutlich über der vorgenannten 

Spannbreite – möglich. 

Die Vermarkter betonten, dass die technische 

Flexibilität der Einzelanlage grundsätzlich 

der größte Einflussfaktor dafür ist, 

welche Mehrerlöse möglich sind. Je flexibler 

eine Anlage ist, desto mehr kann an 

den Strommärkten verdient werden. Häufig 

führen technische Einschränkungen 

und unsichere Datenlagen jedoch dazu, 

dass der Vermarkter auch aus flexiblen 

Anlagen nicht das Optimum herausholen 

kann. Insbesondere die unsichere Anzeige 

des Gasspeicherfüllstandes ist hier ein begrenzender 

Faktor. 

Die Betreiber aus der Expertengruppe sehen 

sich hier durchaus in der Pflicht. Mehrerlöse 

ließen sich zukünftig nur erwirtschaften, 

wenn tatsächlich Flexibilität bereitgestellt 

werde. Aus diesem Grund der dringende 

Appell beider Gremien an die Branche, die 

Flexibilisierung technisch und organisatorisch 

so umzusetzen, dass die Anlagen 

flexibel betrieben werden können und einen 

Mehrwert für die Energieversorgung 

bringen. Dazu gehören die Ausstattung mit 

ausreichend Gasspeicherkapazität inklusive 

passender Gasstrecke, eine darauf ausgelegte 

Verstromung inklusive Einspeisung 

und eine Anpassung der Anlagensteuerung 

an das flexible Fahrregime. 

Nicht vergessen werden darf dabei die Absicherung 

der Wärmeversorgung im Flexbetrieb. 

Schlussendlich muss auch der 

Betreiber organisatorisch bereit dafür sein, 

seine Anlage flexibel fahren zu lassen. Hier 

ist der Austausch mit dem Vermarkter 

wichtig, um die Vermarktung Schritt für 

Schritt weiterzuentwickeln. 

Betreiber als auch Vermarkter wünschen 

sich, dass die Rahmenbedingungen der 

verschiedenen Strommärkte besser aufeinander 

abgestimmt werden. So war es durch 

die aktuell wochenweise Ausschreibung 

der Regelenergie einem Betreiber nicht 

möglich, auf kurzfristige Ereignisse – wie 

die Probleme in Frankreich – zu reagieren. 

Ab Sommer 2018 wird die Ausschreibung 

der Regelenergie auf einen täglichen Turnus 

umgestellt und somit die Kombination 

von Regelenergie und Fahrplanfahrweise 

erleichtert. Gleichzeitig öffnet sich damit 

der Regelenergiemarkt für weitere Teilnehmer, 

sodass in diesem Bereich die Preise 

eher sinken werden. 

Flexibilisieren macht Sinn! 

Geht die Branche den eingeschlagenen 

Weg hin zur bedarfsgerechten Stromerzeugung 

weiter, sind sowohl Betreiber als 

auch Vermarkter hinsichtlich der Zukunft 

trotzdem optimistisch: „Flexibilisieren 

macht Sinn!“ so der Tenor. Nicht nur für 

die Anschlussregelung im EEG 2017, 

sondern vielmehr als Grundlage jeglicher 

Mehrerlöse in der näheren und ferneren 

Zukunft. Wenn die Politik den Ausstieg aus 

der Atom- und Kohleenergie in den Zwanzigerjahren 

konsequent umsetzt, wird es 

häufiger Situationen wie im Januar 2017 

geben und die Stromvermarktung lukrativer 

werden. 

Aber auch kurzfristig zeigt die Marktentwicklung 

nicht unwesentliche Potenziale. 

Das wachsende Windenergievolumen, das 

nach wie vor schwer zu prognostizieren 

ist, führt immer wieder zu Preissignalen, 

die ein flexibles Erzeugungsverhalten jetzt 

schon belohnen. Wichtig ist, dass die Branche 

konsequent und noch stärker als bisher 

den Umstieg auf eine bedarfsgerechte 

Erzeugung vollzieht. 

Autor 


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Verband 


Nationale CO 2 

-Bepreisung 

nicht von Nachteil 

Gastbeitrag von Dr. Peter Röttgen, Geschäftsführer des 

Bundesverbandes Erneuerbare Energie e.V. (BEE) 

Die Klimaerwärmung unter 2 

Grad zu halten, ist ein Wettlauf 

mit der Zeit. Und es sieht derzeit 

so aus, dass die Klimaziele der 

Bundesregierung für 2020 nicht 

erreicht werden. Offenkundig besteht zu wenig 

Anreiz, die notwendige Minderung der 

Emissionen durch technologische Innovation 

voranzutreiben. Dabei geht es insbesondere 

darum, Erneuerbare Energien besser zu 

integrieren, was inzwischen sehr engagiert 

unter dem Stichwort Sektorenkopplung diskutiert 

wird. Damit es nicht allein bei einer 

technokratischen Wortschöpfung bleibt, 

müssen in der nächsten Legislaturperiode 

neue Rahmenbedingungen für eine moderne 

Energiewirtschaft gesetzt werden. 

Es darf nicht länger voneinander isoliert 

organisierte Welten für Strom, Gas und 

Wärme geben. Vielmehr ist der Begriff 

Energie in den Vordergrund zu stellen, 

deren Erzeugung, geografischer als auch 

zeitlicher Transport und Verbrauch in einer 

möglichst einheitlichen Abgaben-, Umlagen- 

und Steuersystematik darzustellen 

ist. Zielsetzung ist dabei, dass Energie den 

technisch-wirtschaftlich optimalen Weg 

zum Verbrauch nimmt, der in unterschiedlichster 

Form in Haushalten, Industrie und 

Mobilität erfolgt. 

Dem stehen heute noch zahlreiche formale 

Barrieren gegenüber, sodass beispielsweise 

eine Nutzung von Erneuerbarem Strom im 

Fernwärmebereich oder die Umwandlung 

in Wasserstoff, der beispielsweise die Effizienz 

von Biogasanlagen steigern kann, wirtschaftlich 

noch nicht hinreichend attraktiv 

ist. Wenn zudem Erneuerbare Energie im 

Wettbewerb stehen soll, bedarf es fairer 

Rahmenbedingungen, die insbesondere 

den Charakter der Emissionsfreiheit auch 

honorieren. 

Der Bundesverband Erneuerbare Energie 

(BEE) schlägt deshalb eine CO 2 

-Bepreisung 

vor. Damit wäre ein grundsätzliches Instrument 

mit Lenkungswirkung zu emissionsarmer 

Erzeugung gegeben und in diesem 

Rahmen auch Technologieoffenheit sichergestellt. 

Ansonsten ist die weitere Akzeptanz 

der Erzeugung mit kostenloser CO 2 

- 

Emission bzw. deren Vergesellschaftung 

und gleichzeitige Forderung konkurrenzfähiger 

Erneuerbarer Energie widersinnig. 

Mit der Studie „Wirkungsweise einer CO 2 

- 

Steuer im Strommarkt“ von Energy Brainpool, 

die der BEE beauftragt hat, gibt es 

nun eine erste Vorstellung, wie das für den 

Bereich Strom in Deutschland aussehen 

könnte. Der Emissionshandel auf europäischer 

Ebene alleine reicht hier nicht aus, 

da er infolge des geringen Preisniveaus in 

Deutschland nicht die erforderliche technologische 

Veränderung zur Emissionsminderung 

bewirkt. 

Eine aufsattelnde, nationale CO 2 

-Bepreisung 

ist gleichsam nicht von Nachteil, denn 

einerseits sollen für die Stromkunden keine 

Kosten entstehen, da die schon vorhandene 

Stromsteuer durch die CO 2 

-Steuer ersetzt 

werden kann und weil andererseits im 

großen Rahmen der Sektorenkopplung der 

überfällige Innovationsschub ermöglicht 

wird, was eine wirtschaftliche Entwicklung 

und nicht zuletzt neue Arbeitsplätze bedingt. 

Eine Kombination mit europäischen 

Klimaschutzinstrumenten ist möglich. 

Das heißt, die CO 2 

-Bepreisung im Strombereich 

sollte aus zwei Komponenten bestehen: 

dem bestehenden EU ETS und der 

CO 2 

-Steuer. Im Jahr 2020 sollen Emissionen 

mit etwa 25 Euro pro Tonne CO 2 

bepreist 

werden, was bei einem Zertifikatspreis 

von 5 Euro pro Tonne CO 2 

einen festen 

Steueraufschlag von 20 Euro pro Tonne 

CO 2 

bedeutet. Bei negativen Strompreisen 

sieht der Vorschlag eine vollständige Internalisierung 

der Kohlendioxidkosten vor. Die 

Berechnungen ergeben, dass ein nationaler 

CO 2 

-Preis die Kohleverstromung reduziert. 

Die Einspeisung aus Gaskraftwerken bleibt 

hingegen stabil. 

Die Berechnungen von Energy Brainpool 

zeigen, dass bereits ein CO 2 

-Preis von insgesamt 

25 Euro pro Tonne die Emissionen im 

Stromsektor im Jahr 2020 um ein Drittel reduziert. 

Zudem wird bereits mit 25 Euro pro 

Tonne CO 2 

die Hälfte der Klimaschutzwirkung 

eines CO 2 

-Preises von 80 Euro pro 

Tonne erreicht. Gleichzeitig werden die 

Börsenstrompreise stabilisiert und damit 

die EEG-Umlage sowie die Förderkosten reduziert. 

Die EEG-Umlage könnte zusätzlich 

durch den Vorschlag des BEE, die Industrieprivilegien 

in den Bundeshaushalt zu 

verlagern, um 1,5 Cent pro Kilowattstunde 

gesenkt werden. 

Darüber hinaus steigen die Marktwerte am 

Strommarkt für Erneuerbare Energien durch 

einen angemessenen Preis für CO 2 

-Emissionen. 

Für Biomasse ergeben sich bei einer 

CO 2 

-Steuer von 20 Euro pro CO 2 

-Tonne im 

Jahr 2020 Vermarktungswerte in Höhe von 

34 Euro pro Megawattstunde für Anlagen, 

die mit einer hohen Volllaststundenzahl gefahren 

werden. Für flexible Biomasseanlagen 

steigt der Marktwert sogar auf 40 Euro 

pro Megawattstunde. 

Aufgrund der engen Verflechtung der europäischen 

Strommärkte führt grundsätzlich 

jede Form einer nationalen CO2-Bepreisung 

zur teilweisen Verlagerung von Emissionen 

ins Ausland und zu Stromimporten. Für alle 

in der Studie untersuchten Steuersätze ergibt 

sich jedoch sowohl auf nationaler als 

auch auf europäischer Ebene eine Emissionsreduktion. 

Zudem würden Stromimporte 

infolge einer nationalen CO 2 

-Steuer mit einem 

stärkeren Ausbau Erneuerbarer Energien 

vermindert. 

Dabei wird Deutschland international als 

Vorreiter in der Energiewende wahrgenommen 

und intensiv beobachtet. Lösungen, 

die hierzulande gut funktionieren, können 

als Blaupause für andere Staaten dienen. 

Es ist deshalb umso wichtiger, die Energiewirtschaft 

konstruktiv weiterzuentwickeln 

und nach vorne zu bringen. 

Weitere Informationen zur Wirkungsweise 

und Umsetzung einer CO 2 

-Steuer im Strommarkt 

sind auf der BEE-Website verfügbar. 

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Verband 


Biogas-Historie 

Pioniere vom Maschinenring 

und aus der Entwicklungshilfe 

In Hessen stand lange nur die Vergärung von Klärschlamm im Fokus, 

doch Anfang der Neunzigerjahre kam auch in der Landwirtschaft der 

Durchbruch – dank unterschiedlichster Akteure. 

Von Bernward Janzing 

Treffen Arbeitskreis Biogas auf einer Anlage bei Limburg: Das 

Gruppenbild entstand bei einem der ersten Treffen des Arbeitskreises 

Biogas 2003. 

In Hessen brachten auch die Entwicklungshelfer 

das Biogas voran. Nach 

Feierabend sozusagen: Vom hessischen 

Eschborn aus hatte die Gesellschaft 

für Technische Zusammenarbeit 

(GTZ, heute GIZ) in den Neunzigerjahren 

als bundeseigene Institution mit einem 

Dutzend Mitarbeitern in diversen Ländern 

das „Biogasverbreitungsprogramm“ koordiniert. 

Und manch einer der Mitarbeiter 

musste sich nach Rückkehr von seinem 

Auslandseinsatz doch wundern, wie wenig 

das Biogas in Deutschland bisher genutzt 

wurde. Einige wurden dann im Sinne der 

Sache selbst aktiv – leisteten also Entwicklungshilfe 

in der Heimat. 

Ein wenig Erfahrung hatte man mit der 

anaeroben Vergärung in Hessen zu diesem 

Zeitpunkt durchaus – aber vor allem aus der 

Klärtechnik. An der Kläranlage in Kassel 

zum Beispiel wurden bereits um das Jahr 

1960 zwei Faultürme und ein Blockheizkraftwerk 

in Betrieb genommen, um den 

Klärschlamm energetisch zu nutzen. Auch 

in der Wissenschaft dominierte lange Zeit 

die Forschung an der anaeroben Faulung 

aus der Klärtechnik, die an der FH Gießen 

(heute: Technische Hochschule Mittelhessen) 

angesiedelt war. Ein Beispiel für erste 

Entwicklungen in der landwirtschaftlichen 

Biogasproduktion in Hessen sei dann eine 

durch die TU Darmstadt im Jahr 1947 entwickelte 

Biogasanlage für kleine landwirtschaftliche 

Betriebe gewesen, erinnert sich 

Bernd Krautkremer, Bioenergie-Systemtechniker 

am Fraunhofer-Institut für Windenergie 

und Energiesystemtechnik (IWES) 

Fotos: Maschinenring Kommunalservice GmbH 

Der Arbeitskreis Biogas bei einer Schulung: Workshop zur 

Wartung von BHKW im Jahr 2005. 

in Kassel. Die Bauweise mit einem horizontalen 

Fermenter („Gärkanal“) ist bis heute 

unter dem Namen „System Darmstadt“ bekannt. 

Den Durchbruch freilich brachte die 

Entwicklung noch lange nicht: „Bis 1998 

gab es nur rund 10 Biogasanlagen in Hessen“, 

sagt Krautkremer. 

Erste Anlage in Frankenberg 

Als erste Anlage in Hessen, die aus dem 

landwirtschaftlichen Umfeld heraus entstand, 

wird oft jene von Rudolf Kring in 

Frankenberg (Eder) beschrieben. Im Stadtteil 

Friedrichshausen bewirtschaftete der 

Landwirt seit 1961 den Betrieb seiner 

Schwiegereltern. Er interessierte sich früh 

für ökologische Zusammenhänge und erkannte 

die Gefahren, die Mensch und Natur 

durch den steigenden Einsatz von Chemie 

in der Landwirtschaft drohen. Also machte 

er erste Versuche mit einer naturnahen, 

biologisch-organisch ausgerichteten Landwirtschaft. 

Bioenergie passte gut dazu. Und so baute 

Kring dann im Jahr 1982 eine Biogasanlage, 

in der er den Mist und die Gülle von fast 

50 Großvieheinheiten (überwiegend Rinder, 

aber auch einige Pferde) verwertete. 60 Prozent 

des Substrats waren Festmist, der bereits 

zum damaligen Zeitpunkt in einer Mixpumpe 

zerkleinert wurde, um pumpfähig 

zu werden. Kring war einer von denen, die 

Michael Köttner von der IBBK Fachgruppe 

Biogas im Kirchberg/Jagst meint, wenn er 

sagt: „Es gab auch in Hessen einige Biogas- 

Tüftler, aber es waren nicht so viele wie in 

Baden-Württemberg und Bayern.“ 

Rund ein halbes Dutzend Anlagen in Hessen 

waren jedoch bereits so sehenswert, 

dass die vor allem in Württemberg aktive 

Bundschuh Biogasgruppe sie während 

mehrerer Touren durchs 

Land in den Jahren 1989 

bis 1992 besuchte. Die 

Fahrten weckten bei 

manchem späteren Biogaspionier 

das Interesse. 

Zumal zeitgleich ohnehin 

ein politischer Umbruch 

stattfand, da zum Jahresbeginn 

1991 das Stromeinspeisungsgesetz 

in 

Kraft trat. 

Zuvor war es noch schwierig 

gewesen, dezentral 

erzeugten Strom an die 

monopolistisch organisierten 

und ebenso selbstgerecht auftretenden 

Energieversorger zu verkaufen: 

„Die Einspeisung war kaum möglich, die 

Energieversorger nutzen ihre Hausmacht“, 

erinnert sich Agraringenieur Andreas Krieg, 

der 1999 mit der Göttinger Firma Krieg & 

Fischer ins Biogasgeschäft einstieg. 

Ökolandwirte und Eigenstromnutzer 

waren die ersten Interessierten 

Vor dem Einspeisegesetz habe es daher 

im Biogassektor nur zwei Arten von Interessenten 

gegeben, sagt Krieg. Zum einen 

seien das Landwirte gewesen, die viel 

Strom verbrauchten und ihren Strombezug 

senken wollten, was ihnen auch die Strommonopolisten 

nicht verwehren konnten. 

Und dann habe es einzelne Ökobetriebe 

gegeben, die stark nach Autarkie strebten. 

110


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Verband 


Ortstermin: Termin mit dem Bundestagsabgeordneten Rolf Karwecki auf der Biogasanlage von Erhard Hofmeyer 

im Jahr 2008, initiiert durch Reinhard Knipker (Geschäftsführer MR Kassel/Maschinenring Kommunalservice 

GmbH) und Friedrich Schäfer (MR Hessen), Anlass damals die Abschaffung des Güllebonus und die 

drohenden Auswirkungen für die Biogasanlagen. 

Mit dem Stromeinspeisungsgesetz ging es 

dann voran in Hessen. Aus Österreich kam 

das Technische Büro Weidel (TBW) und 

etablierte sich als der erste Projektierer im 

Bundesland. Das Unternehmen plante fünf 

Anlagen zwischen 1993 und 1998. Zu den 

Pionieren dieser Zeit gehörte auch Landwirt 

Bernd Weiß in Ulrichstein, der im Jahr 

1995 eine Anlage mit einer elektrischen 

Leistung von 75 Kilowatt errichtete (die er 

im Jahr 2006 auf 265 Kilowatt ausbaute). 

Auch das Land Hessen förderte bald die 

neue Technik. Angestoßen durch die erste 

rot-grüne Landesregierung war 1991 die 

Hessenenergie gegründet und damit die 

Forderung der Grünen nach einer Landesenergieagentur 

umgesetzt worden. Die Hessenenergie 

baute nun Biogas-Know-how 

auf, denn das, was man im Land an Biogasanlagen 

sah, war seinerzeit noch „sehr 

rustikal“, wie sich Hans-Werner Greß, einer 

der ersten Mitarbeiter der Hessenenergie, 

erinnert. Die Kleinkraftwerke standen in 

Schuppen oder auch im Hühnerstall, der 

Fermenter war ein Betonbehälter mit Folie 

drüber. Die Landwirte nutzten alte Fordoder 

Opelmotoren. Diese Maschinen hielten 

zwar mitunter keine 1.000 Stunden durch, 

was aber keinen störte, weil die Aggregate 

dann eben durch Ersatz vom Schrottplatz 

ausgetauscht wurden. 

Hessenenergie gab Fördergeld 

Hier war also Professionalisierung nötig. In 

den Jahren 1995 bis 2002 gingen 18 Biogasanlagen 

in Betrieb, die von der Hessenenergie 

mit Landesgeld gefördert wurden. 

Dahinter stand auch die Erkenntnis, dass 

das Stromeinspeisungsgesetz noch nicht 

ausreichte, um die Anlagen wirtschaftlich 

zu machen. Also bezahlte das Land 30 Prozent 

Investitionszuschuss. Ziel war, auch 

die Technik voranzubringen, weshalb die 

geförderten Anlagen wissenschaftlich begleitet 

wurden. 

Das Fazit des Programms, das vom Fraunhofer 

IWES und der Hessenenergie später 

evaluiert wurde: „Die Ausrüstung der untersuchten 

Anlagen mit erforderlichen Messstellen, 

Regel- und Steuersystemen sowie 

einer Datenerfassung und -auswertung war 

ungenügend.“ Zudem: „Der biologische Abbau 

der Substrate und Ko-Substrate verlief 

mehrheitlich unkontrolliert.“ So seien stark 

schwankende Methankonzentrationen im 

Biogas zu beobachten, mit der Folge einer 

schlechten Auslastung der BHKW. „Forciert 

wurden diese negativen Effekte durch suboptimal 

betriebene biologische Entschwefelungen 

im Fermenter.“ 

Das IWES, das damals als Institut an der 

Universität Kassel noch ISET hieß (Institut 

für Solare Energieversorgungstechnik) 

hatte zwischenzeitlich mit dem Landesbetrieb 

Landwirtschaft Hessen (LLH) für den 

ländlichen Raum und dem Landesbetrieb 

Hessisches Landeslabor (LHL) im Landwirtschaftszentrum 

Eichhof in Bad Hersfeld das 

Hessische Biogas-Forschungszentrum aufgebaut. 

Dort betreibt das Fraunhofer IWES 

heute auch eine Forschungsbiogasanlage, 

und baut eine Plattform auf, die Forschung 

zum Thema Power-to-Gas unter realen Bedingungen 

einer landwirtschaftlichen Biogasanlage 

ermöglicht. 

Maschinenring Kassel sorgte 

maßgeblich für Anlagenbau 

Eine bundesweit einmalige Rolle beim Ausbau 

der Biogasnutzung spielte in Hessen 

auch der Maschinenring. Es war der Maschinenring 

Kassel, der sich im Jahr 1999 

des Biogases annahm. Er entwickelte mit 

seinen landwirtschaftlichen Mitgliedsbetrieben 

ein Anlagenkonzept. Hauptziel des 

Geschäftsführers Reinhard Knipker war, 

Anlagen zu bauen, die möglichst vielfältige 

Substrate verarbeiten können. 

Anfangs als rein informeller Kreis gegründet, 

stieg der Maschinenring Kassel bald intensiv 

in den Bau von Biogasanlagen ein. Er 

organisierte den gemeinschaftlichen Kauf 

von Anlagenkomponenten für die Landwirte 

und half auf den Baustellen mit. „2004 

bauten 14 Mitglieder des Maschinenrings 

jeweils baugleiche Biogasanlagen“, sagt 

Klaus Anduschus, Biogasberater beim Maschinenring. 

Längst sind die Kasseler dank 

ihres Engagements und ihrer Fachkenntnis 

über die Region hinausgewachsen: Aus Kassel 

werden heute rund 250 Anlagen bundesweit 

betreut. „Rund ein Drittel davon 

haben wir auch geplant“, sagt Anduschus. 

Und etwa 60 Anlagen seien mit Unterstützung 

durch den Maschinenring in einer Art 

Bauherrenmodell erstellt worden. 

Mit Stand Ende 2015 sind nach Zahlen 

des IWES in Hessen 215 Biogasanlagen 

mit einer elektrischen Leistung von 101 

Megawatt in Betrieb. Heute habe das Biogas 

unter allen Formen der Bioenergie den 

größten Anteil an der Stromproduktion in 

Hessen, bilanzieren die Wissenschaftler; 

dabei dominieren die „landwirtschaftlichen 

und abfallstämmigen Substrate“. Der Anstieg 

der Stromerzeugung nach der Jahrtausendwende 

war enorm: Im Jahr 2000 habe 

die Produktion im ganzen Bundesland noch 

bei 4 Gigawattstunden pro Jahr gelegen, bis 

2014 habe sie sich auf über 700 Gigawattstunden 

vervielfacht. 

Die meisten Anlagen stehen heute im 

Norden des Landes, an der Spitze steht 

der Landkreis Kassel mit 26 Anlagen, die 

zusammen auf 6,5 Megawatt Leistung 

kommen. Im Südosten, etwa im Landkreis 

Rheingau-Taunus, gibt es keine einzige. Und 

ebenfalls noch ohne Biogasanlage ist auch 

der Main-Taunus-Kreis, zu dem Eschborn 

gehört – jene Stadt der Entwicklungshelfer, 

in der so manche Biogasanlage der Welt ihren 

konzeptionellen Ursprung hat. 

Autor 

Bernward Janzing 


Wilhelmstr. 24a · 79098 Freiburg 

Tel. 07 61/202 23 53 

E-Mail: bernward.janzing@t-online.de 

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Der Fachverband Biogas e.V. ist mit über 4.700 Mitgliedern die größte deutsche und europäische Interessenvertretung der Biogas-Branche. Er vertritt 

bundesweit Hersteller, Anlagenbauer und landwirtschaftliche wie industrielle Biogasanlagenbetreiber. Ziel der Verbandsarbeit ist es, die Biogaserzeugung 

und -nutzung für die bundesweite Strom-, Wärme- sowie Kraftstoffversorgung, den Wirtschaftsstandort Deutschland und einen wirkungsvollen 

Klimaschutz auszubauen. Zur Unterstützung suchen wir: 

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Fachreferent/in Abfall, Düngung 

und Hygiene 

Leiter/in Stabsstelle Kraftstoff 

und Biomethan 

Ihre Aufgaben: 

• die Beratung unserer Mitglieder (Erneuerbare- 

Energien-Gesetz, Energiewirtschaftsgesetz, 

öffentliches Recht etc.), 

• die zielgruppenorientierte Vermittlung von 

Informationen, 

• die Fertigung von Rechtsgutachten, 

• die Erarbeitung wissenschaftlicher und politischer 

Stellungnahmen 

• sowie die Vertretung der Verbandspositionen 

gegenüber Ministerien und Netzbetreibern. 

Der/Die Stelleninhaber/in hat unter Berücksichtigung 

der technischen Belange eigene Rechtspositionen 

zu erarbeiten und zu begründen. 

Dabei müssen Fragestellungen aus verschiedenen 

Rechtsbereichen im Blick gehalten werden 

(i.d.R. Erneuerbare Energien, Genehmigungsrecht 

und Abfallrecht). 

Ihr Profil: 

Es werden eine sehr zügige wissenschaftliche 

Arbeitsweise sowie eine betriebswirtschaftliche 

Denkweise erwartet. Eine vorherige anwaltliche 

Tätigkeit von ein bis zwei Jahren, wünschenswerterweise 

im energiewirtschaftlichen Bereich, 

liegt idealerweise vor. Ein souveräner Umgang 

mit den Officeprodukten Word, Excel und Power- 

Point wird genauso wie eine hohe Affi nität zu 

Erneuerbaren Energien vorausgesetzt. 


Als Mitarbeiter/in des Referates Abfall, Düngung 

und Hygiene arbeiten Sie an den aktuellen 

fachlichen, rechtlichen und organisatorischen 

Aufgaben in Abstimmung mit der Referatsleitung. 

Dazu zählen die Erstellung von Stellungnahmen, 

Mitgliederinformationen und anderen 

Veröffentlichungen, die Vorstellung der Inhalte 

in Fachvorträgen im In- und Ausland sowie Präsenz 

auf Messen, Verbandsveranstaltungen und 

Arbeitsgruppensitzungen. Zudem unterstützen 

Sie den Mitgliederservice durch die telefonische 

Betreuung und Beantwortung der gestellten 

Fragen in allen Biogas relevanten Bereichen. 

Ihr Profi l: 

• Sie verfügen über ein abgeschlossenes 

Studium in den Bereichen Umwelt, Abfall, 

Erneuerbare Energien, Landwirtschaft oder 

Verfahrenstechnik bzw. sind Jurist mit entsprechender 

Spezialisierung. 

• Sie können fundierte Kenntnisse in den Bereichen 

Biogas, Abfallvergärung, Düngung und 

Hygiene nachweisen. 

• Sie haben Interesse bzw. Erfahrung an dem 

aktiven Umgang mit Gesetzestexten und 

Rechtsverordnungen insbesondere im Abfall-, 

Dünge- und Veterinärrecht. 

• Sie sind bereit und in der Lage, die Interessen 

und Ziele des Fachverbandes Biogas e.V. auf 

nationaler und EU-Ebene zu vertreten. 

• Sie zeigen ausgeprägte kommunikative Fähigkeiten 

und beherrschen die englische Sprache 

sehr gut in Wort und Schrift. 


Als Leiter/in der Stabstelle Kraftstoff und 

Biomethan koordinieren Sie die Arbeit in dem 

Bereich Kraftstoff und Biomethan. Dabei arbeiten 

Sie teamorientiert mit den Referaten Energierecht- 

und Handel, Firmen und Technik und 

Politik zusammen. Sie treten auch nach außen 

als Ansprechpartner für den Bereich Kraftstoff 

und Biomethan auf. Dabei wird die politische 

Interessenvertretung durch die Leitung des 

Hauptstadtbüros Biogas koordiniert und mit ihr 

abgestimmt. Sie vertreten das Thema auch nach 

innen, indem Sie die Biogasanlagenbetreiber 

und Firmenmitglieder mit Fachinformationen 

unterstützen und deren Bedürfnisse abfragen. 

Sie sind direkt der Hauptgeschäftsführung unterstellt 

und damit auf der Ebene der Referatsleiterinnen 

und Referatsleiter im Fachverband 

Biogas angesiedelt. 

Ihr Profi l: 

• Sie können fundierte rechtliche, technische und 

ökonomische Kenntnisse der Erzeugung und 

Nutzung von Biogas und Biomethan nachweisen. 

• Sie verfügen über Erfahrungen im Bereich der 

Interessenvertretung. 

• Sie sind in der Lage, sich in komplexe technische 

und rechtliche Zusammenhänge einzuarbeiten, 

Lösungsansätze zu entwickeln und 

diese nach innen und außen zu kommunizieren. 

• Sie verfügen über ausgeprägte kommunikative 

Fähigkeiten und können diese auch mindestens 

in einer Fremdsprache (Englisch) sicher 

und erfolgreich einsetzen. 

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Freising. Der Fachverband Biogas e.V. ist zertifi ziert nach dem Audit berufundfamilie 

und bietet damit einige familienfreundliche Maßnahmen zur Vereinbarkeit von Beruf 

und Familie. Die Stelle Fachreferent/in Abfall ist zunächst auf zwei Jahre befristet. 

Bitte senden Sie Ihre aussagekräftigen Bewerbungsunterlagen ausschließlich in 

digitaler Form mit Angaben zum frühestmöglichen Arbeitsbeginn sowie zu Ihren 

Gehaltsvorstellungen schnellstmöglich, jedoch spätestens bis zum 22.09.2017 an: 


Dr. Claudius da Costa Gomez 

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E-Mail: personal@biogas.org 

Für Rückfragen stehen wir 

Ihnen gerne zur Verfügung. 


113

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Herausgeber: 

Fachverband Biogas e. V. 

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

Andrea Horbelt (redaktionelle Mitarbeit) 

Angerbrunnenstraße 12 · 85356 Freising 

Tel. 0 81 61/98 46 60 

Fax: 0 81 61/98 46 70 


Internet: www.biogas.org 

ISSN 1619-8913 

Redaktion: 


Fachverband Biogas e. V. 

Tel. 0 54 09/9 06 94 26 

E-Mail: martin.bensmann@biogas.org 

Anzeigenverwaltung & Layout: 

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Druck: Druckhaus Fromm, Osnabrück 

Auflage: 10.000 Exemplare 

Das BIOGAS Journal erscheint sechsmal im Jahr auf Deutsch. Zusätzlich erscheinen 

zwei Sonderhefte und zwei Ausgaben in englischer Sprache. 

Die Zeitschrift sowie alle in ihr enthaltenen Beiträge sind urheberrechtlich 

geschützt. Namentlich gekennzeichnete Artikel geben die Meinung des 

Verfassers wieder, die nicht unbedingt mit der Position des Fachverbandes 

Biogas e.V. übereinstimmen muss. Nachdruck, Aufnahme in Datenbanken, 

Onlinedienste und Internet, Vervielfältigungen auf Datenträgern wie CD- 

Rom nur nach vorheriger schriftlicher Zustimmung. Bei Einsendungen 

an die Redaktion wird das Einverständnis zur vollen oder auszugsweisen 

Veröffentlichung vorausgesetzt. Für unverlangt eingehende Einsendungen 

wird keine Haftung übernommen. Die Redaktion behält sich vor, Leserbriefe 

sinnerhaltend zu kürzen. 

114


Verband 

Hydrozym DP: Echte Methan-Mehrerträge 

Viele Biogas-Produzenten sehen im Proteingehalt ihrer 

Substrate einen Garanten für schnellstmöglichen 

Methanertrag. Doch was im Prinzip richtig ist, stimmt nur 

in Teilen. Denn längst nicht alle Proteine, die über hohe 

GPS-, Gräser-, Mistanteile oder Schlachtabfälle eingebracht 

werden, sind auch tatsächlich biologisch verfügbar, und 

somit wirkungslos. 

Um sie dennoch im Fermenter zu wertvollem Methangas 

vergären zu können, bedarf es der Wirkung proteolytischer 

Enzyme. In Form von Exoproteasen greifen sie die Peptidketten 

an den Enden an und „verdauen“ so mit Hilfe der 

Endoproteasen die sonst nicht verfügbaren Proteine. 

Das so gewonnene Methangas ist ein echter Mehrertrag. 

Erzielt aus sonst völlig ungenutzten Substratbestandteilen. 

Mit dem neuen Hydrozym DP ist es uns gelungen, ein 

solches Enzympräparat zu entwickeln. 

Für echte Methan-Mehrerträge 

Hydrolyse 

Makromoleküle 

DP 

Kohlehydrate, Cellulose Proteine Fette 

Cellulasen, Amylasen Proteasen Lipasen 

Wir freuen uns, Ihnen mit Hydrozym DP – ganz im Sinne 

unserer ganzheitlichen Biogas-Prozess-Optimierungs- 

Philosophie – eine Neuentwicklung anbieten zu können, 

die einen weiteren wichtigen Schritt zu mehr Nachhaltigkeit 

bei der Biogas-Produktion bedeutet. 

Monosaccaride 

Enzyme 

Aminosäuren 

Fettsäuren, 

Glycerin 

In diesem Sinne: „Holen Sie doch einfach nur das aus Ihrem 

Fermenter raus, was schon drin ist! Es lohnt sich.“ 

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